Fluidos de perfuração

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Relatório Experimento Fluidos de Perfuração 
Petróle - Prof. Dra. Mra del Pilar Hidalgo Falla 
 
Isabella Sene Santos Carneiro 15/0012250 
Gabriel Souza Firmino 14/0140719 
Arthur da Silva Alves 14/0131035 
 
 
OBJETIVO 
O objetivo do experimento é mostrar aspectos reológicos de fluidos de perfuração e 
assimilar conceitos, tais como: força gel, viscosidade plástica, viscosidade aparente e escoamento. 
Os experimentos realizados foram feito de acordo com a norma padrão. 
 
INTRODUÇÃO 
Fluidos de perfuração 
Fluidos de perfuração são misturas de aditivos que permitem a viabilidade da extração de 
petróleo em colunas de exploração, principalmente em grandes profundidades. Esses aditivos são 
capazes de atender à extração de petróleo de diversos tipos de poços de exploração, a partir das 
características que possuem, tais como: tipo de solo, profundidade de perfuração, viscosidade, entre 
outros; eles podem estar em estado sólido, líquido ou gasoso. 
Dentre as características dos fluidos de perfuração, pode-se elencar: a estabilidade química 
do composto, manutenção de sólidos em suspensão, deve ser inerte aos demais compostos da rocha, 
devem poder ser submetidos a tratamentos físicos e químicos, devem ser bombeáveis e 
apresentarem baixo grau de corrosão e abrasão com relação à coluna de produção e equipamentos 
que participem do sistema de extração de petróleo, devem ter viabilidade econômica, uma vez que 
é a parte que onera maiores custos na extração de petróleo. 
Os fluidos são projetados para que não causem o entupimento da coluna de produção, sua 
viscosidade aumenta, impedindo que as partículas em suspensão interrompam o funcionamento da 
extração. Quanto menor for o fluxo de fluido na coluna, maior se torna a sua viscosidade, desta 
forma, o fluido deixa de se movimentar e adquire textura de gel, desta forma, impedirá que a 
suspensão cause o entupimento do sistema de extração. Quando o fluido reinicia o movimento, ele 
vai ficando menos espesso até atingir a forma de líquido. 
Desta forma, é possível perceber as vantagens da utilização de fluidos de perfuração na 
produção de petróleo, e assim auxiliar na redução de acidentes, vazamentos, explosões e fissuras no 
solo. 
 
 
 
A seguir, são apresentadas as características principais que qualificam os fluidos de 
perfuração. 
 
Força gel (Fg) 
Força gel é a tensão de escoamento necessária que o fluido possua para que ele comece a 
escoar, ou seja, é um indicador do comportamento do fluido. 
A força gel inicial (Fgi) mede a resistência inicial para que o fluido inicie seu fluxo e a final (Fgf) 
mede a resistência para reiniciar esse fluxo quando entra em repouso. A diferença entre elas indica 
a força gel. 
Viscosidade Aparente 
É a medida da viscosidade do fluido quando submetido a uma tensão constante. É a 
viscosidade que se caracteriza pela resistência ao escoamento. 
Viscosidade Plástica 
É a medida da resistência ao fluxo do fluido. Quando maior a viscosidade plástica, maior a 
quantidade de partículas em suspensão no fluido, ou seja, atua como indicador da concentração 
dessas partículas no fluido de perfuração. 
Limite de Escoamento 
É o esforço mínimo necessário para que um fluido continue escoando. É indicador da 
atração entre as partículas em movimento no fluido. 
 
PROCEDIMENTO EXPERIMENTAL 
MATERIAIS 
● Agitador Hamilton Beach 
● Viscosímetro 35A Fann 
● 175 ml de água em cada mistura 
● Fluido argiloso 
● Fluido arenítico 
 
MÉTODOS 
Com os fluidos já preparados anteriormente, que passa por etapas de agitação de 10 
minutos a altas velocidade e, a posterior, passando por repouso de 24 horas, que são as etapas de 
preparação da amostra. 
Em laboratório foram realizados os testes das amostras, os fluidos aquosos foram 
misturados com o uso do agitador por 5 minutos a 17.000 rpm, então no viscosímetro foram 
submetidos por 2 minutos a 600 rpm, a seguir foram colocados em repouso por 10 segundos. 
 
 
 
A medida de viscosidade obtida na leitura deve ser dividida por 2 para obter a viscosidade 
aparente em centipoise (cP). 
a (cP )V = 2
L600 
 
Em seguida, o fluido foi submetido a uma velocidade de 300 rpm por 2 minutos e então 
mantido em repouso por 15 segundos. 
A leitura da viscosidade plástica é feita com a diferença entre a leitura a 600 rpm e a leitura 
a 300 rpm. 
p L600 L300 (cP ) V = − 
O limite de escoamento pode ser calculado pela diferença entre a leitura a 300 rpm e a 
viscosidade aparente, em N/m². 
E L300 V p (N /m²) L = − 
Depois, o fluido foi submetido a uma velocidade de 600 rpm por 15 segundos e 
permaneceu em repouso por 10 segundos e então colocado no viscosímentro a 3 rpm para a leitura 
(Fgi) e então o fluido ficou em repouso por 10 minutos e colocado no viscosímetro a 3 rpm para a 
leitura (Fgf). 
g F gf F gi (cP ) F = − 
 
 
RESULTADOS OBTIDOS 
Fluido Argiloso Fluido Arenítico 
Velocidade 
(rpm) 
Leitura no 
viscosímetro 
Velocidade 
(rpm) 
Leitura no 
viscosímetro 
600 14,5 600 10 
300 6 300 5 
200 3 200 1,5 
100 1,5 100 2,0 
6 1,0 6 1,0 
3 0,5 3 0,5 
Va 7,25 Va 5 
Vp 8,5 Vp 5 
 
 
 
Le -2,5 L 
Tabela 1: resultados obtidos nas leituras 
 
 
Gráfico 1: Tensão x Velocidade no fluido arenítico 
 
 
Gráfico 2: Tensão x Velocidade no fluido argiloso 
 
DISCUSSÃO 
Podemos perceber que ambos os fluidos de perfuração apresentam característica de 
pseudoplasticidade, quando a viscosidade vai diminuindo com o aumento da tensão de corte 
(cisalhamento), no nosso caso com a ação do misturador. 
Nos gráficos construídos com o auxílio do é possível perceber a discrepância dos ExcelR 
 
 
 
valores de tensão para os mesmos valores de velocidade. O fluido para rocha arenítica (Fluido 3A, 
LOPES, Onismar R.​) possui Água, Barrilha Leve, Bentonita - SM GEL, Celutrol HV e SM 2000, o 
que, devido a maior quantidade de solventes apresenta menor taxa de viscosidade quando 
comparado com o fluido de perfuração para rochas argilosas (Fluido 3B, ​LOPES, Onismar R) ​que 
possui na composição apenas Água, Barrilha Leve e SM 2000. 
As normas N-2604 e N-2605 de 1998, da Petrobrás, regulamenta valores máximos e 
mínimos das propriedades reológicas de fluidos de perfuração à base d’água. 
 
Propriedades Valor mínimo Valor máximo 
Viscosidade Plástica - Vp (cP) 15 - 
Viscosidade Aparente - Va (cP) 4 - 
Volume de Filtrado (mL) - 18 
Tabela 2: Limites estabelecidos pelas N-2604 e N-2605 da Petrobrás. 
 
Em comparação a estes parâmetros da Petrobrás, percebe-se que os valores da Viscosidade 
Aparente (VA) se apresentaram dentro do esperado, já os da Viscosidade Plástica (VP) ficaram 
longe do esperado, enquanto o valor mínimo era de 15, os fluidos argiloso e arenítico, 
respectivamente, tiveram como respostas 8,5 cP e 5 cP. Estas discrepâncias podem ter ocorrido 
por erros durante a realização do experimento.CONCLUSÃO 
A partir dos dados analisados foi possível identificar que o fluido argiloso apresentou 
maior viscosidade, implicando que é necessário uma maior viscosidade para perfuração neste tipo 
de solo. Ele também possui um maior número de solventes o que contribui para maior viscosidade; 
Já o fluido arenítico mostrou uma viscosidade mais amena e com menos solventes na sua 
composição, no experimento em questão. 
Ambos apresentaram boas respostas à Viscosidade Aparente, porém, ambos saíram do 
limite de Viscosidade Plástica, quando comparado aos limites estabelecidos pela Petrobrás. 
 
REFERÊNCIAS BIBLIOGRÁFICAS 
LOPES, Onismar R., ​Desenvolvimento de Biofluidos de Perfuração para Poços de Petróleo na Base Biodiesel, Diesel 
e Água​, Universidade de Brasília, Brasília-DF, 2016 
IRAMINA, Wilson S., ​FLUIDOS DE PERFURAÇÃO - Engenharia de Perfuração​, Escola Politécnica da 
Universidade de São Paulo Departamento de Engenharia de Minas e de Petróleo, São Paulo - SP, 2016