Download PDF
ads:
Universidade Federal de Campina Grande
Centro de Ciências e Tecnologia
Doutorado em Engenharia de Processos
Tese de Doutorado
COMPOSIÇÕES DE ARGILAS BENTONÍTICAS PARA
UTILIZAÇÃO EM FLUIDOS DE PERFURAÇÃO DE POÇOS DE
PETRÓLEO
Liszandra Fernanda Araújo Campos
Campina Grande, PB
Abril - 2007
ads:
Livros Grátis
http://www.livrosgratis.com.br
Milhares de livros grátis para download.
Composições de Argilas Bentoníticas para Utilização em Fluidos de
Perfuração de Poços de Petróleo
Liszandra Fernanda Araújo Campos
Tese de Doutorado submetida à Coordenação do Curso de Doutorado em
Engenharia de Processos da Universidade Federal de Campina Grande como
parte dos requisitos necessários para obtenção do grau de Doutor em
Engenharia de Processos.
Área de Concentração: Materiais
Prof. Heber Carlos Ferreira, Dr.
Orientador
Pesquisadora Luciana Viana Amorim, Dra.
Orientadora
Campina Grande, PB
Abril de 2007
ads:
Composições de Argilas Bentoníticas para Utilização em Fluidos de
Perfuração de Poços de Petróleo
Liszandra Fernanda Araújo Campos
Tese aprovada em:
PROF. HEBER CARLOS FERREIRA, Dr., UAEMa/UFCG
Orientador
PESQUISADORA LUCIANA VIANA AMORIM, Dra, ANP/UFCG
Orientadora
PROF. FLÁVIO LUIZ HONORATO DA SILVA, Dr., UAEQ/UFCG
Examinador Interno
PROF. FRANCISCO ROLANDO VALENZUELA DÍAZ, Dr., USP
Examinador Externo
PROF. GELMIRES DE ARAÚJO NEVES, Dr., UAEMa/UFCG
Examinador Interno
PROF
a
. LISIANE NAVARRO DE LIMA SANTANA, Dra, UAEMa/UFCG
Examinadora Interna
PROF
a
. ROSÂNGELA BALABAN GARCIA, Dra, UFRN
Examinadora Externa
i
A Darci e Fernando, meus pais
A Lucila, Vinícius e Fillipe, meus irmãos
A Lucas e Guilherme, meus filhos
ii
Agradecimentos
Eis que chegou o momento de expressar sinceros agradecimentos às
pessoas que estiveram ao meu lado, me oferecendo coragem e alegria.
Aos meus pais, Darci e Fernando, os mais profundos agradecimentos
por suas sábias lições de perseverança, pelo amor e apoio constante em todos
os momentos da minha vida.
Aos meus irmãos, Lucila, Vinícius e Fillipe pela atenção, amor, carinho e
cuidados dedicados aos meus filhos na minha ausência, cooperação
indispensável para realização deste trabalho.
Aos meus filhos, Lucas e Guilherme, que trazem tanta luz e felicidade
para minha vida, um amor especial.
Ao Prof. Heber sou imensamente grata pela dedicada orientação da
tese, pelos ensinamentos que me transmitiu, pelas oportunidades que sempre
me ofereceu e pela amizade. Agradeço, sobretudo, o privilégio de ter sua
orientação em todos os meus trabalhos nestes dez anos de convivência
acadêmica.
A Luciana Amorim, agradeço pelo incentivo, pela importante colaboração
na discussão do trabalho, pelas proveitosas idéias e sugestões.
A Josiane e Klevson pela valiosa colaboração na parte experimental
deste trabalho.
A todos que fazem o LABDES – Laboratório de Referência em
Dessalinização, meus sinceros agradecimentos pela presteza a Juliana,
Weruska, Bira, Jorge, Kelly, Sidnei, Suelene e Nilton, em especial ao Prof.
iii
Kepler por disponibilizar o laboratório viabilizando o desenvolvimento da parte
experimental desta tese.
Aos colegas de turma Tânia, Divanira, Ilza, Mércia, Arleide, Wilma,
Marina, Romualdo e aos colegas do laboratório Alice, André, Kássie, Ingrid e
Junior agradeço pelo convívio, pelos momentos de descontração, pela
solidariedade, presteza e pela amizade compartilhadas todo esse tempo.
À Coordenação do Doutorado em Engenharia de Processos e aos
professores da pós-graduação pela contribuição à minha formação profissional.
Aos Professores Gelmires e Lisiane pelo apoio e constante incentivo e
pelas sugestões que muito contribuíram para esta forma final da tese.
Ao Prof. Flávio pelos ensinamentos e pelo auxílio na discussão dos
resultados estatísticos deste trabalho.
À Empresa BUN – Bentonit União Nordeste pelo fornecimento da
amostra de argila bentonítica. À Empresa Denver Indústria e Comércio Ltda.,
pelo fornecimento das amostras de aditivos poliméricos.
À CAPES, pelo apoio financeiro.
A Deus, que colocou todas essas pessoas no meu caminho e me deu
forças para vencer todos os obstáculos.
Há muito mais a quem agradecer... A todos aqueles que, embora não
nomeados, me brindaram com seus inestimáveis apoios e contribuições em
distintos momentos e por suas presenças afetivas, o meu reconhecido e
carinhoso muito obrigado!
Todos vocês são co-autores deste trabalho.
iv
"Aprender é a única coisa de que a mente nunca
se cansa, nunca tem medo e nunca se arrepende."
(Leonardo da Vinci)
v
Resumo
Composições de Argilas Bentoníticas para Utilização em Fluidos de
Perfuração de Poços de Petróleo
Liszandra Fernanda Araújo Campos
Este trabalho foi desenvolvido com o objetivo de estudar composições
das argilas bentoníticas disponíveis nos jazimentos do município de Boa Vista,
PB, visando potencializar a utilização das argilas de qualidade inferior em
fluidos de perfuração de poços de petróleo. Para tanto, foram selecionadas três
amostras de argilas bentoníticas naturais (Argilas Bofe, Chocolate e Verde-
lodo) e uma de argila industrializada sódica (Argila Brasgel PA), utilizada como
referência, provenientes de Boa Vista, PB. Por meio do delineamento de
misturas, da metodologia de superfície de resposta e da otimização gráfica
estudou-se as propriedades de viscosidades aparente (VA) e plástica (VP) e o
volume de filtrado (VF) das dispersões preparadas com composições das
argilas Bofe, Chocolate e Verde-lodo. Os resultados possibilitaram delimitar
uma gama de composições que tornam viável a obtenção de fluidos com
propriedades satisfatórias e potencializam o uso das argilas de qualidade
inferior (Argilas Bofe e Verde-lodo). Avaliou-se a influência de diferentes teores
de carbonato de sódio e processos de mistura nas propriedades de VA, VP e
VF das dispersões preparadas com as composições estudadas, concluindo-se
que dependendo da proporção das argilas presente na composição, esses
parâmetros favorecem ou não a melhoria das propriedades. O processo em
que a mistura das argilas é realizada após transformação das argilas
individuais em sódicas, em todos os teores de carbonato de sódio utilizados,
potencializa o uso das argilas Bofe e Verde-lodo e minimiza o uso da argila
Chocolate, considerada de melhor qualidade. Foi avaliada a ação de aditivos
poliméricos na proteção e recuperação de VA, VP e VF das dispersões
preparadas com as composições VB (66,7% de Verde-lodo + 33,3% de Bofe) e
BCV (66,7% de Bofe + 16,7% de Chocolate + 16,7% de Verde-lodo). Os
resultados mostraram que é possível a obtenção de fluidos resistentes à ação
de agentes de degradação. O estudo desenvolvido com as composições das
argilas poderá trazer inúmeros benefícios aos mineradores e indústria
beneficiadora das argilas de Boa Vista, como também ao setor do petróleo,
visto a possibilidade do uso das argilas de qualidade inferior, disponíveis em
maior quantidade nos jazimentos, em fluidos de perfuração de poços de
petróleo.
Palavras-chave: Reologia, delineamento de misturas, aditivos poliméricos.
vi
Abstract
Bentonite Clays Compositions for Use Drilling Fluids of Oil Well
Liszandra Fernanda Araújo Campos
This work has a objective to study bentonite clays compositions that
make possible the uses of low quality clays available in deposits of Boa Vista,
PB, for use in drilling fluids of oil well. For this purpose, three samples of natural
bentonite clays (Bofe, Chocolate and Verde-lodo clays) and one industry
sample (Brasgel PA clay), used as reference, were selected of Boa Vista, PB.
Through of the mixture design, methodology of response surfaces and
optimization graphic was studied the apparent (VA) and plastic (VP) viscosities
and water loss (VF) of dispersions prepared with clays compositions. The
results allowed to delimit a range of Bofe, Chocolate and Verde-lodo clays
compositions, that viability of blendings with properties according to actually
standards for drilling fluids oil well applications and make possible the use of
low quality clays (Verde-lodo and Bofe clays). Was evaluated influence of the
different addition of sodium carbonate and mixtures processes in properties VA,
VP and VF of dispersions prepared with clays compositions and depending of
the clays composition, improvement or no the properties. The mixture process
of clays is accomplished after transformation of the individual clays in sodic, in
all amounts of sodium carbonate used, make possible the use of Bofe and
Verde-lodo clays and minimizes the use of Chocolate clay, the best quality. The
polymers additives study the protection and recovery of VA, VP and VF of
dispersions prepared with compositions VB (66,7% of Verde-lodo + 33,3% of
Bofe) and BCV (66,7% of Bofe + 16,7% of Chocolate + 16,7% of Verde-lodo).
The results making possible the fluid resistant to action of degradation agents.
The study of compositions clays will get innumerable useful benefits to Boa
Vista mining, the industry and the petroleum sector, possibility the use of low
quality clays, available in bigger amounts in deposits, for use in drilling fluids of
oil well.
Key-words: Rheology, mixture design, polymeric additives.
vii
Sumário
Capítulo 1
Introdução...................................................................................................... 1
1.1 Justificativa......................................................................................... 3
1.2 Objetivos Geral e Específicos............................................................. 4
Capítulo 2
Revisão Bibliográfica..................................................................................... 5
2.1 Fluidos de Perfuração......................................................................... 5
2.1.1 Funções dos Fluidos de Perfuração......................................... 7
2.2. Reologia e Tixotropia dos Fluidos de Perfuração.............................. 7
2.3 Argilas Bentoníticas............................................................................ 9
2.3.1 Estrutura................................................................................... 9
2.3.2 Hidratação................................................................................ 11
2.4 Bentonitas das Jazidas de Boa Vista, PB.......................................... 13
2.4.1 Estudos Realizados com Argilas de Boa Vista, PB, Visando
seu Uso como Agente Viscosificante e Tixotrópico para
Fluidos de Perfuração...............................................................
15
2.5. Estudos Realizados com Misturas de Argilas Bentoníticas............... 17
2.6 Aditivações Poliméricas Visando a Melhoria das Propriedades
Reológicas dos Fluidos de Perfuração..............................................
18
2.7 Efeito dos Sais nos Fluidos de Perfuração......................................... 21
2.8. Planejamento e Otimização de Experimentos................................... 25
2.8.1 O Uso do Delineamento de Misturas........................................ 25
2.8.2 Metodologia do Delineamento de Misturas.............................. 27
2.8.3 Metodologia de Superfície de Resposta................................... 31
2.8.3.1 Modelos de Regressão................................................. 32
2.8.4 Fundamentos de Otimização.................................................... 33
2.8.5 Solução de Problemas de Otimização..................................... 34
2.8.5.1 Otimização Gráfica....................................................... 34
Capítulo 3
Etapa Experimental........................................................................................ 37
3.1 Introdução........................................................................................... 37
viii
3.2 Materiais............................................................................................. 37
3.2.1 Argilas Bentoníticas.................................................................. 37
3.2.2 Aditivos..................................................................................... 37
3.2.2.1 Aditivo Primário............................................................. 38
3.2.2.2 Aditivos Secundários.................................................... 38
3.2.2.3 Aditivos Terciários........................................................ 38
3.3 Métodos.............................................................................................. 38
3.3.1 Preparação das Amostras........................................................ 40
3.3.2 Ensaios de Caracterização...................................................... 40
3.3.2.1 Caracterização Física................................................. 40
3.3.2.1.1 Teor de Umidade......................................... 40
3.3.2.1.2 Análise Granulométrica por Difração de
Laser..........................................................
40
3.3.2.1.3 Capacidade de Troca de Cátions
(CTC).........................................................
41
3.3.2.1.4 Área Específica........................................... 41
3.3.2.2 Caracterização Mineralógica...................................... 41
3.3.2.2.1 Análise Química.......................................... 41
3.3.2.2.2 Análises Térmicas....................................... 42
3.3.2.2.3 Difração de Raios X.................................... 42
3.3.3 Delineamento de Misturas........................................................ 42
3.3.4 Parâmetros de Aditivação das Composições........................... 43
3.3.4.1 Processo A - Misturas das Argilas Naturais e
Transformação das Composições em Sódicas..........
44
3.3.4.2 Processo B - Misturas das Argilas Naturais Após
Transformação das Argilas Individuais em Sódicas....
44
3.3.5 Preparação das Dispersões..................................................... 44
3.3.6 Estudo Reológico..................................................................... 45
3.3.7 Estudo Estatístico..................................................................... 45
3.3.8 Otimização Matemática............................................................
46
3.3.9 Seleção das Misturas............................................................... 47
3.3.10 Tratamentos de Degradação.................................................. 47
3.3.11 Tratamentos de Proteção e Recuperação.............................. 48
ix
Capítulo 4
Resultados e Discussão.................................................................................. 50
4.1 Introdução........................................................................................... 50
4.2 Caracterização Física......................................................................... 50
4.2.1 Teor de Umidade...................................................................... 50
4.2.2 Análise Granulométrica............................................................ 51
4.2.3 Capacidade de Troca de Cátions............................................. 54
4.2.4 Área Específica......................................................................... 54
4.3 Caracterização Mineralógica.............................................................. 55
4.3.1 Composição Química............................................................... 55
4.3.2 Análise Térmica........................................................................ 57
4.3.3 Difração de Raios X.................................................................. 60
4.4 Comportamento Reológico................................................................. 63
4.5. Delineamento de Misturas – Estudo Estatístico................................ 74
4.5.1 Superfícies de Resposta.......................................................... 79
4.5.2 Otimização Gráfica para Obtenção de Fluidos com
Propriedades Reológicas Adequadas...................................
88
4.5.3 Validação dos Modelos............................................................ 99
4.6 Tratamentos de Degradação.............................................................. 101
4.7 Tratamentos de Proteção e Recuperação.......................................... 107
4.7.1 Composição VB (66,7%+33,3%).............................................. 108
4.7.2 Composição BCV (66,7% + 16,7% + 16,7%)........................... 117
4.7.3 Análise Conjunta dos Tratamentos de Proteção e
Recuperação.........................................................................
127
Capítulo 5
Conclusões..................................................................................................... 129
5.1 Caracterização Física e Mineralógica................................................. 129
5.2 Comportamento Reológico................................................................. 129
5.2.1. Delineamento de Misturas....................................................... 130
5.3 Tratamentos de Degradação, Proteção e Recuperação.................... 131
5.4 Conclusão Geral................................................................................. 132
Perspectivas para Futuros Trabalhos........................................................ 134
Bibliografia..................................................................................................... 135
x
Simbologia e Abreviaturas
Lista de Símbolos
AD1 - Agente de degradação 1 - CaSO
4
AD2 - Agente de degradação 2 - NaCl
AD3 - Agente de degradação 3 - MgCl
2
+ CaCl
2
AD4 - Agente de degradação 4 - CaSO
4
+ NaCl + MgCl
2
+ CaCl
2
b = Coeficientes das equações de regressão
B – Proporção da argila Bofe
BCV – Composição formulada com as argilas Bofe, Chocolate e Verde-lodo
BV – Composição formulada com as argilas Bofe e Verde-lodo
C – Proporção da argila Chocolate
ε
i
- Erro experimental
Fcalc/Ftab – Razão entre o teste F calculado e o teste F tabelado
i, j, k - Constantes
L
300
– Leitura no viscosímetro Fann a 300 rpm
L
600
– Leitura no viscosímetro Fann a 600 rpm
m – Parâmetro de espaçamento no arranjo simplex
q – Quantidade de componentes na composição
R
2
- Coeficiente de múltipla determinação
Teste F - Parâmetro estatístico
V – Proporção da argila Verde-lodo
VA - Viscosidade aparente
Valor p – Parâmetro estatístico
VP - Viscosidade plástica
VF - Volume de filtrado
x = Proporção dos componentes na mistura.
Y = Estimativa da resposta VA, VP e VF
Lista de Abreviaturas
AE - Área Específica
xi
ANP – Agência Nacional de Petróleo
API - American Petroleum Institute
ATD – Análise térmica diferencial
ATG – Análise termogravimétrica
BET – Método de adsorção de nitrogênio/hélio desenvolvido por Brunauer,
Emmett e Teller
BUN – Bentonit União Nordeste
CAPES - Coordenação de Aperfeiçoamento de Pessoal de Nível Superior
CCT – Centro de Ciências e Tecnologia
CMC - Carboximetilcelulose
CMC AV - Carboximetilcelulose de alta viscosidade
CMC BV - Carboximetilcelulose de baixa viscosidade
CMC MV - Carboximetilcelulose de média viscosidade
CTC - Capacidade de troca de cátions
DNPM – Departamento Nacional da Produção Mineral
DP – Grau de polimerização
DS – Grau de substituição
IPT – Instituto de Pesquisas Tecnológicas do Estado de São Paulo
LABDES – Laboratório de Referência em Dessalinização
LAM - Laboratório de Análises Minerais
MSR - Metodologia de Superfície de Resposta
pH - Potencial Hidrogeniônico
UAEMa – Unidade Acadêmica de Engenharia de Materiais
UAEQ – Unidade Acadêmica de Engenharia Química
UFCG – Universidade Federal de Campina Grande
UFPB – Universidade Federal da Paraíba
UFRN – Universidade Federal do Rio Grande do Norte
USP – Universidade de São Paulo
xii
Lista de Tabelas
Tabela 3.1. Composições obtidas através do planejamento em rede
simplex centróide {3,2}, aumentado...........................................
43
Tabela 4.1. Teor de umidade das amostras de argilas naturais e
industrializada.............................................................................
51
Tabela 4.2. Análises granulométricas das amostras de argilas naturais e
industrializada.............................................................................
51
Tabela 4.3. Capacidade de Troca de Cátions das amostras de argilas
naturais e da argila industrializada..............................................
53
Tabela 4.4. Área específica das amostras de argilas naturais e da argila
industrializada.............................................................................
55
Tabela 4.5. Composição química das amostras de argilas naturais e da
argila industrializada....................................................................
56
Tabela 4.6.
Designação dos parâmetros reológicos......................................
64
Tabela 4.7.
Parâmetros reológicos das dispersões preparadas com as
diferentes composições estabelecidas pelo planejamento em
rede simplex centróide {3,2}, aumentado, submetidas aos
processos A e B de mistura e aditivadas com 75 meq/100g de
argila de Na
2
CO
3
.........................................................................
65
Tabela 4.8.
Parâmetros reológicos das dispersões preparadas com as
diferentes composições estabelecidas pelo planejamento em
rede simplex centróide {3,2}, aumentado, submetidas aos
processos A e B de mistura e aditivadas com 100 meq/100g
de argila de Na
2
CO
3
....................................................................
67
Tabela 4.9.
Parâmetros reológicos das dispersões preparadas com as
diferentes composições estabelecidas pelo planejamento em
rede simplex centróide {3,2}, aumentado, submetidas aos
processos A e B de mistura e aditivadas com 125 meq/100g
de argila de Na
2
CO
3
....................................................................
69
Tabela 4.10.
Parâmetros reológicos das dispersões preparadas com as
diferentes composições estabelecidas pelo planejamento em
rede simplex centróide {3,2}, aumentado, submetidas aos
processos A e B de mistura e aditivadas com 150 meq/100g
de argila de Na
2
CO
3
....................................................................
71
Tabela 4.11.
Equações correlacionando os valores de VA, VP e VF com as
frações mássicas das argilas Bofe, Chocolate e Verde-lodo
para todas as condições de aditivação.......................................
75
xiii
Tabela 4.12. Estatísticas relevantes para análise de variância das variáveis
VA, VP e VF para todas as condições de
aditivação....................................................................................
77
Tabela 4.13. Resultados dos testes de falta de ajuste para as variáveis
estudadas....................................................................................
78
Tabela 4.14. Composições utilizadas nos testes dos modelos e os
respectivos valores observados e previstos de VA, VP e VF......
100
Tabela 4.15. Propriedades reológicas, VA e VP, VF e pH das dispersões da
composição VB (66,7%+33,3%) na forma sódica antes e após
tratamentos de degradação........................................................
103
Tabela 4.16. Propriedades reológicas, VA e VP, VF e pH das dispersões da
composição BCV (66,7% + 16,7% + 16,7%) na forma sódica
antes e após tratamentos de degradação...................................
106
Tabela 4.17. Propriedades reológicas, VA e VP, VF e pH das dispersões da
composição VB (66,7%+33,3%) na forma sódica antes e após
tratamentos de proteção e recuperação com o CMC BV............
112
Tabela 4.18. Propriedades reológicas, VA e VP, VF e pH das dispersões da
composição VB (66,7%+33,3%) na forma sódica antes e após
tratamentos de proteção e recuperação com o CMC MV...........
113
Tabela 4.19. Propriedades reológicas, VA e VP, VF e pH das dispersões da
composição VB (66,7%+33,3%) na forma sódica antes e após
tratamentos de proteção e recuperação com o CMC AV............
114
Tabela 4.20. Propriedades reológicas, VA e VP, VF e pH das dispersões da
composição BCV (66,7% + 16,7% + 16,7%) na forma sódica
antes e após tratamentos de proteção e recuperação com o
CMC BV......................................................................................
122
Tabela 4.21. Propriedades reológicas, VA e VP, VF e pH das dispersões da
composição BCV (66,7% + 16,7% + 16,7%) na forma sódica
antes e após tratamentos de proteção e recuperação com o
CMC MV......................................................................................
123
Tabela 4.22. Propriedades reológicas, VA e VP, VF e pH das dispersões da
composição BCV (66,7% + 16,7% + 16,7%) na forma sódica
antes e após tratamentos de proteção e recuperação com o
CMC AV......................................................................................
124
xiv
Lista de Figuras
Figura 2.1. Representação esquemática da (a) folha de silicato tetraédrica
e da (b) folha central octaédrica da estrutura do argilomineral
montmorilonita..............................................................................
10
Figura 2.2. Representação esquemática da estrutura do argilomineral
montmorilonita..............................................................................
10
Figura 2.3. Hidratação da montmorilonita cálcica e da montmorilonita
sódica...........................................................................................
12
Figura 2.4. (a) Espaço experimental para processos com três variáveis
independentes; (b) Superfície de resposta para todas as
possíveis misturas dos componentes 1, 2 e 3; (c) Curvas de
nível dessa superfície de resposta...............................................
29
Figura 2.5. Arranjos simplex para três componentes (a) sem e (b) com
ponto no centróide.......................................................................
30
Figura 3.1. Sistema ternário Bofe, Chocolate, Verde-lodo, mostrando o
triângulo das matérias-primas e os pontos simplex.....................
39
Figura 3.2. Fluxograma geral das etapas realizadas para o
desenvolvimento do trabalho.......................................................
43
Figura 4.1. Análises granulométricas das argilas (a) Bofe e (b) Chocolate... 52
Figura 4.2. Análises granulométricas das argilas (a) Verde-lodo e (b)
Brasgel PA...................................................................................
53
Figura 4.3. Termogramas das argilas naturais (a) Bofe e (b) Chocolate....... 58
Figura 4.4. Termogramas das argilas (a) Verde-lodo e (b) Brasgel PA......... 59
Figura 4.5. Difratogramas das argilas (a) Bofe e (b) Chocolate secas a
60ºC e tratadas com etileno glicol respectivamente....................
61
Figura 4.6. Difratogramas das argilas (a) Verde Lodo e (b) Brasgel PA
secas a 60ºC e tratadas com etileno glicol respectivamente.....
62
Figura 4.7. VA1, VP1, VF1 para as diferentes composições e para a argila
Brasgel PA.................................................................................
66
Figura 4.8. VA2, VP2, VF2 para as diferentes composições e para a argila
Brasgel PA...................................................................................
66
Figura 4.9. VA3, VP3, VF3 para as diferentes composições e para a argila
Brasgel PA...................................................................................
68
Figura 4.10. VA4, VP4, VF4 para as diferentes composições e para a argila
Brasgel PA...................................................................................
68
Figura 4.11. VA5, VP5, VF5 para as diferentes composições e para a argila
Brasgel PA...................................................................................
70
xv
Figura 4.12. VA6, VP6, VF6 para as diferentes composições e para a argila
Brasgel PA...................................................................................
70
Figura 4.13. VA7, VP7, VF7 para as diferentes composições e para a argila
Brasgel PA...................................................................................
72
Figura 4.14. VA8, VP8, VF8 para as diferentes composições e para a argila
Brasgel PA...................................................................................
72
Figura 4.15. Projeções das superfícies de resposta e curvas de nível para
(a) VA1, (b) VP1 e (c) VF1, calculadas a partir dos modelos
linear, cúbico especial e quadrático respectivamente..................
80
Figura 4.16. Projeções das superfícies de respostas e curvas de nível para
(a) VA2, (b) VP2 e (c) VF2, calculadas a partir dos modelos
quadráticos...................................................................................
81
Figura 4.17. Projeções das superfícies de respostas e curvas de nível para
(a) VA3, (b) VP3 e (c) VF3, calculadas a partir dos modelos
quadráticos...................................................................................
82
Figura 4.18. Projeções das superfícies de respostas e curvas de nível para
(a) VA4, (b) VP4 e (c) VF4, calculadas a partir dos modelos
cúbico especial, linear e quadrático respectivamente..................
83
Figura 4.19. Projeções das superfícies de respostas e curvas de nível para
(a) VA5, (b) VP5 e (c) VF5, calculadas a partir dos modelos
quadráticos...................................................................................
84
Figura 4.20. Projeções das superfícies de respostas e curvas de nível para
(a) VA6, (b) VP6 e (c) VF6, calculadas a partir dos modelos
linear, quadrático e cúbico especial respectivamente..................
85
Figura 4.21. Projeções das superfícies de respostas e curvas de nível para
(a) VA7, (b) VP7 e (c) VF7, calculadas a partir dos modelos
quadráticos...................................................................................
86
Figura 4.22. Projeções das superfícies de respostas e curvas de nível para
(a) VA8, (b) VP8 e (c) VF8, calculadas a partir dos modelos
cúbico especial, quadrático e cúbico especial respectivamente..
87
Figura 4.23. Intersecção das superfícies de respostas de (a) VA1, VP1 e
VF1 e (b) VA2, VP2 e VF2, mostrando a gama de composições
adequadas para uso como fluidos de perfuração à base de
água (região viável, em cinzento)................................................
89
Figura 4.24 Intersecção das superfícies de respostas de (a) VA3, VP3 e
VF3 e (b) VA4, VP4 e VF4, mostrando a gama de composições
adequadas para uso como fluidos de perfuração à base de
água (região viável, em cinzento)................................................
90
xvi
Figura 4.25. Intersecção das superfícies de respostas de (a) VA5, VP5 e
VF5 e (b) VA6, VP6 e VF6, mostrando a gama de composições
adequadas para uso como fluidos de perfuração à base de
água (região viável, em cinzento)................................................
91
Figura 4.26. Intersecção das superfícies de respostas de (a) VA7, VP7 e
VF7 e (b) VA8, VP8 e VF8, mostrando a gama de composições
adequadas para uso como fluidos de perfuração à base de
água (região viável, em cinzento)................................................
92
Figura 4.27. Quantidade máxima calculada da argila Chocolate em
composições de Chocolate e Bofe que satisfazem às restrições
da Petrobras para todos os parâmetros de aditivação
estudados.....................................................................................
97
Figura 4.28. Quantidade máxima calculada da argila Bofe em composições
de Bofe e Chocolate que satisfazem às restrições da Petrobras
para todos os parâmetros de aditivação estudados....................
98
Figura 4.29. Quantidade máxima calculada da argila Verde-lodo em
composições de Bofe, Chocolate e Verde-lodo que satisfazem
às restrições da Petrobras para todos os parâmetros de
aditivação estudados...................................................................
98
Figura 4.30. Propriedades reológicas, VA, VP e VF das dispersões da
composição VB (66,7%+33,3%) na forma sódica antes e após
tratamentos de degradação.........................................................
104
Figura 4.31. Propriedades reológicas, VA, VP e VF das dispersões da
composição BCV (66,7% + 16,7% + 16,7%) na forma sódica
antes e após tratamentos de degradação....................................
106
Figura 4.32. Propriedades reológicas, VA e VP, e VF das dispersões da
composição VB (66,7%+33,3%) na forma sódica antes e após
tratamentos de proteção com o CMC BV....................................
115
Figura 4.33. Propriedades reológicas, VA e VP, e VF das dispersões da
composição VB (66,7%+33,3%) na forma sódica antes e após
tratamentos de recuperação com o CMC BV..............................
115
Figura 4.34. Propriedades reológicas, VA e VP, e VF das dispersões da
composição VB (66,7%+33,3%) na forma sódica antes e após
tratamentos de proteção com o CMC MV....................................
115
Figura 4.35. Propriedades reológicas, VA e VP, e VF das dispersões da
composição VB (66,7%+33,3%) na forma sódica antes e após
tratamentos de recuperação com o CMC MV..............................
116
Figura 4.36. Propriedades reológicas, VA e VP, e VF das dispersões da
xvii
composição VB (66,7%+33,3%) na forma sódica antes e após
tratamentos de proteção com o CMC AV....................................
116
Figura 4.37. Propriedades reológicas, VA e VP, e VF das dispersões da
composição VB (66,7%+33,3%) na forma sódica antes e após
tratamentos de recuperação com o CMC AV..............................
116
Figura 4.38. Propriedades reológicas, VA e VP, e VF das dispersões da
composição BCV (66,7% + 16,7% + 16,7%) na forma sódica
antes e após tratamentos de proteção com o CMC BV...............
125
Figura 4.39. Propriedades reológicas, VA e VP, e VF das dispersões da
composição BCV (66,7% + 16,7% + 16,7%) na forma sódica
antes e após tratamentos de recuperação com o CMC BV.........
125
Figura 4.40. Propriedades reológicas, VA e VP, e VF das dispersões da
composição BCV (66,7% + 16,7% + 16,7%) na forma sódica
antes e após tratamentos de proteção com o CMC MV..............
125
Figura 4.41. Propriedades reológicas, VA e VP, e VF das dispersões da
composição BCV (66,7% + 16,7% + 16,7%) na forma sódica
antes e após tratamentos de recuperação com o CMC MV........
126
Figura 4.42. Propriedades reológicas, VA e VP, e VF das dispersões da
composição BCV (66,7% + 16,7% + 16,7%) na forma sódica
antes e após tratamentos de proteção com o CMC AV...............
126
Figura 4.43. Propriedades reológicas, VA e VP, e VF das dispersões da
composição BCV (66,7% + 16,7% + 16,7%) na forma sódica
antes e após tratamentos de recuperação com o CMC AV.........
126
1
_____________________________________________________________________________________
Campos, L.F.A. Composições de Argilas Bentoníticas para Utilização em Fluidos de Perfuração
de Poços de Petróleo
Capítulo 1
Introdução
As argilas bentoníticas do município de Boa Vista, PB são naturalmente
policatiônicas, formam depósitos de argilas tipicamente coloridas e são
largamente empregadas como agente tixotrópico em fluidos à base de água
utilizados na perfuração de poços de petróleo.
Até a década de 60, o Brasil importava toda a bentonita utilizada em
fluidos de perfuração. Hoje, as jazidas de Boa Vista, PB tornam o país
praticamente auto-suficiente em argilas bentoníticas, sendo responsável por
88% de toda a produção de argila bruta e beneficiada do Brasil (Oliveira, 2004).
Quarenta anos após a sua descoberta, o processo de exploração das
jazidas de argilas de Boa Vista, PB, torna-se cada vez mais intenso e, em
virtude do processo de industrialização, as variedades de melhor qualidade já
foram extraídas e atualmente não são mais encontradas.
Recentes estudos realizados por Amorim (2003), mostraram que as
argilas naturais, tratadas com Na
2
CO
3
, provenientes das jazidas de Boa Vista,
PB e muitas das argilas industrializadas não atingem os limites mínimos de
viscosidades aparente e plástica especificados pela Petrobras (1998) para uso
como agente viscosificante e tixotrópico em fluidos de perfuração de poços de
petróleo à base de água. Esta observação, aliada à caracterização
mineralógica das amostras estudadas, indica que as argilas atualmente
disponíveis para exploração têm qualidade inferior à das argilas quando da sua
descoberta.
Segundo mineradores das jazidas de Boa Vista, PB, a reserva da argila
Chocolate considerada de boa qualidade é suficiente para o abastecimento até
os próximos cinco anos. Algumas argilas, consideradas de qualidade inferior,
podem ser encontradas em grande quantidade como as argilas denominadas
de Bofe (argila de cor creme) e Verde-lodo (argila de cor verde escura)
(Amorim, 2004).
Tendo em vista este problema, observa-se que já há uma tendência, por
parte dos mineradores da região, no sentido de controlar o fornecimento de
Capítulo 1 – Introdução
_____________________________________________________________________________________
Campos, L.F.A. Composições de Argilas Bentoníticas para Utilização em Fluidos de Perfuração de
Poços de Petróleo
2
argilas de melhor qualidade. Atualmente, são fornecidas aos compradores
composições constituídas de aproximadamente 50% de argilas de boa
qualidade e 50% das de qualidade inferior. As empresas beneficiadoras de
maior porte procuram negociar a compra das argilas na quantidade
determinada pelos mineradores, mas exigem que a mercadoria seja vendida
separadamente, provavelmente para desprezar as variedades de qualidade
inferior (Amorim, 2004).
Em geral, a formulação das argilas utilizadas na preparação dos fluidos
de perfuração à base de água e argila corresponde a composições de argilas
aditivadas utilizadas em proporções distintas para a composição de um fluido
que deve atender inúmeros requisitos no processo de perfuração de poços de
petróleo. As principais razões para a utilização de mais de uma argila na
composição do fluido é a possibilidade de combinar as propriedades de duas
ou mais matérias-primas com características diferentes para a obtenção de um
fluido que possua um conjunto de propriedades adequadas, sendo de grande
importância que a proporção entre as argilas constituintes do mesmo seja
definida com critério.
Apesar da importância da questão, até o momento, na literatura são
encontrados poucos dados relativos ao estudo de composições de argilas
bentoníticas para utilização em fluidos de perfuração.
Com o intuito de melhorar o desempenho dos fluidos de perfuração,
vários trabalhos foram realizados visando o uso de polímeros como
otimizadores de formulações dos fluidos de perfuração, com destaque para os
fluidos à base de bentonita e água. A aditivação de dispersões de argilas
bentoníticas de Boa Vista, PB, com diferentes tipos de carboximetilcelulose
(CMC) pode ser de grande utilidade para otimizar os fluidos de perfuração,
dependendo das condições de campo, ou seja, tipo de formação geológica a
ser perfurada e tipo de contaminante proveniente das águas utilizadas no
preparo do fluido e/ou das formações geológicas (Amorim, 2003).
Dentre diversas técnicas de análises de composições e planejamentos
experimentais, o uso do delineamento de misturas vem crescendo
continuamente, despertando interesse, não só nas universidades, como
também na indústria. Isso porque muitos materiais são formados pela mistura
de vários componentes e as propriedades do produto manufaturado dependem
Capítulo 1 – Introdução
_____________________________________________________________________________________
Campos, L.F.A. Composições de Argilas Bentoníticas para Utilização em Fluidos de Perfuração de
Poços de Petróleo
3
das proporções dos componentes na formulação. Este tipo de ferramenta tem
sido utilizada com enorme sucesso em inúmeros processos industriais, nas
mais diferentes áreas da engenharia para o desenvolvimento e otimização de
produtos. O delineamento de misturas é utilizado neste trabalho para o estudo
de composições de argilas bentoníticas visando suas aplicações em fluidos de
perfuração.
1.1 Justificativa
Sabe-se que os recursos naturais são bens esgotáveis e não renováveis
e, por esse motivo, vão escasseando à medida que estão sendo lavrados. Para
que haja um aproveitamento adequado de qualquer ocorrência mineral deve-se
primar, quando de sua utilização para quaisquer fins industriais, pela
formulação de composições das diversas variedades procurando utilizar o
mínimo das variedades de melhor qualidade, com a maximização de materiais
de qualidade inferior, de forma que atenda as especificações exigidas. Esta
filosofia de mineração permite a otimização do uso da jazida.
A motivação para o desenvolvimento deste trabalho deve-se ao fato de
que o desaparecimento das variedades de argilas de melhor qualidade das
ocorrências de Boa Vista ocasionará futuramente um problema irreversível,
tornando-se uma preocupação para todos os setores industriais que as
utilizam, a exemplo do setor do petróleo. Esta situação mostra a necessidade
do desenvolvimento de estudos específicos de forma a potencializar os usos
das argilas disponíveis visando minimizar as conseqüências deste problema a
médio e a longo prazo.
Vários trabalhos já foram desenvolvidos visando à melhoria das
propriedades de viscosidade e de filtração das dispersões de argilas naturais
provenientes de Boa Vista, PB, mas até o momento, não existe nenhum
trabalho científico voltado para a determinação dos teores adequados das
diversas espécies de argilas disponíveis na formulação de composições que
são utilizadas pelas indústrias beneficiadoras.
Este trabalho, inédito e inovador, procura desenvolver em escala de
laboratório um estudo de composições de argilas disponíveis nos jazimentos de
Capítulo 1 – Introdução
_____________________________________________________________________________________
Campos, L.F.A. Composições de Argilas Bentoníticas para Utilização em Fluidos de Perfuração de
Poços de Petróleo
4
Boa Vista visando potencializar a utilização das argilas de qualidade inferior em
fluidos de perfuração de poços de petróleo, trazendo evidentes benefícios para
a indústria que as utiliza.
1.2 Objetivos Geral e Específicos
Este trabalho teve como objetivo geral o estudo de composições de
argilas disponíveis no município de Boa Vista, PB, visando potencializar a
utilização das argilas de qualidade inferior em fluidos de perfuração de poços
de petróleo. Para tanto são propostos os seguintes objetivos específicos:
i) caracterizar física e mineralogicamente as argilas individuais;
ii) formular composições com as argilas bentoníticas disponíveis
através da metodologia de delineamento de misturas;
iii) estudar viscosidades aparente e plástica e volume de filtrado dos
fluidos preparados com estas composições por meio da metodologia
de superfície de resposta;
iv) determinar composições de argilas bentoníticas que são adequadas
para produzir fluidos de acordo com as normas da Petrobras (1998)
utilizando a otimização gráfica;
v) avaliar diferentes parâmetros de aditivação (teores de carbonato de
sódio e processos de mistura) e selecionar os parâmetros que
potencializam o uso das argilas de qualidade inferior;
vi) selecionar composições promissoras que apresentam argilas de
qualidade inferior em maior quantidade e o mínimo das argilas de
melhor qualidade e complementar os estudos verificando a ação de
agentes degradantes e de aditivos poliméricos nas propriedades
reológicas e de filtração de dispersões aquosas preparadas com
estas composições de argilas.
____________________________________________________________________________________
Campos, L.F.A. Composições de Argilas Bentoníticas para Utilização em Fluidos de Perfuração de
Poços de Petróleo
5
Capítulo 2
Revisão Bibliográfica
2.1 Fluidos de Perfuração
O American Petroleum Institute – API define fluido de perfuração como
um fluido de circulação usado em perfurações rotativas para desempenhar
algumas ou todas as funções requeridas durante a operação de perfuração
(Lummus & Azar, 1986).
Os fluidos de perfuração são, de uma maneira geral, sistemas
multifásicos, que podem conter água, material orgânico, sais dissolvidos e
sólidos em suspensão nas mais diversas proporções. Esses fluidos são
indispensáveis durante as atividades de perfuração de um poço, pois
desempenham uma série de funções essenciais (Darley & Gray, 1988).
Os fluidos são comumente classificados de acordo com o componente
principal que constitui a fase contínua. Esses componentes podem ser: gás,
água ou óleo (Darley & Gray, 1988 e Lummus & Azar, 1986).
Nos fluidos à base de água o componente dominante é a água, que
pode ser utilizada isoladamente ou estar parcialmente ou inteiramente saturada
com uma série de aditivos, que consistem em substâncias dissolvidas como
sais, ácidos, álcalis, álcoois ou polímeros e também sólidos em suspensão
como argila comercial, barita, argilas e folhelhos hidratáveis provenientes das
formações geológicas que estão sendo perfuradas (Ferraz, 1977).
Uma nova geração de fluidos de perfuração vem sendo desenvolvida,
são os chamados fluidos sintéticos, definidos como fluidos cuja fase líquida
contínua é um líquido sintético. As substâncias usadas na formulação destes
fluidos incluem ésteres, éteres, polioleofinas, glicois, glicerinas e glucosídeos.
Segundo Burke & Veil (1995), os fluidos sintéticos podem desempenhar as
mesmas funções dos fluidos à base de óleo, bem como serem utilizados em
situações nas quais os fluidos à base de água sofrem limitações.
A composição do fluido depende das exigências particulares de cada
perfuração. Para perfurações simples e pouco profundas um fluido constituído
Capítulo 2 – Revisão Bibliográfica
____________________________________________________________________________________
Campos, L.F.A. Composições de Argilas Bentoníticas para Utilização em Fluidos de Perfuração de
Poços de Petróleo
6
de água e argila em baixa concentração é adequado. Contudo, em situações
de difícil perfuração e/ou grandes profundidades é necessário um fluido mais
elaborado, com introdução de um ou vários aditivos (Lummus & Azar,1986).
Lummus & Azar (1986) classificam os aditivos de fluidos em seis
grandes grupos, de acordo com a sua função, como: viscosificantes, agentes
densificantes, redutores de viscosidade, redutores de perda de fluido,
emulsificantes e aditivos especiais. Os viscosificantes têm a função de
aumentar a viscosidade do fluido, estando incluídos nesta categoria a
bentonita, atapulgita e polímeros naturais e sintéticos. Os agentes densificantes
aumentam a densidade da lama, sendo a barita (BaSO
4
) o mais utilizado em
todos os tipos de fluidos. Os redutores de viscosidade e de perda de circulação
são adicionados aos fluidos com a função de reduzirem a viscosidade e o
volume de filtrado, respectivamente. Os emulsificantes facilitam o mecanismo
de dispersão de dois líquidos imiscíveis estabilizando a emulsão. Na categoria
dos aditivos especiais estão incluídos diversos tipos de aditivos, como
floculantes, controladores de pH, antiespumantes, lubrificantes, dentre outros.
A partir de 1937, os fluidos de perfuração à base de água e argila foram
sendo aperfeiçoados para se adequar a situações cada vez mais específicas.
Até hoje, os fluidos à base de água e bentonita são utilizados em todo o mundo
(Caenn & Chillingar, 1996).
Alderman (1988) afirma que a bentonita é a matéria-prima mais
importante no preparo de fluidos de perfuração nos maiores países produtores
de petróleo.
Muitos trabalhos citam os benefícios conseguidos com o uso de argilas
bentoníticas em fluidos de perfuração à base de água em virtude das suas
propriedades coloidais e tixotrópicas. Esses fluidos são capazes de formar um
sol necessário para transportar os detritos de perfuração e um gel necessário
para manter os detritos em suspensão quando a circulação do fluido é
interrompida (Alderman, 1988, Caenn & Chillingar, 1996, Luckham & Rossi,
1999).
Capítulo 2 – Revisão Bibliográfica
____________________________________________________________________________________
Campos, L.F.A. Composições de Argilas Bentoníticas para Utilização em Fluidos de Perfuração de
Poços de Petróleo
7
2.1.1 Funções dos Fluidos de Perfuração
As operações de perfuração do subsolo têm incentivado a pesquisa e o
desenvolvimento de fluidos de perfuração que podem desempenhar funções
indispensáveis no processo de perfuração: suspensão, controle de pressão,
estabilização das formações, lubrificação e resfriamento.
Segundo Darley & Gray (1988) e Lummus & Azar (1986), são seis as
principais funções dos fluidos de perfuração:
i) transportar os detritos de perfuração e permitir sua separação na
superfície;
ii) resfriar e limpar a broca;
iii) reduzir o atrito entre a haste de perfuração e as paredes do poço;
iv) manter a estabilidade do poço;
v) formar um filme de baixa permeabilidade (filter-cake) nas paredes
do poço, prevenindo o escoamento do fluido para o interior das
formações e
vi) auxiliar as avaliações sobre os detritos e as formações perfuradas.
Os autores apontam algumas restrições a respeito dos fluidos de
perfuração, ressaltando que os mesmos não devem ser danosos à formação
produtora, poluir o meio ambiente e sobrecarregar o equipamento de
perfuração.
2.2 Reologia e Tixotropia dos Fluidos de Perfuração
O escoamento de fluidos de perfuração pode ser estudado através de
modelos matemáticos, dentre eles, os mais aceitos para descrever o
comportamento dos fluidos de perfuração de poços de petróleo, no estado sol,
são os modelos Binghamiano e de potência (Amui, 1979).
Segundo Amui (1979), o modelo Binghamiano é largamente utilizado na
indústria do petróleo, por se tratar do modelo não-newtoniano mais simples. Os
dois modelos constituem boas aproximações para os fluidos de perfuração,
todavia, nenhum cobre todo reograma apresentado por esses fluidos.
Capítulo 2 – Revisão Bibliográfica
____________________________________________________________________________________
Campos, L.F.A. Composições de Argilas Bentoníticas para Utilização em Fluidos de Perfuração de
Poços de Petróleo
8
Uma revisão detalhada sobre os modelos acima comentados pode ser
encontrada em Lira (1988).
A determinação experimental dos parâmetros reológicos dos fluidos de
perfuração de poços de petróleo é realizada com o auxílio do viscosímetro
Fann, de acordo com as seguintes equações (Petrobras, 1998a):
i) viscosidade aparente
)cP(
2
L
VA
600
=
sendo, VA a viscosidade aparente dada em centipoise (cP) e L
600
a
leitura no viscosímetro a 600 rpm após 2 min de agitação;
ii) viscosidade plástica
VP = L
600
– L
300
(cP)
sendo, VP a viscosidade plástica dada em centipoise (cP) e L
300
a
leitura no viscosímetro a 300 rpm após 15 s de agitação.
A dedução completa destas equações pode ser encontrada em Lira
(1998).
Além das viscosidades aparente e plástica, determina-se ainda o volume
de filtrado. Segundo Stefan (1966), a determinação do volume de filtrado (VF)
permite extrair conclusões sobre a qualidade do fluido; quanto maior a
proporção de partículas coloidais, menor a percentagem de água livre no
sistema e, conseqüentemente, menor a perda de filtrado.
O controle do filtrado que ultrapassa o reboco é realizado através do
ensaio de volume de filtrado realizado em filtro prensa, no qual é inserida a
dispersão e recolhido o filtrado durante o período de 30 min, após a aplicação
de uma pressão de 690 kPa ± 35 (100 psi ± 5) (Petrobras, 1998a).
A determinação das viscosidades aparente e plástica e do volume de
filtrado permite avaliar argilas e aditivos utilizados no preparo dos fluidos e
conhecer e/ou caracterizar as formações geológicas perfuradas.
Os fluidos à base de água e argila possuem comportamento reológico
dependente do tempo, conhecido como tixotropia (Van Olphen, 1977). Os
fluidos tixotrópicos apresentam um incremento de viscosidade quando em
condições estáticas (em repouso) pela formação do estado gel, e recuperação
da fluidez (estado sol), quando submetido à condições dinâmicas
(cisalhamento) (Souza Santos, 1992).
(1)
(2)
Capítulo 2 – Revisão Bibliográfica
____________________________________________________________________________________
Campos, L.F.A. Composições de Argilas Bentoníticas para Utilização em Fluidos de Perfuração de
Poços de Petróleo
9
A tixotropia deve ser cuidadosamente controlada, pois se excessiva, o
fluido poderá causar erosão nas paredes do poço em virtude de sua elevada
capacidade de carreamento de sólidos (Caenn & Chillingar, 1996).
2.3 Argilas Bentoníticas
Bentonita foi o termo dado às argilas plásticas inicialmente encontradas
na região de Fort Benton, Wyoming, EUA. Estas argilas apresentam a
propriedade de aumentar várias vezes o seu volume inicial na presença de
umidade (Souza Santos, 1989). A definição dada por Grim & Nüven (1978) é a
mais adotada. O autor afirma que a bentonita é qualquer argila composta
predominantemente pelo argilomineral esmectita e cujas propriedades físicas
são estabelecidas por este argilomineral.
No Brasil, são utilizados os termos bentonita e bentonítico para materiais
argilosos montmoriloníticos, sem qualquer informação quanto à origem
geológica ou composição mineralógica (Souza Santos, 1992).
2.3.1 Estrutura
A montmorilonita, argilomineral do grupo das esmectitas, é constituída
por duas folhas de silicato tetraédricas, com uma folha central octaédrica,
unidas entre si por oxigênios comuns às folhas, como pode ser observado nas
Figuras 2.1 e 2.2.
As camadas são contínuas nas direções dos eixos a e b e seu
empilhamento pode ser ao acaso ou, em alguns casos, com alguma ordem.
Suas camadas sucessivas encontram-se ligadas fracamente entre si,
permitindo que camadas de água possam penetrar entre elas (Souza Santos,
1989).
Capítulo 2 – Revisão Bibliográfica
____________________________________________________________________________________
Campos, L.F.A. Composições de Argilas Bentoníticas para Utilização em Fluidos de Perfuração de
Poços de Petróleo
10
Figura 2.1. Representação esquemática da (a) folha de silicato tetraédrica e da
(b) folha central octaédrica da estrutura do argilomineral montmorilonita.
Fonte: Valenzuela Diaz, 2003.
Cátions trocáveis
Oxigênio
Hidroxila
Silício
A
lumínio
Figura 2.2. Representação esquemática da estrutura do argilomineral
montmorilonita.
Fonte: Valenzuela Diaz, 2003.
O Si
4+
da folha tetraédrica pode ser substituído por cátions trivalentes,
tais como o Al
3+
ou o Fe
3+
, ou cátions divalentes, Mg
2+
ou Fe
2+
, podem
substituir o Al
3+
na folha octaédrica. Neste caso, tem-se uma deficiência de
cargas, sendo criado na superfície da argila um potencial negativo, que por sua
vez é compensado pela adsorção de cátions nos espaços interlamelares.
Cátions e ânions são também mantidos nas arestas do cristal. Em suspensões
aquosas, estes íons podem permutar com íons da solução e são então
chamados de cátions trocáveis. A quantidade de cátions adsorvidos à argila,
(a) (b)
Capítulo 2 – Revisão Bibliográfica
____________________________________________________________________________________
Campos, L.F.A. Composições de Argilas Bentoníticas para Utilização em Fluidos de Perfuração de
Poços de Petróleo
11
expressa em meq/100 g de argila seca, é denominada a capacidade de troca
de cátions (CTC) (Van Olphen, 1977).
Mooney et al. (1952) afirmam que a carga negativa é balanceada por
cátions intercalados entre as unidades estruturais e esses cátions,
denominados cátions trocáveis, podem ser íons alcalinos terrosos (Ca
2+
e
Mg
2+
) ou metal alcalino Na
+
. Quando este cátion é o Na
+
, a argila é conhecida
como bentonita sódica, e na literatura de fluidos de perfuração, como bentonita.
De forma análoga, quando cátions Ca
2+
são adsorvidos à superfície da argila,
esta é conhecida como bentonita cálcica. Não são comuns as argilas
magnesianas, mas há ainda um terceiro tipo denominado de bentonitas
policatiônicas, nas quais estão presentes os três cátions supracitados. Argilas
desse tipo são encontradas no Brasil.
2.3.2 Hidratação
Quando folhas individuais de montmorilonita são expostas à água, as
moléculas de água são adsorvidas nas superfícies das camadas de sílica, com
o avanço da adsorção tem-se como resultado a separação das camadas de
argila que proporciona a exposição de uma maior área para hidratação. Este
comportamento é chamado de inchamento interlamelar e é controlado pelo
cátion associado à estrutura da argila. A espessura da camada de água
interlamelar varia com a natureza do cátion adsorvido e com a quantidade de
água disponível.
Se o cátion é o sódio, o inchamento pode progredir desde 9,8 Å, quando
a argila é exposta ao ar, a um máximo de 40,0 Å, quando a argila é totalmente
dispersa em um meio líquido (Lummus & Azar, 1986). Até os 40,0 Å de
expansão basal, as camadas lamelares basais de cargas elétricas opostas são
atraídas umas às outras pelas forças de van der Waals. Aos 40,0 Å, as
camadas estruturais não possuem praticamente forças de atração entre si
suficientes para formar o empilhamento das camadas basais. Acima dos 40,0
Å, o movimento browniano do meio vence as forças de van der Waals, as
camadas lamelares separam-se e se dispersam no líquido (Souza Santos,
1992).
Capítulo 2 – Revisão Bibliográfica
____________________________________________________________________________________
Campos, L.F.A. Composições de Argilas Bentoníticas para Utilização em Fluidos de Perfuração de
Poços de Petróleo
12
Se o cátion for cálcio, o inchamento interlamelar varia de 11,8 Å, quando
em estado seco, a um máximo de 18,0 Å. A diferença no inchamento das
montmorilonitas sódicas e cálcicas deve-se a força de atração entre as
camadas, que é acrescida pela presença do cálcio, reduzindo a quantidade de
água que poderá ser adsorvida, enquanto que o cátion sódio provoca uma
menor força atrativa, permitindo que uma maior quantidade de água penetre
entre as camadas e seja, então, adsorvida, como pode ser visto na Figura 2.3
(Lummus & Azar, 1986).
Figura 2.3. Hidratação da montmorilonita cálcica e da montmorilonita sódica.
Fonte: Lummus & Azar, 1986.
O tamanho, estrutura e forma das partículas, capacidade de troca de
cátions, adsorção de água, densidade e a associação de partículas determina o
comportamento reológico de suspensões de bentonitas, sendo de grande
importância aos fluidos de perfuração.
Capítulo 2 – Revisão Bibliográfica
____________________________________________________________________________________
Campos, L.F.A. Composições de Argilas Bentoníticas para Utilização em Fluidos de Perfuração de
Poços de Petróleo
13
2.4 Jazidas de Argilas Bentoníticas de Boa Vista, PB
O interesse pelas argilas bentoníticas do município de Boa Vista, PB
data de algumas dezenas de anos, quando moradores da região às utilizavam
como pigmentos nas pinturas de suas casas (Dantas et al., 1984).
Os depósitos de argilas de Boa Vista, PB, estão localizados em minas
denominadas de Lages, Bravo, Juá e Canudos, e as argilas naturais são
identificadas de acordo com suas cores características; verde azeitona como
verde-lodo, vermelha arroxeada como chocolate e creme como bofe (Dantas et
al., 1984). Segundo Souza Santos (1968), é observada uma grande variedade
de cores, com argilas de tonalidades rósea, verde, vermelha, creme, amarela,
cinza e chocolate.
Até a década de 60, o Brasil importava toda a bentonita utilizada em
fluidos de perfuração. Hoje, as jazidas de Boa Vista, PB tornam o país
praticamente auto-suficiente em argilas bentoníticas, sendo responsável por
88% de toda a produção de argila bruta e beneficiada do Brasil (Oliveira, 2004).
No Brasil, em 2004, as reservas de bentonita totalizaram cerca de 47
milhões de toneladas, das quais 74% são reservas medidas. No Estado da
Paraíba, nos municípios de Boa Vista e Cubati, estão concentrados 25,3% das
reservas nacionais e em São Paulo, municípios de Taubaté e Tremembé,
26,6%, no Estado do Paraná, nos municípios de Quatro Barras, 47,7% ficando
o restante nos Estados da Bahia, Minas Gerais e Piauí (Oliveira, 2004).
No tocante à produção mundial, a única estatística disponível preliminar
é referente aos Estados Unidos, com uma produção da ordem de 4,5 milhões
de toneladas de bentonita/ano. O Brasil encontra-se entre os dez principais
produtores. Em 2004, a quantidade de bentonita bruta e beneficiada produzida
no Estado da Paraíba representou 88% do total da produção brasileira, sendo a
parcela restante produzida no Estado de São Paulo (Oliveira, 2004).
No segmento de processamento, além do beneficiamento simples de
desintegração, homogeneização e secagem, é realizada a “ativação”, pela
adição do carbonato de sódio (barrilha), transformando-se bentonita
naturalmente policatiônica em sódica. A empresa paraibana BUN (Bentonit
União Nordeste S.A.) responde por 74,0% da produção de argila beneficiada
Capítulo 2 – Revisão Bibliográfica
____________________________________________________________________________________
Campos, L.F.A. Composições de Argilas Bentoníticas para Utilização em Fluidos de Perfuração de
Poços de Petróleo
14
nacional, sendo esta empresa fornecedora de bentonita sódica para fluidos de
perfuração utilizados pela Petrobras, a BENTONISA com 9,1%, a DRESCON
com 3,9%, e a DOLOMIL com 3,3%. A Paraíba tem sido o principal estado
produtor desse bem mineral, tanto bruto quanto beneficiado, onde hoje atuam
nove empresas operando cerca de quatorze minas (Trindade, 2001).
Os produtos industrializados são composições de diversas espécies de
argila, em proporções variadas, que condicionam suas aplicações. Segundo
Trindade (2001), são produzidas na Paraíba argilas bentoníticas para areias de
fundição, pelotização de minério de ferro, rejeitos de dejetos animais, na
indústria química e farmacêutica, clarificantes, captação de água e como
agente viscosificante e tixotrópico para fluidos de perfuração de poços
tubulares.
Quarenta anos após a sua descoberta, o processo de exploração das
jazidas de argilas de Boa Vista, PB, torna-se cada vez mais intenso e em
virtude do processo de industrialização, as variedades de melhor qualidade já
foram extraídas e atualmente não são mais encontradas. Segundo mineradores
da região, a reserva da argila Chocolate, considerada de boa qualidade, é
suficiente para o abastecimento até os próximos cinco anos. Algumas argilas,
consideradas de qualidade inferior, podem ser encontradas em grande
quantidade como as argilas denominadas de Bofe (argila de cor creme) e
Verde-lodo (argila de cor verde escura) (Amorim, 2004).
Em virtude deste problema os mineradores da região começam a
controlar o fornecimento de argilas de melhor qualidade, fornecendo aos
compradores composições constituídas de aproximadamente 50% de argilas
de boa qualidade e 50% das de qualidade inferior. As empresas beneficiadoras
de maior porte procuram negociar a compra das variedades de argila na
quantidade determinada pelos mineradores, mas exigem que estas sejam
vendidas separadamente. Assim, dão prioridade às argilas de melhor
qualidade, utilizando-as em maior quantidade e dependendo da finalidade do
produto industrializado, chegam a desprezar as variedades de qualidade
inferior (Amorim & Pereira, 2003).
Capítulo 2 – Revisão Bibliográfica
____________________________________________________________________________________
Campos, L.F.A. Composições de Argilas Bentoníticas para Utilização em Fluidos de Perfuração de
Poços de Petróleo
15
2.4.1 Estudos Realizados com Argilas de Boa Vista, PB,
Visando seu Uso como Agente Viscosificante e Tixotrópico
para Fluidos de Perfuração
As argilas bentoníticas de Boa Vista são largamente empregadas como
agente tixotrópico em fluidos à base de água utilizados nas etapas iniciais da
perfuração de poços. Contudo, quando em dispersão aquosa, apresentam
comportamento reológico pouco satisfatório, com valores de viscosidades
aparente e plástica próximas dos mínimos especificados pela Petrobras. Desde
sua descoberta, vários estudos foram desenvolvidos visando corrigir estas
variáveis. Na Universidade de São Paulo – USP e na Universidade Federal da
Paraíba – UFPB, atual Universidade Federal de Campina Grande – UFCG, as
argilas de Boa Vista vêm sendo estudadas como agentes tixotrópicos para
fluidos de perfuração desde o final da década de 60, e os resultados
encontrados não elucidam os fenômenos que causam este comportamento ou
pouco contribuíram para a melhoria das suas propriedades reológicas.
Na Universidade Federal de Campina Grande – UFCG várias técnicas
foram estudadas, entre elas, encontram-se a cura, em câmara úmida (Kiminami
& Ferreira, 1980, 1981 e 1981a), câmara climatizada (Barbosa, 1985 &
Queiroz, 1985) e autoclave (Ramos, 1985), a diálise através de membranas
celulósicas (papel celofane) (Souza Santos, 1968, Ramos, 1985, Barbosa,
1985 & Kiminami et al., 1985) e o tratamento térmico com temperaturas entre
40ºC e 97ºC (Lira, 1988).
Posteriormente, foram estudados os efeitos de diversos aditivos
(defloculantes, viscosificantes e redutores de perda de fluido) nas propriedades
reológicas das dispersões de argilas naturais e de argilas sódicas
industrializadas (Pedroso, 1991 & Accioly, 1994). Esta nova metodologia
conduziu a resultados animadores com indicações de aditivos que conduzem a
valores mais altos de viscosidades aparente e plástica e a valores mais baixos
de perda por filtração.
Em 2000, os estudos com as argilas bentoníticas foram retomados na
Unidade Acadêmica de Engenharia de Materiais – UAEMa do Centro de
Ciências e Tecnologia - CCT da UFCG. Destes estudos foi observado que as
Capítulo 2 – Revisão Bibliográfica
____________________________________________________________________________________
Campos, L.F.A. Composições de Argilas Bentoníticas para Utilização em Fluidos de Perfuração de
Poços de Petróleo
16
argilas naturais, tratadas com Na
2
CO
3
, e muitas das argilas sódicas
industrializadas na Paraíba, provenientes das jazidas de Boa Vista, não
atingem os limites mínimos de viscosidades aparente e plástica especificados
pela Petrobras (1998). Esta observação aliada à caracterização mineralógica
das amostras estudadas, indica que as argilas atualmente disponíveis para
exploração têm qualidade inferior à das argilas quando da sua descoberta
(Amorim, 2003).
Amorim (2003) avaliou a ação de alguns aditivos poliméricos na
melhoria, proteção e recuperação de fluidos hidroargilosos contaminados com
cloretos de cálcio e magnésio. Este estudo foi baseado nos freqüentes
problemas provocados pela contaminação do fluido de perfuração durante as
operações de perfuração de poços de petróleo. Com a realização deste
trabalho, ficou evidenciado que os tipos de argilas de Boa Vista, PB
apresentam comportamento bastante diferenciado quando tratadas com
polímeros à base de celulose de diferentes graus de viscosidade, conhecidos
por carboximetilcelulose (CMC). Dentre as argilas naturais estudadas (Bofe,
Chocolate e Verde-lodo), apenas a Bofe apresentou resultados satisfatórios
quando dos tratamentos de proteção e recuperação. Com base nestes
resultados, a autora propõe a fabricação de bentonitas modificadas com
polímeros para uso em perfurações com perfis geológicos que possam ser
prováveis fontes de contaminação.
Ferreira (2005) realizou estudos com argilas das jazidas de Boa Vista
visando o desenvolvimento de argilas organofílicas adequadas para uso em
fluidos de perfuração base óleo. O tratamento de organofilização das
bentonitas apresentou resultados satisfatórios e possibilitou a obtenção de
fluidos com parâmetros reológicos que atendem às especificações exigidas
para aplicação em fluidos de perfuração base óleo.
Capítulo 2 – Revisão Bibliográfica
____________________________________________________________________________________
Campos, L.F.A. Composições de Argilas Bentoníticas para Utilização em Fluidos de Perfuração de
Poços de Petróleo
17
2.5 Estudos Realizados com Composições de Argilas
Bentoníticas
Segundo Murray (1991) composições de bentonitas sódicas e bentonitas
cálcicas são normalmente utilizadas nas mais diversas aplicações visando à
otimização das propriedades de cada uma delas.
Estudos realizados por Keren (1989, 1991) sobre a reologia de
composições de caulinita e bentonita, e por Neaman e Singer (2000) sobre a
reologia de composições de paligorsquita com bentonita mostraram que as
propriedades reológicas e as interações entre as partículas do sistema
dependem fortemente da concentração de bentonita na formulação.
Em geral, a formulação das argilas utilizadas na preparação dos fluidos
de perfuração à base de água e argila corresponde a composições de argilas
aditivadas utilizadas em proporções distintas para a composição de um fluido
que deve atender inúmeros requisitos no processo de perfuração de poços de
petróleo. As principais razões para a utilização de mais de uma argila na
composição do fluido é a possibilidade de combinar as propriedades de duas
ou mais matérias-primas com características diferentes para a obtenção de um
fluido que possua um conjunto de propriedades adequadas, sendo de grande
importância que a proporção entre as argilas constituintes do mesmo seja
definida com critério.
Apesar da importância da questão, até o momento, na literatura são
encontrados poucos dados relativos ao estudo de composições de argilas
bentoníticas para utilização em fluidos de perfuração.
Estudos recentes realizados pelo Grupo de Pesquisa, Fluidos de
Perfuração, da Universidade Federal de Campina Grande, UFCG, mostraram
que é possível corrigir as propriedades de viscosidades e volume de filtrado de
fluidos obtidos com as argilas bentoníticas de Boa Vista por meio da mistura de
duas ou mais espécies de argilas bentoníticas disponíveis visando sua
utilização em fluidos de perfuração de poços de petróleo (Campos et al., 2005
e Viana, 2005).
Capítulo 2 – Revisão Bibliográfica
____________________________________________________________________________________
Campos, L.F.A. Composições de Argilas Bentoníticas para Utilização em Fluidos de Perfuração de
Poços de Petróleo
18
2.6 Aditivações Poliméricas Visando a Melhoria das
Propriedades Reológicas dos Fluidos de Perfuração
Além da argila bentonítica, são geralmente empregados na composição
dos fluidos de perfuração aditivos poliméricos com o objetivo de melhorar ou
controlar suas propriedades reológicas e de filtração.
Dentre os aditivos poliméricos mais comuns e bastante utilizados em
fluidos como viscosificante e redutor de filtrado, destaca-se o
carboximetilcelulose (CMC) (Hughes et al., 1993), polímero natural derivado da
celulose que para tornar-se solúvel é modificado para a forma de polieletrólito.
Esta modificação envolve uma alteração da unidade repetitiva do polímero pela
introdução do grupo carboximetil aniônico (CH
2
COO
-
Na
+
). O CMC é então
obtido através da reação entre a celulose, o hidróxido de sódio, (NaOH),
formando a álcali-celulose, e o ácido monocloroacético (ClCH
2
COOH). Nesta
reação tem-se a substituição dos hidrogênios das hidroxilas da celulose por
grupos carboximetil (Pereira, 2006).
As propriedades físico-químicas do CMC dependem do grau de
polimerização (DP), do grau de substituição (DS) e da uniformidade da
substituição e da pureza do produto. O DP é definido como o número médio de
unidades monoméricas ao longo da cadeia polimérica; quanto maior DP,
maiores o peso molecular e a viscosidade do polímero. O DS é definido como o
número médio de grupos carboximetílicos substituídos por unidade
monomérica. Seu valor pode atingir um máximo de 3,0, mas na prática, são
atingidos valores máximos entre 1,2 e 1,4 (Darley & Gray, 1988). A distribuição
uniforme dos grupos carboxílicos confere ao polímero melhor solubilidade e
melhor desempenho.
A ação viscosificante do CMC em fluidos à base de água e argila deve-
se à hidratação do polímero que, quando em solução aquosa, libera o íon Na
+
tornando-se aniônico e livre pra hidratar-se. Desta forma, moléculas de água
são adsorvidas às cadeias do polímero, que adquirem uma configuração
alongada e elevam a viscosidade do sistema. Esta solubilidade ocorre em pHs
entre 8,5 e 9,5, condição necessária para ionizar o grupo carboximetil e tornar
Capítulo 2 – Revisão Bibliográfica
____________________________________________________________________________________
Campos, L.F.A. Composições de Argilas Bentoníticas para Utilização em Fluidos de Perfuração de
Poços de Petróleo
19
o polímero solúvel. Em meios ácidos, o grupo carboximetil retorna a sua forma
não dissociada e o polímero perde em solubilidade (Pereira, 2006).
O uso do CMC reduz as perdas por filtração e produz rebocos muito
finos e capazes de impedir o escoamento do fluido através das formações
geológicas que estão sendo perfuradas (Pereira, 2006a). A redução do volume
de filtrado pela introdução de aditivos poliméricos em fluidos de perfuração à
base de água é explicada através dos mecanismos de estabilização
eletrostática e de estabilização eletroestérica. A estabilização eletrostática
ocorre como conseqüência da repulsão entre as cadeias do polímero
adsorvidas às superfícies das partículas de argila, enquanto que, a
estabilização eletroestérica, ocorre como conseqüência do aumento da
distância mínima de separação entre as partículas de argila que estão
envolvidas pelas cadeias poliméricas e em virtude das interações de caráter
elétrico repulsivo entre as cadeias do polímero (Oliveira et al., 2000). Esses
mecanismos evitam o fenômeno de floculação das partículas de argila,
obtendo-se sistemas com as partículas de argila dispersas no meio líquido.
Segundo Durand et al. 1997, a redução do volume de filtrado pode ser
explicada pelo preenchimento dos poros do reboco pelos polímeros não
adsorvidos às partículas de argila.
A adsorção de polieletrólitos, como o CMC, sobre superfícies de argila
pode promover também a floculação da suspensão e pode ser explicada pela
formação de pontes que ocorre quando segmentos de uma mesma cadeia
polimérica são adsorvidos em diferentes partículas, ligando-as umas às outras,
permitindo assim uma interação atrativa entre elas. Este tipo de floculação
ocorre mais facilmente quando as cadeias dos polímeros são muito extensas
(Luckham & Rossi, 1999). A floculação também pode ocorrer através de
interações laterais entre grupos hidrofóbicos de duas cadeias poliméricas
adsorvidas às superfícies de diferentes partículas sólidas (Somasundaran et al,
1966).
Diversos trabalhos foram desenvolvidos visando avaliar o efeito da
adsorção de polímeros em argilas bentoníticas (Lagaly & Ziesmer, 2003 e
Sueyoshi, 1994), a relação entre a estrutura e a eficiência de aditivos
poliméricos para fluidos de perfuração (Hughes et al., 1993 e Lecourtier &
Degouy, 1994) e a relação entre a composição, a estrutura e a permeabilidade
Capítulo 2 – Revisão Bibliográfica
____________________________________________________________________________________
Campos, L.F.A. Composições de Argilas Bentoníticas para Utilização em Fluidos de Perfuração de
Poços de Petróleo
20
de rebocos formados a partir de fluidos de perfuração contendo argilas
bentoníticas e polímeros aniônicos (Durand et al., 1997).
Estudos foram desenvolvidos por Pedroso (1991) e Accioly (1994) na
Universidade Federal de Campina Grande, com amostras de argilas
bentoníticas de Boa Vista, PB, com a finalidade de conhecer as causas que
levam estas argilas a desenvolverem dispersões com comportamento reológico
inadequado, bem como, tentar corrigir este problema com o uso de aditivos
industriais. Os resultados permitiram concluir que os aditivos poliméricos têm
efeito considerável na reologia dos fluidos e correções nos parâmetros
reológicos são obtidas com a adição do aditivo carboximetilcelulose (CMC)
proporcionando aos fluidos propriedades reológicas dentro das especificações
exigidas pela Petrobras (1998).
Em 2003, Amorim avaliou a ação de aditivos poliméricos à base de
celulose na melhoria das viscosidades aparente e plástica e do volume de
filtrado de fluidos hidroargilosos preparados com argilas bentoníticas naturais e
industrializadas da Paraíba, visando seu uso em perfurações de poços de
petróleo, concluindo que as propriedades estudadas são fortemente
dependentes da interação bentonita/polímero e esta, por sua vez, é
dependente do grau de viscosidade e tamanho da cadeia do polímero. A autora
avaliou a ação de aditivos poliméricos à base de celulose na proteção
(tratamento do fluido com polímero antes da contaminação) e recuperação
(tratamento do fluido, previamente contaminado, com o polímero) das
propriedades reológicas e de filtração de dispersões das argilas bentoníticas de
Boa Vista, PB, contaminadas com CaCl
2
+ MgCl
2
, concluindo que os diferentes
comportamentos apresentados pelas dispersões podem ser de grande utilidade
para otimizar suas aplicações em fluidos de perfuração, dependendo das
condições de campo.
Barbosa et al. (2004) estudaram parâmetros reológicos de argilas
bentoníticas da Paraíba frente à adição de polímeros com diferentes tamanhos
de cadeia: o CMC BV (carboximetilcelulose de baixa viscosidade), PHP
(poliacrilamida) e MIX (formulação composta de CMC BV e PHP). Os autores
concluíram que o CMC BV, polímero de cadeia curta, é responsável pela
diminuição das perdas por filtração e pela correção no comportamento
reológico dos fluidos apresentando uma ação viscosificante menos
Capítulo 2 – Revisão Bibliográfica
____________________________________________________________________________________
Campos, L.F.A. Composições de Argilas Bentoníticas para Utilização em Fluidos de Perfuração de
Poços de Petróleo
21
pronunciada, enquanto a PHP, polímero de cadeia longa, aumenta
demasiadamente a viscosidade do fluido.
Barbosa (2006) estudou bentonitas aditivadas com compostos
poliméricos visando sua aplicação em fluidos à base de água para perfuração
de poços de petróleo, concluindo que o estudo da combinação de matérias-
primas poliméricas de características diferentes possibilita a obtenção de um
composto polimérico com propriedades adequadas para a aditivação de
bentonitas.
2.7 Efeito dos Sais nos Fluidos de Perfuração
Freqüentes problemas são provocados pela contaminação do fluido de
perfuração por sais durante as operações de perfuração de poços de petróleo.
Este ponto é bem complexo e pouco controlável, pois é função da composição
química das águas utilizadas no preparo do fluido e da dissolução de íons
provenientes das formações geológicas que estão sendo perfuradas. São
utilizadas no preparo dos fluidos de perfuração muitas das águas industriais, de
rios, lagos ou de poços tubulares perfurados especialmente para servirem de
fonte de água para o preparo do fluido. A composição química destas águas
pode variar muito de uma região para outra, e é considerável também a
incidência das condições atmosféricas (chuvas intensas, secas, etc.),
provocando o enriquecimento das águas utilizadas com determinados sais
(cloretos, por exemplo), o que poderá resultar em diferenças notáveis nas
propriedades dos fluidos utilizados (Pereira 2006b).
Os sais presentes nos fluidos à base de água e argila inibem o
inchamento da argila, prejudicando suas propriedades, ou seja, viscosidade,
controle de filtrado e reboco. A variação do pH das águas também compromete
a solubilidade de alguns aditivos poliméricos utilizados nos fluidos para
correção de viscosidade e filtrado: pHs muito alcalinos, acima de 11,0, reduzem
o grau de solubilidade de polímeros à base de celulose e promovem a quebra
da cadeia polimérica, enquanto que, pHs abaixo de 5,5 promovem a sua
floculação, ou seja, o polímero precipita e volta à forma de novelo (Pereira
2006b).
Capítulo 2 – Revisão Bibliográfica
____________________________________________________________________________________
Campos, L.F.A. Composições de Argilas Bentoníticas para Utilização em Fluidos de Perfuração de
Poços de Petróleo
22
Segundo Pereira (2006b), a salinidade exerce um importante papel na
efetividade do polímero, uma vez que a grande afinidade do sal com a água
limita a disponibilidade de água necessária para a hidratação do polímero. A
presença de cátions monovalentes, como o Na
+
, e divalentes, como o Ca
2+
e o
Mg
2+
, inibem o alongamento (efeito de estiramento que ocorre quando o
polímero solúvel é adicionado à água) do polímero, que ao invés de desenrolar
e expandir, permanece unido em forma de novelo, formando aglomerados e
diminuindo a sua solubilidade. Como conseqüência, tem-se a floculação.
O CMC é um polímero linear aniônico suscetível de reagir em meio
aquoso com os cátions presentes. De acordo com diversos autores (Glenn et
al., 1980, Greminger, 1979 e Onoda, 1978), as interações mais importantes
que podem ser produzidas são:
- os cátions alcalinos e o amônio formam sais solúveis com o CMC;
- o íon cálcio, em pequenas proporções, reage com o CMC provocando
uma diminuição da viscosidade da solução, e em altas concentrações, é
produzida a precipitação do CMC cálcico. Os íons magnésio e ferro (II)
têm um efeito similar ao do cálcio;
A viscosidade das dispersões de CMC também varia com o pH do meio.
Segundo Gimenez (1994), no intervalo de pH 7-9, é obtida a maior estabilidade
deste polímero. Em pH < 4, devido à formação do ácido livre (menos solúvel),
observa-se um aumento significativo da viscosidade, e algumas vezes pode-se
produzir insolubilidade em pH < 2, enquanto que em pH superiores a 10
produz-se uma ligeira diminuição na viscosidade.
Lecoutier & Degouy (1994) estudaram as relações entre a estrutura e a
eficiência de aditivos poliméricos para fluidos de perfuração e observaram a
forte influência das dimensões das cadeias macromoleculares na sua
habilidade para inibir a dispersão dos detritos de perfuração; em água
deionizada as cadeias poliméricas estão alongadas devido à repulsão
eletrostática entre os grupos carregados e mesmo para polímeros de menor
peso molecular, as dimensões das macromoléculas permanecem
suficientemente grandes para prevenir a dispersão dos detritos. Contudo, na
presença de sais, as cadeias poliméricas adquirem uma conformação mais
compacta e suas dimensões se tornam muito pequenas para estabilizar os
detritos. Os autores observaram também que as propriedades de filtração são
Capítulo 2 – Revisão Bibliográfica
____________________________________________________________________________________
Campos, L.F.A. Composições de Argilas Bentoníticas para Utilização em Fluidos de Perfuração de
Poços de Petróleo
23
fortemente dependentes das associações entre as partículas de bentonitas, e
assim, das interações entre a bentonita e o polímero e a presença de cátions
divalentes, como o Ca
2+
, diminui drasticamente as dimensões do polímero,
prejudicando a sua eficiência.
Segundo Durand et al. (1997), em dispersões argilosas contendo sais e
polímeros há uma competição entre a agregação das partículas de argila
induzida pelo sal e a sua dispersão induzida pelo polímero. Esta competição é
largamente governada pela concentração e valência dos eletrólitos e a
flexibilidade dos polímeros.
Segundo Güngör & Karaoglan (2001), cátions divalentes funcionam
como agentes de ligações cruzadas (cross-linking agents) quando adicionados
ao sistema bentonita-polímero, promovendo a formação de pontes entre as
cadeias poliméricas e várias partículas de argila, gerando o fenômeno de
floculação.
Sadicoff et al. (2001) verificaram a influência da adição de NaCl a
soluções poliméricas. Após a adição de sal, foram observadas as alterações de
solubilidade das soluções. A partir dos resultados observou-se que as
quantidades de sal adicionadas às soluções poliméricas foram responsáveis
pela precipitação do polímero em solução. Com o aumento da concentração de
sal ocorre a contração da cadeia polimérica causada pelos grupos hidrófobos
que se associam intramolecularmente causando a desestabilização do sistema
polimérico.
Segundo Souza Santos (1989), a adição de íons Ca
2+
e Mg
2+
diminui o
potencial eletrocinético das partículas dos argilominerais e a repulsão entre as
partículas, formando aglomerados de partículas, obtendo-se o fenômeno de
floculação.
Segundo Luckham & Rossi (1999), na presença de eletrólitos as
partículas de argilas se aproximam umas das outras causando o fenômeno de
floculação. Este efeito é mais pronunciado quanto maior a valência dos cátions.
Além disso, a concentração de eletrólitos e o pH do meio apresentam grande
influência na associação de partículas de montmorilonitas. Em resumo,
dependendo das condições do pH e da concentração do sal, associações entre
partículas do tipo aresta-a-aresta e face-a-aresta são formadas. Estas
associações são usualmente mais prováveis a baixos pHs e baixas
Capítulo 2 – Revisão Bibliográfica
____________________________________________________________________________________
Campos, L.F.A. Composições de Argilas Bentoníticas para Utilização em Fluidos de Perfuração de
Poços de Petróleo
24
concentrações de eletrólitos. Concentrações mais elevadas aumentam a força
atrativa entre as superfícies das partículas de argila e associações do tipo face-
a-face tornam-se predominantes.
Na prática de perfuração, a correção do pH e a eliminação dos cátions
Ca
2+
e Mg
2+
na forma de CaCO
3
e de MgCO
3
, que são pouco solúveis, são
obtidas pela adição de barrilha leve (Na
2
CO
3
). Quando a concentração de Mg
2+
é bastante elevada adiciona-se também NaOH, que precipita o Mg
2+
na forma
de Mg(OH)
2
, que possui menor solubilidade que o MgCO
3
. Contudo, a
contaminação pode ser proveniente de cloretos ou sulfatos, com formação de
H
2
S, e nestes casos, a adição de barrilha leve ou soda cáustica não é eficiente,
sendo necessário o uso de produtos resistentes a esses contaminantes
(Pereira, 2006).
Como conseqüência da contaminação dos fluidos com águas salinas,
tem-se a perda das propriedades reológicas, indicando que o fluido não
transportará de forma eficiente até a superfície os detritos gerados pela
perfuração, causando uma má limpeza do poço, e como consequência
trancamentos e prisões da coluna de perfuração. O aumento na taxa de
filtração indica invasões excessivas de filtrado nas formações geológicas,
podendo ocorrer desmoronamento de formações hidratáveis e redução do
diâmetro do poço em virtude da formação de rebocos muito espessos, devido à
alta permeabilidade da formação. Além disto, filtrados elevados contribuem
fortemente para o processo de prisão diferencial e ainda para a perda total ou
parcial do fluido de perfuração para as formações geológicas. Esta perda pode
ocorrer a qualquer profundidade onde a pressão total exercida pelo fluido
excede a pressão total contrária da formação ocorrendo, assim, a fuga da fase
contínua do fluido, podendo provocar desmoronamentos nas formações
sobrejacentes, deposição dos detritos de perfuração sobre a broca e
interrupção prolongada da sondagem. Estes problemas são fatores decisivos
na elevação dos custos da perfuração, podendo reduzir o avanço da
perfuração (Darley & Gray, 1988 e Pereira, 2006).
Os fluidos sintéticos e os fluidos à base de água, devido à intolerância a
eletrólitos, são considerados tecnicamente inferiores a sistemas de fluidos a
base óleo (Darley & Gray, 1988 e Lummus & Azar, 1996).
Capítulo 2 – Revisão Bibliográfica
____________________________________________________________________________________
Campos, L.F.A. Composições de Argilas Bentoníticas para Utilização em Fluidos de Perfuração de
Poços de Petróleo
25
2.8 Planejamento e Otimização de Experimentos
2.8.1 O Uso do Delineamento de Misturas
A estatística lida com a coleta, a apresentação, a análise e o uso dos
dados para tomar decisões, resolver problemas e planejar produtos e
processos. Devido a muitos aspectos na prática da engenharia envolverem o
trabalho com dados, torna-se importante o conhecimento de estatística
(Montgomery & Runger, 2003).
Segundo Cornell (1990), a pesquisa estatística de experimentos com
composições, refletida em artigos da literatura estatística e quase todas teorias
e metodologias de experimentos com composições emanaram da comunidade
estatística a partir das décadas de 60 e 70. Cornell (1990), em seu livro
“Experiments With Mixtures: Designs, Models and the Analysis of Mixture Data”
concentra-se nas discussões de projetos de experimentos com composições e
nas técnicas de análise de dados de composições que surgiram a partir de
1955.
Atualmente, observa-se muitas publicações sobre experimentos com
composições na forma de artigos em periódicos como o “Quality Engineering”,
“Journal of Quality Technology” e “Tecnometrics”.
Dentre diversas técnicas de análise e planejamento experimentais, o uso
do delineamento de misturas vem crescendo continuamente, despertando
interesse, não só nas universidades, como também na indústria. Isso porque
muitos materiais são formados pela mistura de vários componentes e as
propriedades do produto manufaturado dependem das proporções dos
componentes na formulação (Cornell, 1990).
Uma prática que é comumente adotada durante a confecção de peças
cerâmicas é a mistura de diferentes tipos de argilas, realizada muitas vezes de
maneira intuitiva e empírica, onde as características do produto são fortemente
dependentes das proporções usadas nessas composições. Alexandre et al.
(2001) apresentam uma metodologia numérica, utilizando o planejamento em
rede simplex, na previsão das propriedades mecânicas de peças cerâmicas
vermelhas. O delineamento de misturas permitiu a escolha de modelos
Capítulo 2 – Revisão Bibliográfica
____________________________________________________________________________________
Campos, L.F.A. Composições de Argilas Bentoníticas para Utilização em Fluidos de Perfuração de
Poços de Petróleo
26
matemáticos significativamente eficazes para previsão das propriedades
mecânicas a partir do conhecimento prévio das propriedades de cada
componente original, bem como das composições em determinadas
proporções fundamentais, fazendo apenas alguns experimentos.
Na área da ciência e tecnologia de alimentos, o delineamento de
misturas e a aplicação da metodologia de superfície de resposta são de grande
importância para o desenvolvimento e otimização de produtos (Nxs et al., 1999,
Martins, 2002 e Dingstad et al., 2003).
Branco & Gasparetto (2003) apresentam a aplicação da metodologia de
superfície de resposta para o estudo do efeito da temperatura sobre o
comportamento reológico de composições ternárias de polpa de manga e
sucos de laranja e cenoura, descrevendo a influência de cada componente
sobre os parâmetros reológicos.
Com esta metodologia é possível otimizar os custos envolvidos no
desenvolvimento de novos materiais em função das quantidades de matérias-
primas e aditivos cerâmicos. Nardi & Hotza (2002 e 2004), demonstram a
possibilidade de minimizar custos, na produção de materiais cerâmicos
cimentantes compostos por três componentes, através da análise de superfície
de resposta.
Curto et al. (2003) apontam a importância da utilização do delineamento
de misturas na investigação da composição e da plasticidade na resistência
mecânica de massas cerâmicas triaxiais.
Gomes (2004) utilizou o delineamento de misturas no estudo da
defloculação de composições cerâmicas triaxiais (argila/feldspato/quartzo) com
o objetivo de modelar matematicamente a concentração ideal de defloculante
em função das frações mássicas dos componentes das composições. Neste
trabalho, a autora conclui que a utilização do delineamento de misturas
mostrou-se bastante adequada, sendo possível a obtenção de um modelo
matemático que correlacionasse a concentração ideal de defloculante com as
proporções das matérias-primas nas composições.
Correia et al. (2004) afirmam que no desenvolvimento e fabricação de
revestimentos cerâmicos, propriedades tecnológicas são determinadas
basicamente pela combinação de matérias-primas e condições de
processamento e, quando os parâmetros são mantidos constantes, a técnica
Capítulo 2 – Revisão Bibliográfica
____________________________________________________________________________________
Campos, L.F.A. Composições de Argilas Bentoníticas para Utilização em Fluidos de Perfuração de
Poços de Petróleo
27
de delineamento de misturas pode ser usada para modelar as propriedades
(resistência mecânica, densidade aparente, coeficiente de dilatação térmica
linear, retração linear e absorção de água) em corpos cerâmicos, sendo
possível, através do uso da metodologia de superfícies de resposta, delimitar a
gama de composições que permite produzir um corpo cerâmico com
características pretendidas, sujeito a restrições impostas pelo processo de
fabricação.
Este tipo de ferramenta mostrou-se útil na indústria cerâmica, no
desenvolvimento de formulação de massas e esmaltes (Zauberas, 2004).
Na literatura, são encontrados ainda vários estudos envolvendo
delineamento de misturas, na fabricação de produtos hospitalares (Collantes,
1999), na formulação de detergentes (Kamoun, 2002) e na formulação de
medicamentos na indústria farmacêutica (Mura et al., 2004).
Utilizando técnicas de delineamento experimental e otimização, Correia
et al. (2005) avaliaram o efeito simultâneo das características e conteúdo de
três argilas nas propriedades de composições para cerâmica vermelha
estrutural. Os autores concluem, que através das técnicas empregadas, foi
possível selecionar as melhores combinações das três argilas para produzir um
tijolo estrutural com propriedades específicas.
2.8.2 Metodologia do Delineamento de Misturas
O propósito geral em um experimento com composições é tornar
possível, por meio de superfícies de resposta, a estimativa das propriedades de
um sistema multicomponente, a partir de um número limitado de observações.
Essas observações são obtidas de combinações pré-selecionadas dos
componentes na tentativa de se determinar quais delas, de alguma maneira,
otimizam a resposta (Barros Neto et al., 1996).
O planejamento experimental utilizado para composições difere dos
planejamentos fatoriais, uma vez que as propriedades de uma composição são
determinadas pelas proporções de seus componentes, e não pela quantidade
total. Além disso, as proporções dos diversos componentes de uma
Capítulo 2 – Revisão Bibliográfica
____________________________________________________________________________________
Campos, L.F.A. Composições de Argilas Bentoníticas para Utilização em Fluidos de Perfuração de
Poços de Petróleo
28
composição não são independentes. A soma de todas elas deve totalizar
100%. Para uma mistura de q componentes tem-se:
(3)
Sendo x
i
a proporção do i-ésimo componente numa escala em que 100
% corresponde a um. A existência dessa restrição torna o espaço disponível
para experimentação mais restrito. Para sistemas com três fatores
independentes é possível investigar todos os pontos contidos no cubo
mostrado na Figura 2.4(a). Um estudo da variação da viscosidade de
suspensões com x
1
= concentração de sólidos, x
2
= teor de defloculante e x
3
=
temperatura, por exemplo, seria um caso típico. No caso de mistura de três
componentes, a Equação 3 torna-se x
1
+ x
2
+ x
3
= 1. Essa equação
corresponde geometricamente a um triângulo eqüilátero inscrito no cubo,
Figura 2.4(a). As diferentes composições possíveis são representadas pelos
pontos pertencentes ao triângulo. Os vértices correspondem aos componentes
puros e os lados às composições binárias, enquanto os pontos situados no
interior do triângulo representam as possíveis composições de três
componentes. A variação de uma dada propriedade com a composição pode
ser representada por uma superfície de resposta acima do triângulo, como
mostrado na Figura 2.4(b). Representando essa superfície por suas curvas de
nível seria obtido o diagrama triangular da Figura 2.4(c).
Foi demonstrado que se o número de componentes na formulação é q, o
espaço de fator disponível torna-se uma figura simples com (q – 1) dimensões
(por exemplo, um triângulo para q = 3, um tetraedro para q = 4) (Montgomery,
1997).
O número e a localização das composições selecionadas no espaço
fatorial em que se representam as composições são, normalmente, definidos
por uma rede de pontos uniformemente espaçados, conhecido como arranjo
simplex {q,m}, onde q é o número de componentes e m é o parâmetro de
espaçamento no arranjo.
1x...xxx
q21
q
1i
i
=+++=
∑
=
Capítulo 2 – Revisão Bibliográfica
____________________________________________________________________________________
Campos, L.F.A. Composições de Argilas Bentoníticas para Utilização em Fluidos de Perfuração de
Poços de Petróleo
29
(a)
(b)
(c)
Figura 2.4. (a) Espaço experimental para processos com três variáveis
independentes; (b) Superfície de resposta para todas as possíveis formulações
dos componentes 1, 2 e 3; (c) Curvas de nível dessa superfície de resposta
(Montgomery, 1997).
Um planejamento simplex {q, m} consiste de pontos que são definidos
pelo conjunto de coordenadas, onde as proporções de cada componente são
tomadas a m+1 valores igualmente espaçados de 0 a 1,
(4)
e todas as combinações possíveis são formadas usando as proporções
dos componentes da Equação 4.
Para um sistema com q = 3 componentes, o fator de espaço disponível é
um triângulo equilátero e as proporções de cada componente serão 0 , ½, 1
quando m = 2. Então o simplex {3, 2} consiste de seis pontos localizados nas
q...,,2,1ionde1...,,
m
2
,
m
1
,0x
i
==
Capítulo 2 – Revisão Bibliográfica
____________________________________________________________________________________
Campos, L.F.A. Composições de Argilas Bentoníticas para Utilização em Fluidos de Perfuração de
Poços de Petróleo
30
arestas do triângulo: (x
1
, x
2
, x
3
) = (1, 0, 0), (0, 1, 0), (0, 0 ,1), ( ½, ½ , 0 ), ( ½ ,0,
½ ), (0, ½, ½ ).
Os três pontos (1, 0, 0) ou x
1
= 1, x
2
= x
3
= 0, (0, 1, 0) ou x
1
= x
3
= 0, x
2
=
1 e (0, 0, 1) ou x
1
= x
2
= 0, x
3
= 1 representam os componentes puros e estão
localizados nos três vértices do triângulo. Os pontos (½, ½, 0 ), (½, 0, ½ ) e (0,
½, ½) representam as combinações binárias ou composições de dois
componentes x
i
= x
j
= ½ , x
k
= 0, k≠i,j, e estão localizados no centro das arestas
(lados) do triângulo.
O simplex {3, 2} é mostrado na Figura 2.5(a). Cada uma das proporções
dos componentes na formulação é um número fracional e a soma das frações é
igual a um. Quando delimitados numa rede esses pontos formam um arranjo
simétrico com relação aos vértices e lados do simplex.
Uma abordagem alternativa da rede simplex é o simplex com pontos no
centróide (Figura 2.5(b)). Nesse tipo de planejamento, existirão além de 2q –1
pontos, os pontos do centróide (1/q). Assim, quando pretende-se observar a
influência real da mistura dos q componentes, utiliza-se o planejamento simplex
centróide.
(a)
(b)
Figura 2.5. Arranjos simplex para três componentes (a) sem e (b) com ponto no
centróide (Cornell, 1990).
Algumas propriedades atrativas do arranjo simplex {q, m} são:
- a rede consiste de um arranjo simétrico e uniforme dos pontos sobre o
simplex, e assim, é dada igual segurança para cada componente do sistema;
Capítulo 2 – Revisão Bibliográfica
____________________________________________________________________________________
Campos, L.F.A. Composições de Argilas Bentoníticas para Utilização em Fluidos de Perfuração de
Poços de Petróleo
31
- o arranjo é extremamente simples para montar (determinar as
combinações dos componentes) e
- as estimativas dos mínimos quadrados dos coeficientes do modelo de
regressão (superfícies de resposta) são facilmente calculadas das médias das
observações dos pontos do delineamento.
Uma desvantagem do arranjo simplex {q, m} acontece quando q é
grande e m>2, pois o número de pontos experimentais pode se tornar
excessivo.
Freqüentemente, há casos em que não se explora totalmente o simplex,
por causa de certas restrições nos limites das proporções dos componentes.
Restrições nos limites inferiores de x
i
limitam as composições a uma sub-região
do simplex. Essa limitação a uma sub-região também resulta na definição dos
limites superiores de alguns componentes da formulação. Um outro caso que
ocorre com freqüência é quando os limites inferiores e superiores de algumas
ou de todas as proporções dos componentes são limitadas, ou seja, requer-se
a presença de todos os componentes para que se tenha um produto aceitável.
Em qualquer uma dessas situações, o fato de se ter um subconjunto do
simplex, ou uma região menor de experimentação para a análise, diminui o
custo e o tempo de experimentação, bem como aumenta a precisão das
estimativas do modelo.
2.8.3 Metodologia de Superfície de Resposta
A metodologia de superfície de resposta, ou MSR, é uma coleção de
técnicas matemáticas e estatísticas úteis para a modelagem e análise nas
aplicações em que a resposta de interesse seja influenciada por várias
variáveis e o objetivo seja otimizar essa resposta. Por exemplo, um engenheiro
químico que deseje encontrar os níveis de temperatura (x
1
) e concentração da
alimentação (x
2
) que maximizem o rendimento (Y) de um processo. O
rendimento do processo é uma função dos níveis de temperatura e
concentração de alimentação, como:
Y = f (x
1
, x
2
) + ε
(5)
Capítulo 2 – Revisão Bibliográfica
____________________________________________________________________________________
Campos, L.F.A. Composições de Argilas Bentoníticas para Utilização em Fluidos de Perfuração de
Poços de Petróleo
32
Sendo ε o ruído ou erro observado na resposta Y. Se a resposta for
denotada por E(Y) = f (x
1
, x
2
) = η , então a superfície representada por:
η = f (x
1
, x
2
)
é chamada de superfície de resposta (Montgomery, 1997).
O delineamento experimental de misturas é um tipo especial de
problema que envolve MSR. Neste caso, os fatores são componentes ou
ingredientes de uma composição, e a resposta depende das proporções dos
ingredientes presentes (Bergman, 1998).
2.8.3.1 Modelos de Regressão
Na maioria dos problemas de MSR, a forma da relação entre a resposta
e as variáveis independentes é desconhecida. Assim, a primeira etapa na MSR
é encontrar uma aproximação adequada para a relação verdadeira entre Y e as
variáveis independentes. Geralmente, emprega-se um polinômio de baixo grau
em alguma região das variáveis independentes. Se a resposta for bem
modelada por uma função linear das variáveis independentes, então a função
de aproximação será o modelo de primeira ordem:
∑
=
+=
k
1i
i
i
o
xββf
De maneira análoga ao modelamento em primeira ordem, tem-se os
modelos de segunda e terceira ordem, respectivamente:
∑∑∑
=≤
++=
k
1i
k
ji
jiijiio
xxβxββf
∑ ∑∑ ∑∑∑
=≤ <<
+++=
k
1i
k
jiij
k
k
kjiijkjiijiio
xxxβxxβxββf
Em um projeto experimental consistindo de N ensaios, N > k, o valor
observado ou medido para a resposta será denotado por Y
i
, o qual contém o
erro experimental ε
i
:
(7)
(8)
(9)
(6)
Capítulo 2 – Revisão Bibliográfica
____________________________________________________________________________________
Campos, L.F.A. Composições de Argilas Bentoníticas para Utilização em Fluidos de Perfuração de
Poços de Petróleo
33
Ni1,fY
ii
≤≤ε+=
Assume-se que o erro experimental ε
i
é distribuído aleatoriamente com
E(ε
i
)= 0 e Var(ε
i
) = σ
2
.
Após a coleta de N observações, os parâmetros desconhecidos ou
coeficientes no modelo são estimados pelo método dos mínimos quadrados
(Montgomery, 1997).
2.8.4 Fundamentos de Otimização
A formulação de um problema de otimização envolve considerações,
definição geral das metas e exigências para uma dada atividade, de forma que
seja possível transcrevê-las em completas séries de equações matemáticas
bem definidas. Mais precisamente, a formulação de um problema de
otimização envolve (Bhatti, 2000, Miller, 2000 e Edgar & Himmelblau, 1989):
- seleção de uma ou mais variáveis de otimização;
- escolha de uma função objetivo e
- identificação de restrições.
A função objetivo e as restrições devem ser função de uma ou mais
variáveis de otimização (x
i
), expressas como um modelo matemático.
Na seleção das variáveis de otimização, encontra-se um vetor de
variáveis de otimização, x = (x
1
, x
2
, ..., x
n
)
T
, sendo n representando o número
total de variáveis de otimização, com o objetivo de:
- minimizar (ou maximizar) uma função objetivo, f(x)
Sujeito a
r...,,2,1ixxx
p...,,2,1i0)x(h
m...,,2,1i0)x(gou0)x(g
iUiiL
i
ii
=≤≤
==
=
≥≤
(10)
(11)
(12)
(13)
Capítulo 2 – Revisão Bibliográfica
____________________________________________________________________________________
Campos, L.F.A. Composições de Argilas Bentoníticas para Utilização em Fluidos de Perfuração de
Poços de Petróleo
34
Onde, nas Equações do tipo (11), m é equivalente ao número total de
inequações de restrição. Equações do tipo (12) referem-se a restrições
formadas por equações, sendo p o número total de equações de restrição. A
restrição do tipo (13) limita as fronteiras das variáveis de otimização, em um
extremo inferior (x
iL
) e/ou superior (x
iU
).
Se o número de restrições de igualdade é igual ao número de variáveis
de otimização, isto é, se p = n, o problema não é de otimização. Resolvendo as
equações pode-se encontrar a solução. Se p >n, o problema de otimização não
está formulado corretamente, uma vez que as restrições devem ser
dependentes umas das outras. Assim, na formulação de um problema de
otimização geral, p < n. Como as restrições formadas por inequações não
representam uma relação específica entre variáveis de otimização, não existe
limite para o número de inequações em um problema (Bhatti, 2000).
2.8.5 Solução de Problemas de Otimização
Os métodos para resolver problemas de otimização tendem a ser
complexos e exigem considerável esforço numérico. Em muitas situações,
métodos especiais e eficientes são disponíveis para certas formas especiais do
caso geral (Bhatti, 2000, Miller, 2000 e Edgar & Himmelblau, 1989).
2.8.5.1 Otimização Gráfica
Para problemas envolvendo duas variáveis de otimização, é possível
obter uma solução através da construção do contorno de funções que
compõem as restrições e a função objetivo. Este é um método geral, que
também fornece um grande número de possibilidades de escolhas no interior
do espaço de todas as regiões prováveis (Bhatti, 2000).
Otimização gráfica é um método simples para resolver problemas de
otimização envolvendo uma ou duas variáveis. No caso de duas variáveis, é
possível obter uma solução através da construção de gráficos das funções que
representam as restrições e a função objetivo. Problemas envolvendo três
variáveis poderão ser transformados em problemas de duas variáveis se for
Capítulo 2 – Revisão Bibliográfica
____________________________________________________________________________________
Campos, L.F.A. Composições de Argilas Bentoníticas para Utilização em Fluidos de Perfuração de
Poços de Petróleo
35
possível relacionar estas três variáveis. No caso de experimentos com
composições, a soma das variáveis é igual à unidade, o que possibilita que a
função se transforme em duas variáveis. Como exemplo, seja a função que
relaciona a retração linear (RL) com a composição x
1
, x
2
e x
3
(Correia et al.,
2004):
RL = 14,88 x
1
+ 6,72 x
2
– 11,94 x
3
– 3,36 x
1
x
2
+ 20,62 x
1
x
3
+ 77,24 x
2
x
3
–
134,85 x
1
x
2
x
3
Colocando x
3
como função de x
1
e x
2
, isto é, x
3
= 1 – x
1
– x
2
, a Equação
(14) passa a ter a forma:
RL = -11,04 + 47,44 x
1
+ 95,90 x
2
–236,07 x
1
x
2
– 20,62 x
1
2
– 77,24 x
2
2
+ 134,85
x
1
2
x
2
+ 134,85 x
1
x
2
2
A partir do caso mais genérico descrito pelas Equações 11 a 13,
considere um problema de otimização envolvendo duas variáveis de
otimização, por exemplo, a Equação 15, escrita na seguinte forma padrão:
Encontrar o vetor de variáveis de otimização, (x
1
, x
2
), visando minimizar
ou maximizar um função objetivo, f(x
1
, x
2
), sujeito a
p...,,2,1i0)x,x(h
m...,,2,1i0)x,x(gou0)x,x(g
21i
21i21i
==
=
≥≤
O procedimento para a solução gráfica deste problema envolve as
seguintes etapas:
- escolher uma faixa apropriada para as variáveis de otimização;
- construir contornos para cada função de restrição para representar
suas fronteiras;
- construir vários contornos para a função objetivo.
A seguir cada uma destas etapas será descrita detalhadamente.
(14)
(15)
(16)
(17)
Capítulo 2 – Revisão Bibliográfica
____________________________________________________________________________________
Campos, L.F.A. Composições de Argilas Bentoníticas para Utilização em Fluidos de Perfuração de
Poços de Petróleo
36
a) Escolha de uma faixa apropriada para as variáveis de otimização
Os valores inferiores e superiores dessa escolha devem conter o(s)
ponto(s) ótimo(s). Uma faixa muito grande pode resultar em contornos gráficos
de difícil diferenciação entre as diferentes restrições. Por outro lado, uma faixa
muito estreita para os valores das variáveis pode não mostrar a região que
representa os valores para a solução ótima (Bhatti, 2000).
b) Construção dos contornos das funções de restrições
A região sobre a qual todas as restrições estão satisfeitas é chamada
região viável. Admitindo que as restrições são escritas na forma padrão (menor
ou igual que, maior ou igual que, com o lado direito sendo igual a 0), torna-se
necessário construir linhas representando equações g
i
(x
1
, x
2
) = 0 e h
i
(x
1
, x
2
) =
0. Estas linhas de contorno podem ser construídas selecionando-se vários
valores para uma das variáveis e resolvendo-se para a outra variável da função
de restrição. Para cada valor de x
1
, deve-se computar o correspondente valor
de x
2
pela solução da equação g
i
(x
1
, x
2
) = 0. Uma linha passando através dos
pares (x
1
, x
2
) representa um contorno para a função g
i
(x
1
, x
2
) = 0. Após todos
os contornos das funções de restrições serem construídas, a intersecção dos
lados viáveis de todas as restrições representa a região viável para o problema
de otimização. Os pontos no interior da região viável satisfazem todas as
restrições.
c) Construção dos contornos da função objetivo
Nesta etapa, deve-se selecionar um ponto no domínio viável que tem os
valores ótimos para a função objetivo. Isto é obtido construindo-se alguns (no
mínimo dois) contornos para a função objetivo para determinar a direção na
qual a mesma está crescendo (ou decrescendo). Após escolher os valores para
os limites, os contornos da função objetivo podem ser traçados de maneira
similar ao caso das funções de restrições.
37
____________________________________________________________________________________
Campos, L.F.A. Composições de Argilas Bentoníticas para Utilização em Fluidos de Perfuração de
Poços de Petróleo
Capítulo 3
Etapa Experimental
3.1 Introdução
Neste capítulo são apresentados os materiais e os métodos utilizados
para o desenvolvimento desta pesquisa. Os materiais são relacionados
indicando-se suas procedências e condições físicas. São citados os métodos
de ensaios normatizados e descritos, ou referenciados, os métodos que não
são normatizados.
3.2 Materiais
Para o desenvolvimento desta pesquisa os seguintes materiais foram
utilizados.
3.2.1 Argilas Bentoníticas
Foram selecionadas três amostras de argilas bentoníticas policatiônicas
extraídas de forma representativa da Mina Bravo, localizada em Boa Vista, PB,
identificadas como Bofe, Chocolate e Verde-lodo.
Foi utilizada como referência (padrão) a argila bentonítica sódica
industrializada denominada Brasgel PA, proveniente da Empresa Bentonit
União Nordeste – BUN, situada na Avenida Assis Chateaubriand, 3877,
Campina Grande, PB.
3.2.2 Aditivos
Foram selecionados aditivos designados como primário, secundário e
terciário.
Capítulo 3 – Etapa Experimental
____________________________________________________________________________________
Campos, L.F.A. Composições de Argilas Bentoníticas para Utilização em Fluidos de Perfuração de
Poços de Petróleo
38
3.2.2.1 Aditivo Primário
Carbonato de sódio (Na
2
CO
3
) anidro PA da marca VETEC, adquirido
junto à Medical, localizada na Avenida Agamenon Magalhães, 3158, Recife,
PE. Este aditivo foi utilizado para transformar as argilas bentoníticas com suas
composições policatiônicas em sódicas.
3.2.2.2 Aditivos Secundários
Cloreto de cálcio (CaCl
2
), cloreto de magnésio (MgCl
2
), sulfato de cálcio
(CaSO
4
) e cloreto de sódio (NaCl), da marca VETEC, adquiridos junto à
Medical, localizada na Avenida Agamenon Magalhães, 3158, Recife, PE. Estes
aditivos são classificados como floculantes e foram utilizados no tratamento de
degradação das dispersões.
3.2.2.3 Aditivos Terciários
Carboximetilcelulose (CMC) de diferentes graus de viscosidade,
utilizados em fluidos de perfuração, denominados CMC AV (CMC de alta
viscosidade), CMC MV (CMC de média viscosidade) e CMC BV (CMC de baixa
viscosidade), fornecidos pela Empresa Denver Indústria e Comércio Ltda.,
localizada na Estrada Fernando Nobre, 600A, São Paulo, SP. Estes aditivos
foram utilizados nos tratamentos de proteção e recuperação das dispersões.
3.3 Métodos
A metodologia utilizada para o desenvolvimento deste trabalho consistiu
nas etapas descritas a seguir. Na Figura 3.1, está apresentado o fluxograma
geral das etapas que foram realizadas no desenvolvimento do trabalho de tese.
Capítulo 3 – Etapa Experimental
____________________________________________________________________________________
Campos, L.F.A. Composições de Argilas Bentoníticas para Utilização em Fluidos de Perfuração de
Poços de Petróleo
39
Figura 3.1. Fluxograma geral das etapas realizadas para o desenvolvimento do
trabalho.
A
r
g
ilas Naturais
Resultados e Conclusões
Aditivo
Primário
(D)
Mistura de
Argilas
Naturais
(
B
)
Aditivo
Primário
(C)
Estudo Reológico (F)
Mistura de
Argilas
Sódicas
(
E
)
Estudo Reológico Estudo Reológico
Tratamento de Degradação
Aditivos Secundários (I)
Tratamento de Degradação
Aditivos Secundários (J)
Tratamento de Recuperação
Aditivos Terciários (L)
A
r
g
ila Industrializada
(p
adrão
)
Delineamento de Misturas
Processo A
de Mistura
Processo B
de Mistura
Seleção de Composições (G)
Tratamento de Proteção
Aditivos Terciários (H)
Ensaios de Caracterização (A)
Estudo Estatístico e Otimização
Capítulo 3 – Etapa Experimental
____________________________________________________________________________________
Campos, L.F.A. Composições de Argilas Bentoníticas para Utilização em Fluidos de Perfuração de
Poços de Petróleo
40
3.3.1 Preparação das Amostras
As amostras de argilas naturais foram secas em estufa à 60ºC ± 2ºC
durante um período de 7 dias. Em seguida, foram moídas e passadas em
peneira ABNT nº 200 (0,074mm).
As amostras de argilas naturais e a amostra de argila industrializada
foram acondicionadas em sacos plásticos de 50 kg, etiquetadas de forma a
permitir sua identificação e colocadas em recipientes plásticos fechados para
evitar umidificação.
3.3.2 Ensaios de Caracterização
As amostras de argilas naturais e industrializadas foram caracterizadas
através dos ensaios abaixo relacionados (Etapa A da Figura 3.1).
3.3.2.1 Caracterização Física
3.3.2.1.1 Teor de Umidade
O teor de umidade das amostras foi determinado segundo norma N-
2605 (Petrobras, 1998a).
Os ensaios foram realizados no Laboratório de Referência em
Dessalinização – LABDES da UAEQ/CCT/UFCG, Campina Grande, PB.
Os resultados são a média de duas determinações e são apresentados
em %, com aproximação de duas casas decimais.
3.3.2.1.2 Análise Granulométrica por Difração de Laser
Para realização deste ensaio, a argila bentonítica foi passada em
peneira ABNT n
o
200 (0,074mm) e dispersa em 250mL de água destilada em
agitador Hamilton Beach modelo 936 na velocidade de 17.000 rpm por 10 min,
utilizando como defloculante o pirofosfato de sódio. Em seguida, essa
dispersão foi colocada em um equipamento CILAS modelo 1064, em modo
Capítulo 3 – Etapa Experimental
____________________________________________________________________________________
Campos, L.F.A. Composições de Argilas Bentoníticas para Utilização em Fluidos de Perfuração de
Poços de Petróleo
41
úmido, até atingir a concentração ideal que é de 150 unidades de difração/área
de incidência.
Os ensaios foram realizados no Laboratório de Cerâmica da Unidade
Acadêmica de Engenharia de Materiais da Universidade Federal de Campina
Grande, PB.
3.3.2.1.3 Capacidade de Troca de Cátions (CTC)
A CTC das amostras foi determinada através do método de adsorção de
azul de metileno, descrito em Ferreira et al. (1972). Os ensaios foram
realizados no Laboratório de Referência em Dessalinização – LABDES da
UAEQ/CCT/UFCG, Campina Grande, PB.
Os resultados são apresentados em meq/100g de argila seca.
3.3.2.1.4 Área Específica
A área específica (AE) das amostras foi determinada através dos
métodos de adsorção de azul de metileno, descrito em Ferreira et al. (1972) e
pelo método de adsorção de nitrogênio/hélio desenvolvido por Brunauer,
Emmett e Teller (BET).
Os ensaios pelo método de adsorção de azul de metileno foram
realizados no Laboratório de Referência em Dessalinização – LABDES da
UAEQ/CCT/UFCG, Campina Grande, PB, enquanto que os ensaios pelo
método de BET foram realizados em equipamento marca Micromerictis, modelo
ASP-2370, no laboratório de Cerâmica da Universidade Federal de São Carlos-
UFSCar, São Carlos, SP.
Os resultados são apresentados em m
2
/g.
3.3.2.2 Caracterização Mineralógica
3.3.2.2.1 Análise Química
Neste trabalho as determinações de: perda ao fogo, SiO
2
, Al
2
O
3
, TiO
2
,
Fe
2
O
3
, FeO, MgO, Na
2
O, K
2
O e resíduos insolúveis foram analisadas.
Capítulo 3 – Etapa Experimental
____________________________________________________________________________________
Campos, L.F.A. Composições de Argilas Bentoníticas para Utilização em Fluidos de Perfuração de
Poços de Petróleo
42
As análises químicas foram realizadas por via úmida no Laboratório de
Análises Minerais – LAM do CCT/ UFCG, Campina Grande, PB.
3.3.2.2.2 Análises Térmicas
As análises térmicas diferenciais (ATD) e termogravimétricas (ATG) das
amostras foram realizadas em equipamento BP Engenharia, Modelo RB 3000,
operando a 12,5ºC/min. A temperatura máxima utilizada nas análises térmicas
foi de 1000ºC e o padrão utilizado nos ensaios de ATD foi o óxido de alumínio
(Al
2
O
3
) calcinado.
Os ensaios foram realizados no Laboratório de Cerâmica da Unidade
Acadêmica de Engenharia de Materiais UAEMa do CCT/UFCG, Campina
Grande, PB.
3.3.2.2.3 Difração de Raios X
As análises por difração de raios X das amostras de argilas bentoníticas
naturais e da argila bentonítica industrializada, na forma seca e tratadas com
etileno glicol, foram realizadas em equipamento XRD 6000 da Shimadzu. A
radiação utilizada foi Kα do Cu (40kV/30mA); a velocidade do goniômetro foi de
2º/min e passo de 0,02º. As análises de difração de raios X foram realizadas no
Laboratório de Cerâmica da Unidade Acadêmica de Engenharia de Materiais
UAEMa do CCT/UFCG, Campina Grande, PB.
3.3.3 Delineamento de Misturas
As composições foram formuladas com as argilas Bofe, Chocolate e
Verde-lodo empregando a metodologia de modelagem de misturas do
planejamento experimental (Cornell, 1990). Para definir as composições foi
utilizado um planejamento em rede simplex centróide {3,2}, aumentado com
pontos interiores, total de dez pontos (Figura 3.2). As combinações encontram-
se na Tabela 3.1.
Capítulo 3 – Etapa Experimental
____________________________________________________________________________________
Campos, L.F.A. Composições de Argilas Bentoníticas para Utilização em Fluidos de Perfuração de
Poços de Petróleo
43
0,00
0,25
0,50
0,75
1,00
Verde
0,00
0,25
0,50
0,75
1,00
Bofe
0,00 0,25 0,50 0,75 1,00
Chocolate
Figura 3.2. Sistema ternário Bofe, Chocolate, Verde-lodo, mostrando o triângulo
das matérias-primas e os pontos simplex.
Tabela 3.1. Composições obtidas através do planejamento em rede simplex
centróide {3,2}, aumentado
Proporções das argilas (%)
Composições Bofe Chocolate Verde-lodo
1 100,0 0 0
2 0 100,0 0
3 0 0 100,0
4 50,0 50,0 0
5 50,0 0 50,0
6 0 50,0 50,0
7 33,3 33,3 33,3
8 66,6 16,7 16,7
9 16,7 66,6 16,7
10 16,7 16,7 66,6
3.3.4 Parâmetros de Aditivação das Composições
Diferentes parâmetros de aditivação como teores de carbonato de sódio
e processos de mistura foram avaliados com o objetivo de selecionar os
parâmetros que proporcionam melhorias no comportamento reológico dos
fluidos com composições de argilas que potencializem os usos das argilas de
qualidade inferior (Bofe e Verde-lodo).
Capítulo 3 – Etapa Experimental
____________________________________________________________________________________
Campos, L.F.A. Composições de Argilas Bentoníticas para Utilização em Fluidos de Perfuração de
Poços de Petróleo
44
Foram realizados dois processos de mistura: Processo A - Mistura das
argilas naturais e transformação das composições em sódicas e Processo B -
Mistura das argilas naturais após transformação das argilas individuais em
sódicas, como descrito abaixo.
3.3.4.1 Processo A - Mistura das Argilas Naturais e Transformação das
Composições em Sódicas
Neste processo, as argilas naturais foram misturadas em proporções
definidas no item 3.3.3 (Etapa B da Figura 3.1). Após a mistura, as argilas
naturais foram tratadas com solução concentrada de carbonato de sódio em
proporções de 75, 100, 125 e 150 meq/100 g de argila seca (Etapa C da Figura
3.1) e realizada a cura por um período de 5 dias em recipientes plásticos
fechados. Após a cura, foram preparadas as dispersões de acordo com a
metodologia descrita no item 3.3.5.
3.3.4.2 Processo B - Mistura das Argilas Naturais Após Transformação
das Argilas Individuais em Sódicas
Neste processo as argilas naturais, nas proporções definidas no item
3.3.3, foram tratadas individualmente com solução concentrada de carbonato
de sódio em proporções de 75, 100, 125 e 150 meq/100 g de argila seca
(Etapa D da Figura 3.1) e, após realizada cura por um período de 5 dias em
recipientes plásticos fechados, as argilas foram misturadas (Etapa E da Figura
3.1). Após a mistura, foram preparadas as dispersões de acordo com a
metodologia descrita no item 3.3.5.
3.3.5 Preparação das Dispersões
As dispersões, em concentrações de 4,86 % em massa de argila, foram
preparadas segundo a norma N-2605 (Petrobras, 1998), que consiste em
adicionar 24,3 g de argila em 500 mL de água deionizada e agitar durante 20
min a uma velocidade de 17.000 rpm. A seguir, as dispersões permaneceram
Capítulo 3 – Etapa Experimental
____________________________________________________________________________________
Campos, L.F.A. Composições de Argilas Bentoníticas para Utilização em Fluidos de Perfuração de
Poços de Petróleo
45
em repouso por um período de 24 h em recipientes plásticos fechados, com
100% de umidade relativa.
As dispersões foram preparadas em agitadores mecânicos da marca
Hamilton Beach, modelo 936.
3.3.6 Estudo Reológico
O estudo reológico das dispersões das argilas naturais aditivadas com
solução concentrada de carbonato de sódio, da argila industrializada e das
composições formuladas foi realizado segundo a norma N- 2605 (Petrobras,
1988), sendo determinadas as viscosidades aparente (VA) e plástica (VP) em
viscosímetro Fann modelo 35A, o volume de filtrado (VF), em filtro prensa da
marca Fann e o pH em pHmetro eletrônico da marca Quimis (Etapa F da Figura
3.1).
Os dados reológicos foram obtidos em duplicatas; VA e VP são dadas
em cP e VF é dado em mL.
3.3.7 Estudo Estatístico
Na representação do ajuste dos valores de resposta (VA, VP e VF)
utilizou-se os modelos linear (Equação 1), quadrático (Equação 2) e cúbico
especial (Equação 3).
Y (x
1
, x
2
, x
3
) = b
1
x
1
+ b
2
x
2
+ b
3
x
3
(1)
Y (x
1
, x
2
, x
3
) = b
1
x
1
+ b
2
x
2
+ b
3
x
3
+
b
12
x
1
x
2
+ b
13
x
1
x
3
+ b
23
x
2
x
3
(2)
Y (x
1
, x
2
, x
3
) = b
1
x
1
+ b
2
x
2
+ b
3
x
3
+
b
12
x
1
x
2
+ b
13
x
1
x
3
+ b
23
x
2
x
3
+ b
123
x
1
x
2
x
3
(3)
Sendo:
Y = estimativa da resposta VA, VP e VF;
b = coeficientes da equação determinados conforme Cornell (1990) e
x = proporção dos componentes na formulação.
Capítulo 3 – Etapa Experimental
____________________________________________________________________________________
Campos, L.F.A. Composições de Argilas Bentoníticas para Utilização em Fluidos de Perfuração de
Poços de Petróleo
46
Os resultados obtidos no estudo reológico foram usados para calcular
(iterativamente, até serem obtidos modelos estatisticamente significativos) os
coeficientes das equações de regressão que relacionam VA, VP e VF com as
proporções das argilas presentes nas dispersões. Os modelos foram ajustados
para representar as respostas sobre uma superfície, com o objetivo de
encontrar modelos que descrevam o comportamento reológico das
composições com a menor margem de erro possível, quando comparados com
os resultados reais dos experimentos.
Uma avaliação da eficiência dos modelos foi feita por meio de métodos
estatísticos. Os cálculos foram executados com auxílio do software Statistica
5.5 (StatSoft, 2000).
3.3.8 Otimização Matemática
As equações de regressão foram sujeitas às restrições apresentadas pela
norma da Petrobras (1998) para fluidos à base de água e argila utilizados na
perfuração de poços de petróleo, que são:
VA≥15,0 cP
VP≥4,0 cP
VF≤18,0 mL
A solução simultânea das equações de regressão, sujeitas a estas
restrições, foi calculada usando o software Excel (Microsoft, 2002). Em termos
gráficos, representando em diagrama triangular dos componentes, trata-se de
encontrar a intersecção das superfícies de resposta das várias propriedades,
sendo possível à determinação da região viável que conduzirá a gama de
composições que satisfazem todas as restrições e que são adequadas para
produzir fluidos de acordo com as normas da Petrobras (1998).
Capítulo 3 – Etapa Experimental
____________________________________________________________________________________
Campos, L.F.A. Composições de Argilas Bentoníticas para Utilização em Fluidos de Perfuração de
Poços de Petróleo
47
3.3.9 Seleção de Composições
Foram selecionadas (Etapa G da Figura 3.1) duas composições
promissoras que utilizam as argilas de qualidade inferior (Bofe e Verde-lodo)
em maior quantidade e o mínimo da argila Chocolate, considerada como a
melhor argila da região das minas de Boa-Vista, PB. As composições
selecionadas foram: a composição BCV composta pelas argilas Bofe,
Chocolate e Verde-lodo nas proporções de 66,7%, 16,7% e 16,7%
respectivamente e a composição BV composta pelas argilas Verde-lodo e Bofe
nas proporções de 66,7% e 33,3% respectivamente.
As composições foram submetidas aos processos de mistura A e B e
aditivadas com solução concentrada de Na
2
CO
3
na concentração de 75
meq/100 g de argila.
3.3.10 Tratamentos de Degradação
As dispersões das composições selecionadas foram tratadas com os
aditivos secundários (Etapa I da Figura 3.1) sulfato de cálcio (CaSO
4
), cloreto
de magnésio (MgCl
2
), cloreto de cálcio (CaCl
2
) e cloreto de sódio (NaCl).
Os aditivos foram adicionados simultaneamente na forma sólida à água
deionizada e após diluição foi acrescentada a argila sob agitação na velocidade
de 14.000 rpm em agitador Hamilton Beach, modelo 936. Após a adição, as
dispersões foram preparadas como descrito no item 3.3.5 e curadas por 24 h,
sendo em seguida, realizado o estudo reológico, como descrito no item 3.3.6.
Foram verificadas as ações dos agentes de degradação individualmente
e em conjunto nas seguintes concentrações:
Agente de degradação 1 (AD1) - CaSO
4
: 24,8 meq/100 g de argila seca,
49,7 meq/100 g de argila seca e 74,5 meq/100 g de argila seca.
Agente de degradação 2 (AD2) - NaCl: 34,5 meq/100 g de argila seca,
172,5 meq/100 g de argila seca e 345,1 meq/100 g de argila seca.
Agente de degradação 3 (AD3) - MgCl
2
+ CaCl
2
: 20,0 meq/100 g de
argila seca + 20,0 meq/100 g de argila seca.
Capítulo 3 – Etapa Experimental
____________________________________________________________________________________
Campos, L.F.A. Composições de Argilas Bentoníticas para Utilização em Fluidos de Perfuração de
Poços de Petróleo
48
Agente de degradação 4 (AD4) - CaSO
4
+ NaCl + MgCl
2
+ CaCl
2
: 74,5
meq/100 g de argila seca + 34,5 meq/100 g de argila seca + 20,0 meq/100 g de
argila seca + 20,0 meq/100 g de argila seca.
As concentrações dos aditivos degradantes foram escolhidas a partir dos
estudos realizados por Amorim (2003), de dados da literatura (Reed, 1988)
como a concentração dos sais nas águas de poços, da cidade e do mar, como
também do teor de solubilidade dos sais em estudo.
3.3.11 Tratamentos de Proteção e Recuperação
As dispersões das composições selecionadas foram tratadas com
aditivos terciários CMCBV, CMCMV e CMCAV (Etapa H da Figura 3.1). Os
aditivos, em pó, foram adicionados à dispersão sob agitação na velocidade de
14.000 rpm. Após adição, as dispersões foram agitadas durante 5 min na
velocidade de 17.000 rpm e curadas por 24 horas, sendo em seguida, realizado
o estudo reológico.
As dispersões das composições selecionadas foram tratadas
individualmente com cada aditivo polimérico nas concentrações de: 0,2g/24,3g
de argila seca, 0,3g/24,3g de argila seca e 0,4g/24,3g de argila seca.
As concentrações dos aditivos poliméricos foram escolhidas a partir dos
estudos desenvolvidos por Amorim (2003) e das informações técnicas cedidas
pelo fornecedor.
Em seguida foi avaliada a ação de proteção e recuperação destes
aditivos poliméricos, frente aos agentes degradantes, segundo metodologia
descrita por Amorim (2003) (Etapas H, I, J e L da Figura 3.1). Como agentes
degradantes foram utilizados os aditivos secundários.
Para avaliar a ação protetora dos aditivos terciários, as dispersões das
composições foram tratadas com os aditivos terciários e, após 24 h, foram
aditivadas com os agentes de degradação, nas concentrações supracitadas. O
agente de degradação foi adicionado sob agitação na velocidade de 14.000
rpm em agitador Hamilton Beach, modelo 936. Em seguida, as dispersões
foram agitadas na velocidade de 17.000 rpm durante 5 min. Após 24 h de cura,
foi realizado o estudo reológico, como descrito no item 3.3.6.
Capítulo 3 – Etapa Experimental
____________________________________________________________________________________
Campos, L.F.A. Composições de Argilas Bentoníticas para Utilização em Fluidos de Perfuração de
Poços de Petróleo
49
Para avaliar a ação de recuperação dos aditivos terciários foi realizada a
aditivação em ordem inversa, seguindo a mesma metodologia utilizada para o
tratamento de proteção que consistiu nas seguintes etapas: as dispersões de
argila foram tratadas com os agentes de degradação nas concentrações
supracitadas, sendo estes adicionados à água antes do preparo das
dispersões. Após 24 h, os aditivos terciários, nas concentrações supracitadas,
foram adicionados sob agitação na velocidade de 14.000 rpm em Hamilton
Beach, modelo 936. Em seguida, as dispersões foram agitadas na velocidade
de 17.000 rpm durante 5 min. Após 24 h de cura, foi realizado o estudo
reológico como descrito no item 3.3.6.
50
____________________________________________________________________________________
Campos, L.F.A. Composições de Argilas Bentoníticas para Utilização em Fluidos de Perfuração de
Poços de Petróleo
Capítulo 4
Resultados e Discussão
4.1 Introdução
Neste capítulo são apresentados e discutidos os resultados obtidos para
o desenvolvimento do projeto de tese proposto. São analisados os resultados:
i) dos ensaios de caracterização física e mineralógica das argilas naturais e da
argila industrializada; ii) do estudo dos parâmetros reológicos, VA, VP e VF, de
dispersões das argilas naturais e das formulações obtidas através do
delineamento de misturas; iii) do estudo estatístico e da otimização gráfica para
obtenção de fluidos com propriedades reológicas adequadas favorecendo uma
análise conjunta de todos os parâmetros de aditivação estudados e iv) dos
estudos de degradação, proteção e recuperação de duas composições
promissoras frente à ação de aditivos poliméricos e de agentes degradantes.
4.2 Caracterização Física
Neste item são analisados e discutidos os resultados dos ensaios de
teor de umidade, análise granulométrica e área específica das argilas naturais
(Bofe, Chocolate e Verde-lodo) e da argila industrializada (Brasgel PA).
4.2.1 Teor de Umidade
Na Tabela 4.1, estão apresentados os resultados obtidos para os teores
de umidade das amostras de argilas bentoníticas naturais Bofe, Chocolate e
Verde-lodo e da argila industrializada Brasgel PA.
Capítulo 4 – Resultados e Discussões
____________________________________________________________________________________
Campos, L.F.A. Composições de Argilas Bentoníticas para Utilização em Fluidos de Perfuração de
Poços de Petróleo
51
Tabela 4.1. Teor de umidade das amostras de argilas naturais e industrializada
Amostras Teor de umidade (%)
Bofe 10,40
Chocolate 12,00
Verde-lodo 8,90
Brasgel PA 12,80
Especificação N-2604 (Petrobras, 1998)
≤ 14,00
Os teores de umidade variaram de 8,9%, para a amostra Verde-lodo, a
12,8%, para a amostra Brasgel PA.
Segundo as especificações da Petrobras (1998), o teor de umidade das
argilas naturais e aditivadas não deve ultrapassar 14,0%. Através dos dados
contidos na Tabela 4.1, observa-se que todas as amostras apresentam
umidade abaixo do permitido.
4.2.2 Análise Granulométrica
A Tabela 4.2 e as Figuras 4.1 e 4.2 apresentam os resultados das
análises granulométricas das argilas.
Tabela 4.2. Análises granulométricas das amostras de argilas naturais e
industrializada
Amostras
Diâmetro
médio (µm)
Diâmetro a
50% (µm)
Diâmetro a
90% (µm)
Massa acumulada (%) -
diâmetro abaixo de 2 µm
Bofe 5,57 4,60 11,15 16,20
Chocolate 5,69 4,34 12,63 25,70
Verde-lodo 3,80 2,24 9,23 46,10
Brasgel PA 4,69 3,55 10,37 30,00
Através da análise granulométrica da amostra Bofe (Tabela 4.2 e Figura
4.1 (a)), observa-se que o diâmetro médio das partículas é de 5,57µm,
apresentando cerca de 16,2% da massa acumulada com diâmetro médio
Capítulo 4 – Resultados e Discussões
____________________________________________________________________________________
Campos, L.F.A. Composições de Argilas Bentoníticas para Utilização em Fluidos de Perfuração de
Poços de Petróleo
52
equivalente abaixo de 2µm, que corresponde à fração argila, 83,3%
correspondente ao teor de silte, diâmetro a 50% de 4,60µm e maior
concentração de partículas entre 3 e 9µm.
(a)
(b)
Figura 4.1. Análises granulométricas das argilas (a) Bofe e (b) Chocolate.
Para a amostra Chocolate (Tabela 4.2 e Figura 4.1 (b)), observa-se que
o diâmetro médio das partículas é de 5,69µm, apresentando cerca de 25,7% da
massa acumulada com diâmetro médio equivalente abaixo de 2µm, que
corresponde à fração argila, 74,3% correspondente ao teor de silte, diâmetro a
50% de 4,34µm e maior concentração de partículas entre 4 e 9µm.
Capítulo 4 – Resultados e Discussões
____________________________________________________________________________________
Campos, L.F.A. Composições de Argilas Bentoníticas para Utilização em Fluidos de Perfuração de
Poços de Petróleo
53
(a)
(b)
Figura 4.2. Análises granulométricas das argilas (a) Verde-lodo e (b) Brasgel
PA.
Para a amostra Verde-lodo (Tabela 4.2 e Figura 4.2 (a)), observa-se que
o diâmetro médio das partículas é de 3,80µm, apresentando cerca de 46,1% da
massa acumulada com diâmetro médio equivalente abaixo de 2µm, que
corresponde à fração argila, 53,9% correspondente ao teor de silte, diâmetro a
50% de 2,24µm e maior concentração de partículas entre 1 e 5µm.
Para a amostra Brasgel PA (Tabela 4.2 e Figura 4.2 (b)), observa-se que
o diâmetro médio das partículas é de 4,69µm, apresentando cerca de 30,0% da
massa acumulada com diâmetro médio equivalente abaixo de 2µm, que
corresponde à fração argila, 70,0% correspondente ao teor de silte, diâmetro a
50% de 3,55µm e maior concentração de partículas entre 3 e 6µm.
Capítulo 4 – Resultados e Discussões
____________________________________________________________________________________
Campos, L.F.A. Composições de Argilas Bentoníticas para Utilização em Fluidos de Perfuração de
Poços de Petróleo
54
4.2.3 Capacidade de Troca de Cátions
Na Tabela 4.3, está apresentada a capacidade de troca de cátions
(CTC) determinada através do método de azul de metileno das amostras de
argilas bentoníticas naturais e da industrializada.
Através dos resultados, observa-se que a amostra de argila
industrializada foi a que apresentou maior CTC. Este comportamento deve-se
ao fato de que esta argila, uma vez na forma sódica, apresenta maior
capacidade de dispersão e maior área específica, facilitando assim os
mecanismos de adsorção das moléculas de azul de metileno com os
argilominerais montmoriloníticos (Amorim, 2003).
Uma análise conjunta dos resultados mostra que as amostras estudadas
apresentam CTC da ordem de 52 meq/100g de argila seca a 80 meq/100g de
argila seca, valores típicos para as argilas montmoriloníticas submetidas à
metodologia de azul de metileno, segundo dados de Amorim (2003).
Tabela 4.3. Capacidade de Troca de Cátions das amostras de argilas naturais
e da argila industrializada
Amostras
CTC
(meq/100g de argila seca)
Bofe 74
Chocolate 68
Verde-lodo 52
Brasgel PA 80
4.2.4 Área Específica
Na Tabela 4.4, estão apresentadas as áreas específicas determinadas
através do método de azul de metileno e de BET das amostras de argilas
bentoníticas naturais e da industrializada.
Capítulo 4 – Resultados e Discussões
____________________________________________________________________________________
Campos, L.F.A. Composições de Argilas Bentoníticas para Utilização em Fluidos de Perfuração de
Poços de Petróleo
55
Tabela 4.4. Área específica das amostras de argilas naturais e da argila
industrializada
Área Específica (m
2
/g)
Amostras
Adsorção de Azul de Metileno BET
Bofe 590 104,446
Chocolate 531 91,706
Verde-lodo 406 76,298
Brasgel PA 624 89,887
Os resultados das áreas específicas pelo método de adsorção de azul
de metileno variaram de 406 m
2
/g (argila Verde-lodo) a 624 m
2
/g (argila Brasgel
PA), enquanto que os obtidos pelo método de BET variaram de 76,298 m
2
/g
(argila Verde-lodo) a 104,446 m
2
/g (argila Bofe).
Observa-se que os resultados para avaliação da área específica das
argilas estudadas apresentam-se discretamente mais elevados do que os das
argilas bentoníticas Bofe, Chocolate, Verde-lodo e Brasgel PA estudadas por
Amorim (2003), diferenças justificadas por serem amostras retiradas de minas
diferentes.
4.3 Caracterização Mineralógica
Neste item são analisados e discutidos os resultados dos ensaios de
análise química, análise térmica e difração de raios X das argilas naturais
(Bofe, Chocolate e Verde-lodo) e da argila industrializada (Brasgel PA).
4.3.1 Composição Química
Na Tabela 4.5, estão apresentadas as composições químicas das
amostras de argilas bentoníticas naturais (Bofe, Chocolate e Verde-lodo) e da
argila industrializada (Brasgel PA).
Capítulo 4 – Resultados e Discussões
____________________________________________________________________________________
Campos, L.F.A. Composições de Argilas Bentoníticas para Utilização em Fluidos de Perfuração de
Poços de Petróleo
56
Tabela 4.5. Composição química das amostras de argilas naturais e da argila
industrializada
Determinações (%)
Amostras
PR RI SiO
2
Fe
2
O
3
Al
2
O
3
CaO MgO Na
2
O K
2
O
Bofe 9,38 1,18 67,02 4,80 15,10 Traços 2,02 0,28 0,08
Chocolate 11,56 1,06 54,74 8,00 21,35 Traços 2,02 0,50 0,12
Verde-lodo 11,64 3,06 49,88 6,87 25,41 Traços 4,02 0,42 0,45
Brasgel PA 8,67 0,76 59,82 7,19 17,91 1,21 1,81 0,80 0,15
Sendo: PR – perda ao rubro e RI – resíduo insolúvel.
A perda ao rubro (PR) representa a perda de água livre intercalada, a
perda de água de hidroxilas dos argilominerais, matéria orgânica e carbonatos
(Souza Santos, 1989). Para as amostras estudadas os teores de PR variaram
entre 8,67% para a amostra Brasgel PA, e 11,64% para a amostra Verde-lodo.
As amostras apresentaram teores de Fe
2
O
3
variando entre 4,80%, para
a amostra Bofe, e 8,00%, para a amostra Chocolate. Estes teores de Fe
2
O
3
são
típicos das argilas do Município de Boa Vista, PB e provavelmente
provenientes do reticulado cristalino da ilita e dos argilominerais do grupo da
esmectita, ou seja, montmorilonita ou membro da série isomórfica nontronita-
beidelita, segundo dados de Souza Santos (1989).
O óxido de cálcio (CaO) apresentou-se apenas como traços, exceção
feita para a amostra de argila industrializada Brasgel PA, que apresentou teor
de 1,21%.
A amostra Verde-lodo apresentou teor de óxido de magnésio (MgO) de
4,02%, valor bastante superior aos apresentados pelas amostras Bofe,
Chocolate e Brasgel PA.
As amostras apresentaram teores de K
2
O variando entre 0,08% para a
amostra Bofe, e 0,45% para a amostra Verde-lodo. A presença do potássio
pode interferir no comportamento reológico de argilas bentoníticas caso o
processo de secagem das amostras seja realizado a temperaturas superiores a
60ºC. Quando isto ocorre, parte da água interlamelar é expulsa e a argila pode
adquirir a estrutura cristalina próxima à da mica muscovita. Sob esta condição,
Capítulo 4 – Resultados e Discussões
____________________________________________________________________________________
Campos, L.F.A. Composições de Argilas Bentoníticas para Utilização em Fluidos de Perfuração de
Poços de Petróleo
57
a penetração de água entre as camadas fica dificultada, não sendo possível a
dispersão da argila em água (Souza Santos, 1989). Contudo, a secagem das
amostras foi controlada e realizada a temperatura de aproximadamente 60ºC,
de forma a evitar problemas de rehidratação.
Observa-se que os resultados para avaliação da composição química
das argilas estudadas apresentam-se semelhantes aos das argilas bentoníticas
Bofe, Chocolate, Verde-lodo e Brasgel PA estudadas por Amorim (2003) e
Golpinath et al. (2003).
Através destes dados pode-se concluir que as amostras estudadas
apresentam composição química típica de argilas bentoníticas.
4.3.2 Análise Térmica
Nas Figuras 4.3 e 4.4, estão apresentadas, simultaneamente, as curvas
das análises termodiferenciais (ATD) e termogravimétricas (ATG) das amostras
de argilas bentoníticas naturais Bofe, Chocolate e Verde-Lodo e da amostra de
argila industrializada Brasgel PA.
Através da curva termodiferencial da amostra Bofe observa-se as
seguintes transformações térmicas: pico endotérmico intenso a 166ºC,
característico da presença de água adsorvida; banda endotérmica a
aproximadamente 572ºC, característica da presença de hidroxilas estruturais
das argilas ricas em ferro; pico endotérmico a 890ºC, característico da
destruição do reticulado cristalino e pico exotérmico a 922ºC, característico da
formação de quartzo β a partir da estrutura amorfa criada anteriormente.
Através da curva termogravimétrica pode-se observar as seguintes inflexões:
até aproximadamente 450ºC, perda de massa de 14,27%, correspondente a
perda de água livre e coordenada; enquanto que no intervalo de 450ºC e
650ºC, a perda de massa foi de 2,03%, correspondente a perda de hidroxilas.
A perda de massa total apresentada pela argila Bofe foi de 17,19%.
Através da curva termodiferencial da amostra Chocolate observa-se as
seguintes transformações térmicas: pico endotérmico intenso a 166ºC,
característico da presença de água adsorvida; banda endotérmica a
aproximadamente 570ºC, característica da presença de hidroxilas estruturais
Capítulo 4 – Resultados e Discussões
____________________________________________________________________________________
Campos, L.F.A. Composições de Argilas Bentoníticas para Utilização em Fluidos de Perfuração de
Poços de Petróleo
58
das argilas ricas em ferro; pico endotérmico a 886ºC, característico da
destruição do reticulado cristalino e pico exotérmico a 902ºC, característico da
formação de quartzo β a partir da estrutura amorfa criada anteriormente.
Através da curva termogravimétrica pode-se observar as seguintes inflexões:
até aproximadamente 450ºC, perda de massa de 17,41%, correspondente à
perda de água livre e coordenada; enquanto que no intervalo de 450ºC e
650ºC, a perda de massa foi de 2,50%, correspondente à perda de hidroxilas.
A perda de massa total apresentada pela argila Chocolate foi de 20,43%.
(a)
(b)
Figura 4.3. Termogramas das argilas naturais (a) Bofe e (b) Chocolate.
Através da curva termodiferencial da amostra Verde-Lodo observa-se as
seguintes transformações térmicas: pico endotérmico intenso a 146ºC,
característico da presença de água adsorvida; banda endotérmica a
0 200 400 600 800 1000
-40
-30
-20
-10
0
10
20
30
40
922
0
C
ATD
17,19%
890
0
C
572
0
C
242
0
C
166
0
C
Perda de Massa (%)
Diferença de Temperatura (
0
C)
Temperatura (
0
C)
18
16
14
12
10
8
6
4
2
0
-2
ATG
0 200 400 600 800 1000
-60
-50
-40
-30
-20
-10
0
10
20
30
40
50
ATD
20,43%
Perda de Massa (%)
Diferença de Temperatura (
0
C)
Temperatura (
0
C)
886
0
C
570
0
C
215
0
C
166
0
C
22
20
18
16
14
12
10
8
6
4
2
0
-2
902
0
C
ATG
Capítulo 4 – Resultados e Discussões
____________________________________________________________________________________
Campos, L.F.A. Composições de Argilas Bentoníticas para Utilização em Fluidos de Perfuração de
Poços de Petróleo
59
aproximadamente 568ºC, característica da presença de hidroxilas estruturais
das argilas ricas em ferro; pico endotérmico a 858ºC, característico da
destruição do reticulado cristalino e pico exotérmico a 890ºC, característico da
formação de quartzo β a partir da estrutura amorfa criada anteriormente.
Através da curva termogravimétrica pode-se observar as seguintes inflexões:
até aproximadamente 450ºC, perda de massa de 13,64%, correspondente à
perda de água livre e coordenada; enquanto que no intervalo de 450ºC e
650ºC, a perda de massa foi de 4,70%, correspondente à perda de hidroxilas.
A perda de massa total apresentada pela argila Verde-Lodo foi de 18,89%.
(a)
0 200 400 600 800 1000
-35
-30
-25
-20
-15
-10
-5
0
5
ATD
893
0
C
24,46%
858
0
C
572
0
C
145
0
C
Diferença de Temperatura (
0
C)
Perda de Massa (%)
Temperatura (
0
C)
-26
-24
-22
-20
-18
-16
-14
-12
-10
-8
-6
-4
-2
0
2
ATG
(b)
Figura 4.4. Termogramas das argilas (a) Verde-lodo e (b) Brasgel PA.
Através da curva termodiferencial da amostra Brasgel PA observa-se as
seguintes transformações térmicas: pico endotérmico intenso a 145ºC,
característico da presença de água adsorvida; banda endotérmica a
0 200 400 600 800 1000
-50
-40
-30
-20
-10
0
10
20
30
40
50
ATD
890
0
C
18,89%
858
0
C
568
0
C
211
0
C
146
0
C
Diferença de Temperatura (
0
C)
Perda de Massa (%)
Temperatura (
0
C)
20
18
16
14
12
10
8
6
4
2
0
-2
ATG
Capítulo 4 – Resultados e Discussões
____________________________________________________________________________________
Campos, L.F.A. Composições de Argilas Bentoníticas para Utilização em Fluidos de Perfuração de
Poços de Petróleo
60
aproximadamente 572ºC, característica da presença de hidroxilas estruturais
das argilas ricas em ferro; pico endotérmico a 858ºC, característico da
destruição do reticulado cristalino e pico exotérmico a 893ºC, característico da
formação de quartzo β a partir da estrutura amorfa criada anteriormente.
Através da curva termogravimétrica pode-se observar as seguintes inflexões:
até aproximadamente 450ºC, perda de massa de 17,50%, correspondente à
perda de água livre e coordenada; enquanto que no intervalo de 450ºC e
650ºC, a perda de massa foi de 4,40%, correspondente à perda de hidroxilas.
A perda de massa total apresentada pela argila Brasgel PA foi de 24,46%.
A análise conjunta das amostras de argilas (Bofe, Chocolate, Verde-lodo
e Brasgel PA) mostra termogramas bastante semelhantes, apresentando: pico
endotérmico, característico da presença de água adsorvida; banda
endotérmica, característica da presença de hidroxilas das argilas bentoníticas
ricas em ferro, indicativo da presença de argilominerais montmoriloníticos,
muito provavelmente do tipo nontronita e confirmando os elevados teores de
Fe
2
O
3
determinados através dos ensaios de análise química, e pico endo-
exotérmico característico das esmectitas dioctaédricas. Através das curvas
termogravimétricas, observa-se inflexão característica da perda de hidroxilas
da estrutura das ilitas e montmorilonitas na forma dioctaédrica.
4.3.3 Difração de Raios X
Nas Figuras 4.5 e 4.6, estão apresentados os difratogramas das
amostras de argilas bentoníticas naturais (Bofe, Chocolate e Verde-lodo) e
industrializada Brasgel PA secas a 60ºC e tratadas com etileno glicol,
respectivamente.
Através dos difratogramas da amostra Bofe (Figura 4.5 (a)), observam-
se: pico a 15,1Å com mudança para 17,4Å, para amostra tratada com etileno
glicol, característico da presença de argilomineral do grupo da esmectita;
bandas entre 4,6Å e 4,1Å, com sobreposição de picos, característicos da
presença do argilomineral do grupo da esmectita, provavelmente
montmorilonita ou membro da série nontronita-beidelita, e pico a 3,35Å,
característico da presença de quartzo.
Capítulo 4 – Resultados e Discussões
____________________________________________________________________________________
Campos, L.F.A. Composições de Argilas Bentoníticas para Utilização em Fluidos de Perfuração de
Poços de Petróleo
61
Através dos difratogramas da amostra Chocolate (Figura 4.5 (b)),
observam-se: pico a 15,0Å com mudança para 17,4Å, para amostra tratada
com etileno glicol, característico da presença de argilomineral do grupo da
esmectita; pico a 4,4Å, característico da presença do argilomineral do grupo da
esmectita, provavelmente montmorilonita ou membro da série nontronita-
beidelita, e pico a 3,35Å, característico da presença de quartzo.
0 5 10 15 20 25 30
Bofe
2
θ
Q
Q
Q
E
Bofe com EG
d=17,4A
d=15,1A
E
E
E
Q
(a)
0 5 10 15 20 25 30
Q
Q
E
d=17,4A
d=15A
Q
Q
E
E
E
2
θ
Chocolate
Chocolate com EG
(b)
E – Esmectita; Q – Quartzo
Figura 4.5. Difratogramas das argilas (a) Bofe e (b) Chocolate secas a 60ºC e
tratadas com etileno glicol, respectivamente.
Capítulo 4 – Resultados e Discussões
____________________________________________________________________________________
Campos, L.F.A. Composições de Argilas Bentoníticas para Utilização em Fluidos de Perfuração de
Poços de Petróleo
62
0 5 10 15 20 25 30
Q
C
Q
E
C
d=14,5A
d=17,1A
C
C
Q
Q
E
E
E
2
θ
Verde Lodo
Verde Lodo com EG
(a)
0 5 10 15 20 25 30
2θ
Brasgel PA
Q
Q
E
d=17,6A
d=14,0A
Q
E
E
Q
E
Brasgel PA com EG
(b)
E – Esmectita; Q – Quartzo; C – Caulinita
Figura 4.6. Difratogramas das argilas (a) Verde Lodo e (b) Brasgel PA secas a
60ºC e tratadas com etileno glicol, respectivamente.
Através dos difratogramas da amostra Verde Lodo (Figura 4.6 (a)),
observam-se: pico a 14,5Å com mudança para 17,1Å, para amostra tratada
com etileno glicol, característico da presença de argilomineral do grupo da
esmectita; pico a 7,15Å, característico da caulinita, pico a 4,4Å, característico
da presença do argilomineral do grupo da esmectita, provavelmente
montmorilonita ou membro da série nontronita-beidelita, e quartzo,
característico da presença de quartzo.
Capítulo 4 – Resultados e Discussões
____________________________________________________________________________________
Campos, L.F.A. Composições de Argilas Bentoníticas para Utilização em Fluidos de Perfuração de
Poços de Petróleo
63
Através dos difratogramas da amostra Brasgel PA (Figura 4.6 (b)),
observam-se: pico a 14,0Å com mudança para 17,6Å, para amostra tratada
com etileno glicol, característico da presença de argilomineral do grupo da
esmectita; pico a 4,5Å, característico da presença do argilomineral do grupo da
esmectita, provavelmente montmorilonita ou membro da série nontronita-
beidelita, e pico a 3,4Å, característico da presença de quartzo.
Em resumo, os espectros de difração de raios X confirmam que as
argilas naturais e a industrializada são amostras de argilas bentoníticas
compostas predominantemente por argilominerais do grupo da esmectita,
provavelmente montmoriloníticos ou membros da série nontronita-beidelita.
Todas as amostras apresentam quartzo em suas composições e amostra
Verde Lodo apresenta também caulinita.
4.4 Comportamento Reológico
Neste item são apresentados e discutidos os resultados obtidos através
dos estudos de viscosidades aparente (VA) e plástica (VP) e volume de filtrado
(VF) das dispersões preparadas com as formulações apresentadas na Tabela
3.1. Com o objetivo de facilitar a discussão dos resultados no texto, os valores
de VA, VP e VF para os diferentes parâmetros de aditivação como teores de
carbonato de sódio e processos de mistura são designados de acordo com a
Tabela 4.6.
Capítulo 4 – Resultados e Discussões
____________________________________________________________________________________
Campos, L.F.A. Composições de Argilas Bentoníticas para Utilização em Fluidos de Perfuração de
Poços de Petróleo
64
Tabela 4.6. Designação dos parâmetros reológicos
Parâmetros de Aditivação
Parâmetros
Reológicos
Teores de
Na
2
CO
3
(meq/100g de
argila seca)
Processos
VA
(cP)
VP
(cP)
VF
(mL)
1 A VA1 VP1 VF1
2
75
B VA2 VP2 VF2
3 A VA3 VP3 VF3
4
100
B VA4 VP4 VF4
5 A VA5 VP5 VF5
6
125
B VA6 VP6 VF6
7 A VA7 VP7 VF7
8
150
B VA8 VP8 VF8
São apresentadas na Tabela 4.7 e nas Figuras 4.7 e 4.8 as médias dos
parâmetros VA1, VP1, VF1, VA2, VP2 e VF2 das dispersões preparadas com
as diferentes composições estabelecidas pelo planejamento em rede simplex
centróide {3,2}, aumentado, submetidas aos processos A (mistura das argilas
e transformação das composições em sódicas) e B (mistura das argilas após
transformação das argilas individuais em sódicas) de mistura e aditivadas com
solução concentrada de Na
2
CO
3
no teor de 75 meq/100g de argila.
Capítulo 4 – Resultados e Discussões
____________________________________________________________________________________
Campos, L.F.A. Composições de Argilas Bentoníticas para Utilização em Fluidos de Perfuração de
Poços de Petróleo
65
Tabela 4.7. Parâmetros reológicos das dispersões preparadas com as
diferentes composições estabelecidas pelo planejamento em rede simplex
centróide {3,2}, aumentado, submetidas aos processos A e B de mistura e
aditivadas com 75 meq/100g de argila de Na
2
CO
3
Parâmetros Reológicos
Teor de Na
2
CO
3
– 75 meq/100g de argila
Proporções dos
componentes (%)
Processo A Processo B
Composições
B C V
VA1
(cP)
VP1
(cP)
VF1
(mL)
pH1
VA2
(cP)
VP2
(cP)
VF2
(mL)
pH2
1
100,0 0 0 9,9 4,2 21,4 10,1 9,9 4,2 21,4 10,1
2
0 100,0 0 24,2 1,0 14,7 9,8 24,2 1,0 14,7 9,8
3
0 0 100,0 17,9 2,2 18,2 10,1 17,9 2,2 18,2 10,1
4
50,0 50,0 0 17,9 4,5 14,6 10,1 19,9 4,0 14,9 9,8
5
50,0 0 50,0 13,0 4,2 17,1 9,9 12,0 3,8 21,1 9,9
6
0 50,0 50,0 21,2 1,2 16,4 10,1 37,9 0,2 16,6 10,2
7
33,3 33,3 33,3 17,8 2,8 16,0 10,0 22,2 2,0 16,9 10,0
8
66,6 16,7 16,7 13,2 4,0 18,8 10,0 13,5 4,5 18,8 10,0
9
16,7 66,6 16,7 20,3 1,8 15,5 10,1 19,0 2,0 17,2 10,0
10
16,7 16,7 66,6 20,8 0,7 17,9 10,0 15,3 3,5 19,2 10,2
Especificação N-2604
(Petrobras, 1998)
VA ≥ 15,0 VP ≥ 4,0 VF ≤ 18,0 pH ≤10,0
Brasgel PA VA = 16,8 VP = 4,0 VF = 17,1 pH = 9,0
Sendo: B, C e V – proporções das argilas Bofe, Chocolate e Verde-lodo
respectivamente.
Capítulo 4 – Resultados e Discussões
____________________________________________________________________________________
Campos, L.F.A. Composições de Argilas Bentoníticas para Utilização em Fluidos de Perfuração de
Poços de Petróleo
66
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
Bras
gel PA
0
2
4
6
8
10
12
14
16
18
20
22
24
26
0
2
4
6
8
10
12
14
16
18
20
22
24
26
Composições
Parâmetros Reológicos
Limites Petrobras
Volume de Filtrado (mL)
VA ≥ 15cP
VF
≤ 18mL
VP
≥ 4cP
Viscosidades (cP)
VA1 (cP)
VP1 (cP)
VF1 (mL)
Figura 4.7. VA1, VP1, VF1 para as diferentes composições e para a argila
Brasgel PA.
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
B
rasgel PA
0
2
4
6
8
10
12
14
16
18
20
22
24
26
28
30
32
34
36
38
40
0
2
4
6
8
10
12
14
16
18
20
22
24
26
28
30
32
34
36
38
40
Composições
Parâmetros Reológicos
Limites Petrobras
Volume de Filtrado (mL)
VA ≥ 15cP
VF
≤ 18mL
VP
≥ 4cP
Viscosidades (cP)
VA2 (cP)
VP2 (cP)
VF2 (mL)
Figura 4.8. VA2, VP2, VF2 para as diferentes composições e para a argila
Brasgel PA.
São apresentadas na Tabela 4.8 e nas Figuras 4.9 e 4.10 as médias dos
parâmetros VA3, VP3, VF3, VA4, VP4 e VF4 das dispersões preparadas com
as diferentes composições estabelecidas pelo planejamento em rede simplex
centróide {3,2}, aumentado, submetidas aos processos A (mistura das argilas
Capítulo 4 – Resultados e Discussões
____________________________________________________________________________________
Campos, L.F.A. Composições de Argilas Bentoníticas para Utilização em Fluidos de Perfuração de
Poços de Petróleo
67
e transformação das composições em sódicas) e B (mistura das argilas após
transformação das argilas individuais em sódicas) de mistura e aditivadas com
solução concentrada de Na
2
CO
3
no teor de 100 meq/100g de argila.
Tabela 4.8. Parâmetros reológicos das dispersões preparadas com as
diferentes composições estabelecidas pelo planejamento em rede simplex
centróide {3,2}, aumentado, submetidas aos processos A e B de mistura e
aditivadas com 100 meq/100g de argila de Na
2
CO
3
Parâmetros Reológicos
Teor de Na
2
CO
3
– 100 meq/100g de argila
Proporções dos
componentes (%)
Processo A Processo B
Composições
B C V
VA3
(cP)
VP3
(cP)
VF3
(mL)
pH3
VA4
(cP)
VP4
(cP)
VF4
(mL)
pH4
1
100,0 0 0 9,0 5,0 19,4 10,2 9,0 5,0 19,4 10,2
2
0 100,0 0 27,8 0,5 15,7 10,0 27,8 0,5 15,7 10,0
3
0 0 100,0 20,1 1,8 18,2 10,4 20,1 1,8 18,2 10,4
4
50,0 50,0 0 17,7 4,0 14,5 10,1 24,9 4,0 15,1 9,8
5
50,0 0 50,0 10,2 3,8 17,4 10,0 12,6 3,5 20,2 9,9
6
0 50,0 50,0 23,9 0,5 17,8 10,1 47,8 0,0 19,4 10,4
7
33,3 33,3 33,3 15,6 3,0 16,4 10,2 21,2 2,2 19,1 10,2
8
66,6 16,7 16,7 10,9 4,5 17,7 10,0 11,5 4,0 19,6 10,2
9
16,7 66,6 16,7 24,0 1,0 15,6 10,1 24,3 0,0 15,1 10,3
10
16,7 16,7 66,6 17,8 1,8 17,8 10,0 22,5 1,0 20,0 10,4
Especificação N-2604
(Petrobras, 1998)
VA ≥ 15,0 VP ≥ 4,0 VF ≤ 18,0 pH ≤10,0
Brasgel PA VA = 16,8 VP = 4,0 VF = 17,1 pH = 9,0
Sendo: B, C e V – proporções das argilas Bofe, Chocolate e Verde-lodo
respectivamente.
Capítulo 4 – Resultados e Discussões
____________________________________________________________________________________
Campos, L.F.A. Composições de Argilas Bentoníticas para Utilização em Fluidos de Perfuração de
Poços de Petróleo
68
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
B
ras
g
el P
A
0
2
4
6
8
10
12
14
16
18
20
22
24
26
28
30
0
2
4
6
8
10
12
14
16
18
20
22
24
26
28
30
Composições
Parâmetros Reológicos
Limites Petrobras
Volume de Filtrado (mL)
VA ≥ 15cP
VF
≤ 18mL
VP
≥ 4cP
Viscosidades (cP)
VA3 (cP)
VP3 (cP)
VF3 (mL)
Figura 4.9. VA3, VP3, VF3 para as diferentes composições e para a argila
Brasgel PA.
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
Bras
g
el P
A
0
6
12
18
24
30
36
42
48
0
6
12
18
24
30
36
42
48
Composições
Parâmetros Reológicos
Limites Petrobras
Volume de Filtrado (mL)
VA ≥ 15cP
VF
≤ 18mL
VP
≥ 4cP
Viscosidades (cP)
VA4 (cP)
VP4 (cP)
VF4 (mL)
Figura 4.10. VA4, VP4, VF4 para as diferentes composições e para a argila
Brasgel PA.
Capítulo 4 – Resultados e Discussões
____________________________________________________________________________________
Campos, L.F.A. Composições de Argilas Bentoníticas para Utilização em Fluidos de Perfuração de
Poços de Petróleo
69
São apresentadas na Tabela 4.9 e nas Figuras 4.11 e 4.12 as médias dos
parâmetros VA5, VP5, VF5, VA6, VP6 e VF6 das dispersões preparadas com
as diferentes composições estabelecidas pelo planejamento em rede simplex
centróide {3,2}, aumentado, submetidas aos processos A (mistura das argilas
e transformação das composições em sódicas) e B (mistura das argilas após
transformação das argilas individuais em sódicas) de mistura e aditivadas com
solução concentrada de Na
2
CO
3
no teor de 125 meq/100g de argila.
Tabela 4.9. Parâmetros reológicos das dispersões preparadas com as
diferentes composições estabelecidas pelo planejamento em rede simplex
centróide {3,2}, aumentado, submetidas aos processos A e B de mistura e
aditivadas com 125 meq/100g de argila de Na
2
CO
3
Parâmetros Reológicos
Teor de Na
2
CO
3
– 125 meq/100g de argila
Proporções dos
componentes (%)
Processo A Processo B
Composições
B C V
VA5
(cP)
VP5
(cP)
VF5
(mL)
pH5
VA6
(cP)
VP6
(cP)
VF6
(mL)
pH6
1
100,0 0 0 8,3 3,5 20,0 10,2 8,3 3,5 20,0 10,2
2
0 100,0 0 35,1 0,0 15,3 10,1 35,1 0,0 15,3 10,1
3
0 0 100,0 19,8 1,5 21,0 10,8 19,8 1,5 21,0 10,8
4
50,0 50,0 0 15,1 4,2 13,9 10,3 21,6 4,5 15,9 10,2
5
50,0 0 50,0 8,9 4,0 17,4 10,3 11,2 4,2 21,5 10,2
6
0 50,0 50,0 25,5 0,2 17,3 10,3 44,6 0,0 19,6 10,4
7
33,3 33,3 33,3 15,0 3,0 16,8 10,2 20,6 2,5 17,1 10,2
8
66,6 16,7 16,7 9,4 4,5 18,9 10,2 12,8 5,0 19,1 10,2
9
16,7 66,6 16,7 21,5 1,5 15,0 10,2 20,3 1,0 17,1 10,4
10
16,7 16,7 66,6 15,8 2,0 17,9 10,2 20,5 1,0 21,4 10,4
Especificação N-2604
(Petrobras, 1998)
VA ≥ 15,0 VP ≥ 4,0 VF ≤ 18,0 pH ≤10,0
Brasgel PA VA = 16,8 VP = 4,0 VF = 17,1 pH = 9,0
Sendo: B, C e V – proporções das argilas Bofe, Chocolate e Verde-lodo
respectivamente.
Capítulo 4 – Resultados e Discussões
____________________________________________________________________________________
Campos, L.F.A. Composições de Argilas Bentoníticas para Utilização em Fluidos de Perfuração de
Poços de Petróleo
70
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
B
ras
g
el P
A
0
4
8
12
16
20
24
28
32
36
40
0
4
8
12
16
20
24
28
32
36
40
Composições
Parâmetros Reológicos
Limites Petrobras
Volume de Filtrado (mL)
VA ≥ 15cP
VF
≤ 18mL
VP
≥ 4cP
Viscosidades (cP)
VA5 (cP)
VP5 (cP)
VF5 (mL)
Figura 4.11. VA5, VP5, VF5 para as diferentes composições e para a argila
Brasgel PA.
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
B
ras
g
el P
A
0
4
8
12
16
20
24
28
32
36
40
44
0
4
8
12
16
20
24
28
32
36
40
44
Composições
Parâmetros Reológicos
Limites Petrobras
Volume de Filtrado (mL)
VA ≥ 15cP
VF
≤ 18mL
VP
≥ 4cP
Viscosidades (cP)
VA6 (cP)
VP6 (cP)
VF6 (mL)
Figura 4.12. VA6, VP6, VF6 para as diferentes composições e para a argila
Brasgel PA.
São apresentadas na Tabela 4.10 e nas Figuras 4.13 e 4.14 as médias
dos parâmetros VA7, VP7, VF7, VA8, VP8 e VF8 das dispersões preparadas
Capítulo 4 – Resultados e Discussões
____________________________________________________________________________________
Campos, L.F.A. Composições de Argilas Bentoníticas para Utilização em Fluidos de Perfuração de
Poços de Petróleo
71
com as diferentes composições estabelecidas pelo planejamento em rede
simplex centróide {3,2}, aumentado, submetidas aos processos A (mistura das
argilas e transformação das composições em sódicas) e B (mistura das argilas
após transformação das argilas individuais em sódicas) de mistura e aditivadas
com solução concentrada de Na
2
CO
3
no teor de 150 meq/100g de argila.
Tabela 4.10. Parâmetros reológicos das dispersões preparadas com as
diferentes composições estabelecidas pelo planejamento em rede simplex
centróide {3,2}, aumentado, submetidas aos processos A e B de mistura e
aditivadas com 150 meq/100g de argila de Na
2
CO
3
Parâmetros Reológicos
Teor de Na
2
CO
3
– 150 meq/100g de argila
Proporções dos
componentes (%)
Processo A Processo B
Composições
B C V
VA7
(cP)
VP7
(cP)
VF7
(mL)
pH7
VA8
(cP)
VP8
(cP)
VF8
(mL)
pH8
1
100,0 0 0 7,6 3,8 20,4 10,3 7,6 3,8 20,4 10,3
2
0 100,0 0 39,0 0,0 16,1 10,3 39,0 0,0 16,1 10,3
3
0 0 100,0 17,5 1,5 20,8 10,5 17,5 1,5 20,8 10,5
4
50,0 50,0 0 13,0 4,8 14,4 10,2 19,8 4,0 15,7 10,4
5
50,0 0 50,0 9,0 4,2 16,9 10,3 10,5 3,8 20,5 10,3
6
0 50,0 50,0 27,8 0,0 17,3 10,3 47,8 0,0 17,2 10,5
7
33,3 33,3 33,3 13,9 3,4 15,9 10,3 20,5 2,5 20,3 10,4
8
66,6 16,7 16,7 8,9 4,2 18,1 10,2 14,5 5,5 19,0 10,4
9
16,7 66,6 16,7 23,4 1,3 14,2 10,2 26,8 0,0 18,5 10,4
10
16,7 16,7 66,6 14,9 2,0 17,6 10,3 21,5 1,0 19,4 10,4
Especificação N-2604
(Petrobras, 1998)
VA ≥ 15,0 VP ≥ 4,0 VF ≤ 18,0 pH ≤10,0
Brasgel PA VA = 16,8 VP = 4,0 VF = 17,1 pH = 9,0
Sendo: B, C e V – proporções das argilas Bofe, Chocolate e Verde-lodo
respectivamente.
Capítulo 4 – Resultados e Discussões
____________________________________________________________________________________
Campos, L.F.A. Composições de Argilas Bentoníticas para Utilização em Fluidos de Perfuração de
Poços de Petróleo
72
1
2
3
4
5
6
7
8
9
1
0
Br
a
sg
el
P
A
0
6
12
18
24
30
36
0
6
12
18
24
30
36
Composições
Parâmetros Reológicos
Limites Petrobras
Volume de Filtrado (mL)
VA ≥ 15cP
VF
≤ 18mL
VP
≥ 4cP
Viscosidades (cP)
VA7 (cP)
VP7 (cP)
VF7 (mL)
Figura 4.13. VA7, VP7, VF7 para as diferentes composições e para a argila
Brasgel PA.
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
B
ras
ge
l
P
A
0
6
12
18
24
30
36
42
48
0
6
12
18
24
30
36
42
48
Composições
Parâmetros Reológicos
Limites Petrobras
Volume de Filtrado (mL)
VA ≥ 15cP
VF
≤ 18mL
VP ≥ 4cP
Viscosidades (cP)
VA8 (cP)
VP8 (cP)
VF8 (mL)
Figura 4.14. VA8, VP8, VF8 para as diferentes composições e para a argila
Brasgel PA.
A argila industrializada Brasgel PA apresenta valores de VA, VP e VF de
acordo com as especificações da Petrobras (1998).
Comparando os resultados das propriedades reológicas obtidos para as
argilas individuais (Composições: 1 - 100% da argila Bofe, 2 - 100% da argila
Capítulo 4 – Resultados e Discussões
____________________________________________________________________________________
Campos, L.F.A. Composições de Argilas Bentoníticas para Utilização em Fluidos de Perfuração de
Poços de Petróleo
73
Chocolate e 3 - 100% da argila Verde-lodo) com as normas vigentes para
fluidos de perfuração à base de água e argila (Petrobras, 1998), observa-se
que as propriedades não satisfazem por completo às especificações, e
dependendo do tipo de argila, obtêm-se sistemas com diferentes graus de
floculação.
Os resultados das propriedades VA, VP e VF para a composição 4 (50%
da argila Bofe e 50% da argila Chocolate), submetida aos parâmetros de
aditivação 1, 2, 3, 4, 5, 6 e 8, satisfazem por completo as normas (Petrobras,
1998) vigentes para fluidos de perfuração à base de água e argila. Os produtos
industrializados são composições de diversas espécies de argilas bentoníticas
de Boa Vista, PB, em proporções variadas que condicionam sua aplicação.
Com base nesta consideração, comparou-se as propriedades reológicas e de
filtração da composição 4 com as propriedades da argila bentonítica sódica
industrializada Brasgel PA. Observa-se que os resultados encontrados para a
composição 4 mostram-se bem próximos aos encontrados para a argila sódica
industrializada, com resultados de VA e VF melhores.
Os resultados das propriedades VA, VP e VF para a composição 4 (50%
da argila Bofe e 50% da argila Chocolate) submetida ao parâmetro de
aditivação 7 não satisfazem por completo as normas (Petrobras, 1998) vigentes
para fluidos de perfuração à base de água e argila, mas as propriedades
reológicas para esta condição de aditivação aproximam-se bastante das
propriedades da argila bentonítica sódica industrializada Brasgel PA.
As composições 6 (50% da argila Chocolate e 50% da argila Verde-lodo),
7 (33,3% da argila Bofe, 33,3% da argila Chocolate e 33,3% da argila Verde-
lodo), 9 (16,7% da argila Bofe, 66,6% da argila Chocolate e 16,7% da argila
Verde-lodo) e 10 (16,7% da argila Bofe, 16,7% da argila Chocolate e 66,6% da
argila Verde-lodo), em todas as condições de aditivação, apresentaram-se no
estado floculado-gel, de acordo com a classificação sugerida por Amorim
(2003), caracterizado pelos elevados valores de VA e baixos valores de VP.
Comparando os resultados das propriedades reológicas obtidos para estas
formulações com as normas vigentes para fluidos de perfuração à base de
água e argila (Petrobras, 1998), observa-se que as propriedades não
satisfazem por completo às especificações.
Capítulo 4 – Resultados e Discussões
____________________________________________________________________________________
Campos, L.F.A. Composições de Argilas Bentoníticas para Utilização em Fluidos de Perfuração de
Poços de Petróleo
74
Os resultados reológicos das dispersões preparadas com as composições
5 (50% da argila Bofe e 50% da argila Verde-lodo) e 8 (66,6% da argila Bofe,
16,7% da argila Chocolate e 16,7% da argila Verde-lodo), que apresentam uma
quantidade considerável da argila Bofe, evidenciaram um estado parcialmente
defloculado em todas as condições de aditivação. Segundo Amorim (2003),
este estado pode ser definido como um estado intermediário entre os estados
defloculado e floculado, no qual as partículas estão dispersas no meio líquido
com poucas interações elétricas e de massa. Em outras palavras, as forças
atrativas entre as partículas de argila, que promovem a sua aglomeração,
foram parcialmente vencidas pelas forças repulsivas originárias da
transformação da argila policatiônica em sódica. Comparando os resultados
das propriedades reológicas obtidos para estas formulações com as normas
vigentes para fluidos de perfuração à base de água e argila (Petrobras, 1998),
observa-se que as propriedades não satisfazem por completo às
especificações.
Como citado na revisão bibliográfica deste trabalho, vários estudos foram
desenvolvidos visando corrigir VA, VP e VF das bentonitas das jazidas de Boa
Vista, mas apenas estudos com aditivações poliméricas apresentaram
resultados satisfatórios. A formulação de composições das argilas disponíveis
nas jazidas apresentou resultados bastante positivos e promissores sendo
possível à obtenção da composição formada por 50% da argila Bofe e 50% da
argila Chocolate que apresenta VA, VP e VF dentro das especificações da
Petrobras para uso em fluidos de perfuração, tal comportamento não era
alcançado com a utilização das argilas individuais.
4.5 Delineamento de Misturas – Estudo Estatístico
Os resultados obtidos para o comportamento reológico e apresentados
nas Tabelas 4.7, 4.8, 4.9 e 4.10, foram discutidos mediante utilização da
técnica de análise do delineamento de misturas, análise de superfície de
respostas e otimização gráfica.
A partir dos resultados obtidos em replicatas foi possível gerar equações
de regressão de acordo com vários modelos, correlacionando as proporções
Capítulo 4 – Resultados e Discussões
____________________________________________________________________________________
Campos, L.F.A. Composições de Argilas Bentoníticas para Utilização em Fluidos de Perfuração de
Poços de Petróleo
75
das argilas na composição com os parâmetros VA, VP e VF, para todas as
condições de aditivação, escolhendo-se as equações que apresentem
significância estatística ao nível de 95% de confiança.
Os modelos matemáticos correlacionando os valores de VA, VP e VF com
as proporções das argilas Bofe, Chocolate e Verde-lodo, para todas as
condições de aditivação, são apresentados na Tabela 4.11.
Tabela 4.11. Equações correlacionando os valores de VA, VP e VF com as
frações mássicas das argilas Bofe, Chocolate e Verde-lodo para todas as
condições de aditivação
VA1 = 9,76 B* + 24,36 C* + 18,23 V*
VA2 = 9,60 B* + 24,28 C* + 16,19 V* + 47,68 CV*
VA3 = 8,26 B* + 27,72 C* + 20,07 V* – 17,59 BV*
VA4 = 9,08 B* + 27,35 C* + 20,08 V* + 24,02 BC* – 7,64 BV* + 90,81 CV* - 309,21
BCV*
VA5 = 8,74 B* + 34,82 C* + 19,90 V* - 28,41 BC* – 21,68 BV* - 9,81 CV*
VA6 = 4,18 B + 36,23 C* + 21,21 V*
VA7 = 8,05 B* + 38,70 C* + 16,65 V* - 43,15 BC* - 14,74 BV*
VA8 = 7,83 B* + 38,43 C* + 16,33 V* - 14,02 BC* + 74,16 CV* – 211,27 BCV*
VP1 = 4,67 B* + 0,76 C + 2,20 V* + 7,33 BC* - 27,35 BCV*
VP2 = 4,47 B* + 0,99 C* + 2,61 V* + 4,94 BC* – 5,57 CV*
VP3 = 5,38 B* + 0,24 C + 1,58 V* + 4,38 BC*
VP4 = 5,46 B* + 0,25 C* + 1,25 V*
VP5 = 3,68 B* - 0,04 C* + 1,48 V* + 9,47 BC* + 5,63 BV* - 2,52 CV*
VP6 = 4,79 B* - 0,22 C + 1,77 V* + 8,34 BC*
VP7 = 3,71 B* - 0,03 C + 1,53 V* + 10,97 BC* + 6,07 BV* – 3,45 CV*
VP8 = 4,48 B* - 0,38 C + 1,40 V* + 7,36 BC*
VF1 = 21,54 B* + 14,79 C* + 18,37 V* – 11,33 BC* – 8,56 BV*
VF2 = 21,76 B* + 14,99 C* + 18,90 V* – 12,51 BC*
VF3 = 18,66 B* + 15,91 C* + 18,20 V* – 10,48 BC*
VF4 = 19,64 B* + 15,45 C* + 18,28 V* – 9,51 BC* + 6,65 BV* + 9,96 CV*
VF5 = 19,88 B* + 15,44 C* + 17,94 V* - 12,25 BC*
VF6 = 20,24 B* + 15,25 C* + 17,81 V* - 7,39 BC + 10,00 BV* + 10,54 CV* - 65,31
BCV*
VF7 = 20,74 B* + 15,67 C* + 19,93 V* - 13,93 BC* - 12,02 BV*
VF8 = 20,32 B* + 16,05 C* + 20,13 V* - 9,60 BC* + 63,47 BCV*
Sendo: B, C e V – proporções das argilas Bofe, Chocolate e Verde-lodo
respectivamente.
* Estatisticamente significativos ao nível de 95,0 % de confiança.
Capítulo 4 – Resultados e Discussões
____________________________________________________________________________________
Campos, L.F.A. Composições de Argilas Bentoníticas para Utilização em Fluidos de Perfuração de
Poços de Petróleo
76
Segundo Cornell (1990), os componentes da mistura interagem
sinergicamente quando os coeficientes das interações são maiores que zero
contribuindo para elevar os valores das propriedades e interagem
antagonisticamente quando os coeficientes das interações contribuem para
diminuir seus valores.
Analisando os termos estatisticamente significativos dos modelos
ajustados para VA, em todos os casos de aditivação, observa-se que as argilas
Bofe e Chocolate interagem sinergicamente contribuindo para aumentar VA4 e
interagem antagonisticamente contribuindo para diminuir os valores de VA5 e
VA7. As argilas Bofe e Verde-lodo interagem antagonisticamente contribuindo
para diminuir os valores de VA3, VA5 e VA7. As argilas Chocolate e Verde-lodo
interagem sinergicamente contribuindo para elevar os valores de VA2, VA4 e
VA8 e contribuem para diminuir o valor de VA5. A interação das argilas Bofe,
Chocolate e Verde-lodo contribui para diminuir VA4 e VA8.
Analisando os termos estatisticamente significativos dos modelos
ajustados para VP, em todos os casos de aditivação, observa-se que as argilas
Bofe e Chocolate interagem sinergicamente, isto é, contribuem para elevar os
valores de VP. As argilas Bofe e Verde-lodo interagem sinergicamente
contribuindo para elevar os valores de VP5 e VP7. As argilas Chocolate e
Verde-lodo interagem contribuindo para diminuir VP2, VP5 e VP7.
Analisando os termos estatisticamente significativos dos modelos
ajustados para VF, em todos os casos de aditivação, observa-se que as argilas
Bofe e Chocolate interagem antagonisticamente, isto é, contribuem para
diminuir os valores de VF. As argilas Bofe e Verde-lodo interagem
sinergicamente contribuindo para elevar os valores de VF4 e VF6 e interagem
antagonisticamente contribuindo para diminuir o valor de VF7. As argilas
Chocolate e Verde-lodo interagem contribuindo para elevar VF4. A interação
das argilas Bofe, Chocolate e Verde-lodo contribui para diminuir VF6 e contribui
para elevar VF8.
Em geral, através da análise dos coeficientes das argilas Bofe, Chocolate
e Verde-lodo, de todas as equações ajustadas, observa-se que: as argilas
Chocolate e Verde-lodo contribuem para elevar VA, a argila chocolate contribui
para diminuir VF e a argila Bofe contribui para elevar VP.
Capítulo 4 – Resultados e Discussões
____________________________________________________________________________________
Campos, L.F.A. Composições de Argilas Bentoníticas para Utilização em Fluidos de Perfuração de
Poços de Petróleo
77
Conclui-se que nas composições formuladas com as argilas Bofe,
Chocolate e Verde-lodo, cada uma das argilas tem sua contribuição para o
melhoramento dos parâmetros reológicos analisados.
A Tabela 4.12 apresenta os parâmetros estatísticos para os modelos
ajustados e apresentados na Tabela 4.11. Os modelos foram analisados com
os dados experimentais, VA, VP e VF, em replicatas.
Tabela 4.12. Estatísticas relevantes para análise de variância das variáveis VA,
VP e VF para todas as condições de aditivação
Variáveis Modelo Teste F
calc
Valor p R
2
F
calc
/F
tab
VA1 Linear 124,1775 0,0000 0,9395
34,2088
VA2 Quadrático 15,7929 0,0002 0,7979
4,0599
VA3 Quadrático 151,6017 0,0000 0,9722
44,4580
VA4 Cúbico especial 28,8971 0,0000 0,9506
8,0718
VA5 Quadrático 186,0520 0,0000 0,9873
59,8238
VA6 Linear 19,1899 0,0002 0,7618
4,9331
VA7 Quadrático 475,2774 0,0000 0,9932
149,4583
VA8 Cúbico especial 61,7680 0,0000 0,9686
18,5495
VP1 Cúbico Especial 20,0742 0,0000 0,8515
6,4547
VP2 Quadrático 16,0162 0,0001 0,8535
4,5892
VP3 Quadrático 58,5654 0,0000 0,9311
17,1746
VP4 Linear 33,8860 0,0000 0,8390
8,8940
VP5 Quadrático 201,1062 0,0000 0,9882
64,6644
VP6 Quadrático 15,5593 0,0003 0,8093
4,3341
VP7 Quadrático 119,9028 0,0000 0,9804
38,5540
VP8 Quadrático 19,2562 0,0000 0,8280
5,5175
VF1 Quadrático 23,2205 0,0000 0,8690
7,4664
VF2 Quadrático 37,1899 0,0000 0,9029
10,6561
VF3 Quadrático 12,4469 0,0004 0,7418
3,6501
VF4 Quadrático 14,2180 0,0003 0,8767
4,2697
VF5 Quadrático 13,6402 0,0002 0,7451
4,0839
VF6 Cúbico especial 28,2724 0,0001 0,9550
7,8973
VF7 Quadrático 16,0288 0,0000 0,8314
5,0405
VF8 Cúbico especial 10,6115 0,0009 0,7942
3,1582
R
2
- coeficiente de múltipla determinação, Fcalc/Ftab – Razão entre o teste F
calculado e o teste F tabelado a 95% de confiança.
Analisando os parâmetros estatísticos principais (Teste F, Valor p,
coeficiente de múltipla determinação, R
2
e o valor da razão entre o teste F
calculado e o teste F tabelado no nível de 95% de confiança), observa-se que
os modelos são estatisticamente significativos ao nível estipulado (valor p ≤
Capítulo 4 – Resultados e Discussões
____________________________________________________________________________________
Campos, L.F.A. Composições de Argilas Bentoníticas para Utilização em Fluidos de Perfuração de
Poços de Petróleo
78
nível de significância), que o R
2
mostra que os modelos ajustados para VA, VP
e VF, para todas as condições de aditivação, não apresentam variabilidades
consideráveis; quanto mais perto da unidade estiver o valor de R
2
, melhor terá
sido o ajuste do modelo aos dados observados.
Para que uma regressão não seja apenas estatisticamente significativa,
mas também útil para realizar previsões, o valor da razão entre o F calculado e
o F tabelado deve ser no mínimo de quatro a cinco vezes o valor do F tabelado
(Box & Wetz, 1973). Essa condição é amplamente satisfeita para os modelos
encontrados, exceto para VF3 e VF8.
Como os dados de VA, VP e VF, para todas as condições de aditivação,
foram obtidos em replicatas foi possível avaliar a adequação dos modelos
fazendo testes para falta de ajuste que são apresentados na Tabela 4.13.
Tabela 4.13. Resultados dos testes de falta de ajuste para as variáveis
estudadas
Variáveis Modelo
Teste F para falta de
ajuste
Valor p
VA1 Linear 2,5837 0,0929
VA2 Quadrático 39,5473 0,0001
VA3 Quadrático 0,5603 0,7512
VA4 Cúbico especial 5,1462 0,0426
VA5 Quadrático 1,3876 0,3206
VA6 Linear 6,8609 0,0249
VA7 Quadrático 1,6006 0,2638
VA8 Cúbico especial 5,5224 0,0327
VP1 Cúbico Especial 6,0712 0,0099
VP2 Quadrático 4,6099 0,0450
VP3 Quadrático 1,6002 0,2754
VP4 Linear 2,2653 0,1692
VP5 Quadrático 2,8230 0,0988
VP6 Quadrático 0,9100 0,5524
VP7 Quadrático 2,7969 0,1007
VP8 Quadrático 11,3838 0,0046
VF1 Quadrático 1,9935 0,1738
VF2 Quadrático 3,4517 0,0786
VF3 Quadrático 1,2491 0,3847
VF4 Quadrático 2,5371 0,1480
VF5 Quadrático 5,5360 0,0152
VF6 Cúbico especial 3,4687 0,1070
VF7 Quadrático 2,0402 0,1766
VF8 Cúbico especial 0,3997 0,8334
Capítulo 4 – Resultados e Discussões
____________________________________________________________________________________
Campos, L.F.A. Composições de Argilas Bentoníticas para Utilização em Fluidos de Perfuração de
Poços de Petróleo
79
Analisando os dados da Tabela 4.13, observa-se que os modelos
ajustados para VA, VP e VF (Tabela 4.11), para todas as condições de
aditivação, de uma maneira geral são aceitáveis, visto que o objetivo deste
estudo é apenas encontrar a região do diagrama ternário que apresenta
dispersões com propriedades reológicas adequadas, não havendo, pois
necessidade de um ajuste mais rigoroso. Observa-se também que algumas
variáveis (VA2, VA4, VA6, VA8, VP1, VP2, VP8 e VF5) apresentaram falta de
ajuste (Valor p < 0,05) justificada, provavelmente, pelo fato de que algumas
dispersões apresentaram-se no estado floculado-gel, estado em que ocorre
grande variação dos parâmetros reológicos, contribuindo para uma
variabilidade nas replicatas obtidas.
Em resumo, os modelos ajustados podem ser tomados como sendo
estatisticamente significativos para descrever o comportamento de VA, VP e
VF, em todas as condições de aditivação, em função das proporções das
argilas na composição.
4.5.1 Superfícies de Resposta
As Figuras 4.15, 4.16, 4.17, 4.18, 4.19, 4.20, 4.21 e 4.22 apresentam as
curvas de nível, referentes à projeção das superfícies de resposta, calculadas
para os valores de VA, VP e VF, em todas as condições de aditivação. Nestas
figuras visualiza-se a influência individual de cada argila sobre as propriedades
analisadas.
Analisando as figuras observa-se que os maiores valores de VA foram
encontrados para as composições localizadas próximo aos vértices das argilas
Chocolate e Verde-lodo. Os maiores valores de VP estão localizados próximos
ao vértice da argila Bofe. Os menores valores de VF estão localizados
próximos ao vértice da argila Chocolate.
Capítulo 4 – Resultados e Discussões
____________________________________________________________________________________
Campos, L.F.A. Composições de Argilas Bentoníticas para Utilização em Fluidos de Perfuração de
Poços de Petróleo
80
Figura 4.15. Projeções das superfícies de resposta e curvas de nível para (a)
VA1, (b) VP1 e (c) VF1, calculadas a partir dos modelos linear, cúbico especial
e quadrático respectivamente.
0,00
0,25
0,50
0,75
1,00
Verde
0,00
0,25
0,50
0,75
1,00
Bofe
0,00 0,25 0,50 0,75 1,00
Chocolate
24
22
20
18
16
14
12
10
0,00
0,25
0,50
0,75
1,00
Verde
0,00
0,25
0,50
0,75
1,00
Bofe
0,00 0,25 0,50 0,75 1,00
Chocolate
4,5
4
3,5
3
2,5
2
1,5
1
0,00
0,25
0,50
0,75
1,00
Verde
0,00
0,25
0,50
0,75
1,00
Bofe
0,00 0,25 0,50 0,75 1,00
Chocolate
21
20
19
18
17
16
15
0,00
0,25
0,50
0,75
1,00
Verde
0,00
0,25
0,50
0,75
1,00
Bofe
0,00 0,25 0,50 0,75 1,00
Chocolate
24
22
20
18
16
14
12
10
0,00
0,25
0,50
0,75
1,00
Verde
0,00
0,25
0,50
0,75
1,00
Bofe
0,00 0,25 0,50 0,75 1,00
Chocolate
4,5
4
3,5
3
2,5
2
1,5
1
0,00
0,25
0,50
0,75
1,00
Verde
0,00
0,25
0,50
0,75
1,00
Bofe
0,00 0,25 0,50 0,75 1,00
Chocolate
21
20
19
18
17
16
15
(a)
(b)
(c)
Capítulo 4 – Resultados e Discussões
____________________________________________________________________________________
Campos, L.F.A. Composições de Argilas Bentoníticas para Utilização em Fluidos de Perfuração de
Poços de Petróleo
81
Figura 4.16. Projeções das superfícies de resposta e curvas de nível para (a)
VA2, (b) VP2 e (c) VF2, calculadas a partir dos modelos quadráticos.
(a)
(b)
0,00
0,25
0,50
0,75
1,00
Verde
0,00
0,25
0,50
0,75
1,00
Bofe
0,00 0,25 0,50 0,75 1,00
Chocolate
30
25
20
15
10
0,00
0,25
0,50
0,75
1,00
Verde
0,00
0,25
0,50
0,75
1,00
Bofe
0,00 0,25 0,50 0,75 1,00
Chocolate
4
3,5
3
2,5
2
1,5
1
0,5
0,00
0,25
0,50
0,75
1,00
Verde
0,00
0,25
0,50
0,75
1,00
Bofe
0,00 0,25 0,50 0,75 1,00
Chocolate
21
20
19
18
17
16
15
0,00
0,25
0,50
0,75
1,00
Verde
0,00
0,25
0,50
0,75
1,00
Bofe
0,00 0,25 0,50 0,75 1,00
Chocolate
30
25
20
15
10
0,00
0,25
0,50
0,75
1,00
Verde
0,00
0,25
0,50
0,75
1,00
Bofe
0,00 0,25 0,50 0,75 1,00
Chocolate
4
3,5
3
2,5
2
1,5
1
0,5
0,00
0,25
0,50
0,75
1,00
Verde
0,00
0,25
0,50
0,75
1,00
Bofe
0,00 0,25 0,50 0,75 1,00
Chocolate
21
20
19
18
17
16
15
(c)
Capítulo 4 – Resultados e Discussões
____________________________________________________________________________________
Campos, L.F.A. Composições de Argilas Bentoníticas para Utilização em Fluidos de Perfuração de
Poços de Petróleo
82
Figura 4.17. Projeções das superfícies de resposta e curvas de nível para (a)
VA3, (b) VP3 e (c) VF3, calculadas a partir dos modelos quadráticos.
(a)
(b)
(c)
0,00
0,25
0,50
0,75
1,00
Verde-lodo
0,00
0,25
0,50
0,75
1,00
Bofe
0,00 0,25 0,50 0,75 1,00
Chocolate
28
24
20
16
12
0,00
0,25
0,50
0,75
1,00
Verde-lodo
0,00
0,25
0,50
0,75
1,00
Bofe
0,00 0,25 0,50 0,75 1,00
Chocolate
5
4
3
2
1
0,00
0,25
0,50
0,75
1,00
Verde-lodo
0,00
0,25
0,50
0,75
1,00
Bofe
0,00 0,25 0,50 0,75 1,00
Chocolate
19
18
17
16
15
0,00
0,25
0,50
0,75
1,00
Verde-lodo
0,00
0,25
0,50
0,75
1,00
Bofe
0,00 0,25 0,50 0,75 1,00
Chocolate
28
24
20
16
12
0,00
0,25
0,50
0,75
1,00
Verde-lodo
0,00
0,25
0,50
0,75
1,00
Bofe
0,00 0,25 0,50 0,75 1,00
Chocolate
5
4
3
2
1
0,00
0,25
0,50
0,75
1,00
Verde-lodo
0,00
0,25
0,50
0,75
1,00
Bofe
0,00 0,25 0,50 0,75 1,00
Chocolate
19
18
17
16
15
Capítulo 4 – Resultados e Discussões
____________________________________________________________________________________
Campos, L.F.A. Composições de Argilas Bentoníticas para Utilização em Fluidos de Perfuração de
Poços de Petróleo
83
Figura 4.18. Projeções das superfícies de resposta e curvas de nível para (a)
VA4, (b) VP4 e (c) VF4, calculadas a partir dos modelos cúbico especial, linear
e quadrático respectivamente.
(a)
(b)
(c)
0,00
0,25
0,50
0,75
1,00
Verde-lodo
0,00
0,25
0,50
0,75
1,00
Bofe
0,00 0,25 0,50 0,75 1,00
Chocolate
45
40
35
30
25
20
15
10
0,00
0,25
0,50
0,75
1,00
Verde-lodo
0,00
0,25
0,50
0,75
1,00
Bofe
0,00 0,25 0,50 0,75 1,00
Chocolate
5
4
3
2
1
0,00
0,25
0,50
0,75
1,00
Verde-lodo
0,00
0,25
0,50
0,75
1,00
Bofe
0,00 0,25 0,50 0,75 1,00
Chocolate
20
19
18
17
16
15
0,00
0,25
0,50
0,75
1,00
Verde-lodo
0,00
0,25
0,50
0,75
1,00
Bofe
0,00 0,25 0,50 0,75 1,00
Chocolate
45
40
35
30
25
20
15
10
0,00
0,25
0,50
0,75
1,00
Verde-lodo
0,00
0,25
0,50
0,75
1,00
Bofe
0,00 0,25 0,50 0,75 1,00
Chocolate
5
4
3
2
1
0,00
0,25
0,50
0,75
1,00
Verde-lodo
0,00
0,25
0,50
0,75
1,00
Bofe
0,00 0,25 0,50 0,75 1,00
Chocolate
20
19
18
17
16
15
Capítulo 4 – Resultados e Discussões
____________________________________________________________________________________
Campos, L.F.A. Composições de Argilas Bentoníticas para Utilização em Fluidos de Perfuração de
Poços de Petróleo
84
Figura 4.19. Projeções das superfícies de resposta e curvas de nível para (a)
VA5, (b) VP5 e (c) VF5, calculadas a partir dos modelos quadráticos.
(a)
(b)
(c)
0,00
0,25
0,50
0,75
1,00
Verde-lodo
0,00
0,25
0,50
0,75
1,00
Bofe
0,00 0,25 0,50 0,75 1,00
Chocolate
30
25
20
15
10
0,00
0,25
0,50
0,75
1,00
Verde-lodo
0,00
0,25
0,50
0,75
1,00
Bofe
0,00 0,25 0,50 0,75 1,00
Chocolate
4
3
2
1
0
0,00
0,25
0,50
0,75
1,00
Verde-lodo
0,00
0,25
0,50
0,75
1,00
Bofe
0,00 0,25 0,50 0,75 1,00
Chocolate
20
19
18
17
16
15
14
0,00
0,25
0,50
0,75
1,00
Verde-lodo
0,00
0,25
0,50
0,75
1,00
Bofe
0,00 0,25 0,50 0,75 1,00
Chocolate
30
25
20
15
10
0,00
0,25
0,50
0,75
1,00
Verde-lodo
0,00
0,25
0,50
0,75
1,00
Bofe
0,00 0,25 0,50 0,75 1,00
Chocolate
4
3
2
1
0
0,00
0,25
0,50
0,75
1,00
Verde-lodo
0,00
0,25
0,50
0,75
1,00
Bofe
0,00 0,25 0,50 0,75 1,00
Chocolate
20
19
18
17
16
15
14
Capítulo 4 – Resultados e Discussões
____________________________________________________________________________________
Campos, L.F.A. Composições de Argilas Bentoníticas para Utilização em Fluidos de Perfuração de
Poços de Petróleo
85
Figura 4.20. Projeções das superfícies de resposta e curvas de nível para (a)
VA6, (b) VP6 e (c) VF6, calculadas a partir dos modelos linear, quadrático e
cúbico especial respectivamente.
(a)
(b)
(c)
0,00
0,25
0,50
0,75
1,00
Verde-lodo
0,00
0,25
0,50
0,75
1,00
Bofe
0,00 0,25 0,50 0,75 1,00
Chocolate
35
30
25
20
15
10
5
0,00
0,25
0,50
0,75
1,00
Verde-lodo
0,00
0,25
0,50
0,75
1,00
Bofe
0,00 0,25 0,50 0,75 1,00
Chocolate
4
3
2
1
0
0,00
0,25
0,50
0,75
1,00
Verde-lodo
0,00
0,25
0,50
0,75
1,00
Bofe
0,00 0,25 0,50 0,75 1,00
Chocolate
21
20
19
18
17
16
0,00
0,25
0,50
0,75
1,00
Verde-lodo
0,00
0,25
0,50
0,75
1,00
Bofe
0,00 0,25 0,50 0,75 1,00
Chocolate
35
30
25
20
15
10
5
0,00
0,25
0,50
0,75
1,00
Verde-lodo
0,00
0,25
0,50
0,75
1,00
Bofe
0,00 0,25 0,50 0,75 1,00
Chocolate
4
3
2
1
0
0,00
0,25
0,50
0,75
1,00
Verde-lodo
0,00
0,25
0,50
0,75
1,00
Bofe
0,00 0,25 0,50 0,75 1,00
Chocolate
21
20
19
18
17
16
Capítulo 4 – Resultados e Discussões
____________________________________________________________________________________
Campos, L.F.A. Composições de Argilas Bentoníticas para Utilização em Fluidos de Perfuração de
Poços de Petróleo
86
Figura 4.21. Projeções das superfícies de resposta e curvas de nível para (a)
VA7, (b) VP7 e (c) VF7, calculadas a partir dos modelos quadráticos.
(a)
(b)
(c)
0,00
0,25
0,50
0,75
1,00
Verde-lodo
0,00
0,25
0,50
0,75
1,00
Bofe
0,00 0,25 0,50 0,75 1,00
Chocolate
35
30
25
20
15
10
0,00
0,25
0,50
0,75
1,00
Verde-lodo
0,00
0,25
0,50
0,75
1,00
Bofe
0,00 0,25 0,50 0,75 1,00
Chocolate
4
3
2
1
0
0,00
0,25
0,50
0,75
1,00
Verde-lodo
0,00
0,25
0,50
0,75
1,00
Bofe
0,00 0,25 0,50 0,75 1,00
Chocolate
20
19
18
17
16
15
0,00
0,25
0,50
0,75
1,00
Verde-lodo
0,00
0,25
0,50
0,75
1,00
Bofe
0,00 0,25 0,50 0,75 1,00
Chocolate
35
30
25
20
15
10
0,00
0,25
0,50
0,75
1,00
Verde-lodo
0,00
0,25
0,50
0,75
1,00
Bofe
0,00 0,25 0,50 0,75 1,00
Chocolate
4
3
2
1
0
0,00
0,25
0,50
0,75
1,00
Verde-lodo
0,00
0,25
0,50
0,75
1,00
Bofe
0,00 0,25 0,50 0,75 1,00
Chocolate
20
19
18
17
16
15
Capítulo 4 – Resultados e Discussões
____________________________________________________________________________________
Campos, L.F.A. Composições de Argilas Bentoníticas para Utilização em Fluidos de Perfuração de
Poços de Petróleo
87
Figura 4.22. Projeções das superfícies de resposta e curvas de nível para (a)
VA8, (b) VP8 e (c) VF8, calculadas a partir dos modelos cúbico especial,
quadrático e cúbico especial respectivamente.
(a)
(b)
(c)
0,00
0,25
0,50
0,75
1,00
Verde-lodo
0,00
0,25
0,50
0,75
1,00
Bofe
0,00 0,25 0,50 0,75 1,00
Chocolate
45
40
35
30
25
20
15
10
0,00
0,25
0,50
0,75
1,00
Verde-lodo
0,00
0,25
0,50
0,75
1,00
Bofe
0,00 0,25 0,50 0,75 1,00
Chocolate
4
3
2
1
0
0,00
0,25
0,50
0,75
1,00
Verde-lodo
0,00
0,25
0,50
0,75
1,00
Bofe
0,00 0,25 0,50 0,75 1,00
Chocolate
20
19
18
17
16
0,00
0,25
0,50
0,75
1,00
Verde-lodo
0,00
0,25
0,50
0,75
1,00
Bofe
0,00 0,25 0,50 0,75 1,00
Chocolate
45
40
35
30
25
20
15
10
0,00
0,25
0,50
0,75
1,00
Verde-lodo
0,00
0,25
0,50
0,75
1,00
Bofe
0,00 0,25 0,50 0,75 1,00
Chocolate
4
3
2
1
0
0,00
0,25
0,50
0,75
1,00
Verde-lodo
0,00
0,25
0,50
0,75
1,00
Bofe
0,00 0,25 0,50 0,75 1,00
Chocolate
20
19
18
17
16
Capítulo 4 – Resultados e Discussões
____________________________________________________________________________________
Campos, L.F.A. Composições de Argilas Bentoníticas para Utilização em Fluidos de Perfuração de
Poços de Petróleo
88
4.5.2 Otimização Gráfica para Obtenção de Fluidos com
Propriedades Reológicas Adequadas
Uma importante consideração a respeito das superfícies de resposta é a
possibilidade de se utilizar otimização gráfica para determinação das
composições adequadas englobando todas as variáveis de interesse
envolvidas (Correia et al., 2004).
A solução do sistema de inequações formado pelas equações de
regressão (Tabela 4.11) e pelas restrições estabelecidas pela Petrobras (1998),
conduziu a composições que, de acordo com os modelos matemáticos
escolhidos, são adequadas para produzir dispersões com as características
pretendidas, VA≥15,0 cP, VP≥4,0 cP e VF≤18,0 mL.
As Figuras 4.23, 4.24, 4.25 e 4.26 mostram a intersecção das áreas
definidas para cada propriedade individual (VA, VP e VF), para todas as
condições de aditivação, apresentando a localização da região (região viável,
em cinzento) de composições que satisfazem todas as restrições da Petrobras
(1998) para uso em fluidos de perfuração de poços de petróleo à base de água
e argila.
Capítulo 4 – Resultados e Discussões
____________________________________________________________________________________
Campos, L.F.A. Composições de Argilas Bentoníticas para Utilização em Fluidos de Perfuração de
Poços de Petróleo
89
(a)
(b)
Figura 4.23. Intersecção das superfícies de respostas de (a) VA1, VP1 e VF1 e
(b) VA2, VP2 e VF2, mostrando a gama de composições adequadas para uso
como fluidos de perfuração à base de água (região viável, em cinzento).
0,00
0,25
0,50
0,75
1,00
Verde
0,00
0,25
0,50
0,75
1,00
Bofe
0,00 0,25 0,50 0,75 1,00
Chocolate
V
P
1
=
4
c
P
V
F
1
=
1
8
m
L
........
____
- - - -
VA1 (cP)
VP1 (cP)
VF1 (mL)
VA1 = 15cP
0,00
0,25
0,50
0,75
1,00
Verde
0,00
0,25
0,50
0,75
1,00
Bofe
0,00 0,25 0,50 0,75 1,00
Chocolate
VA2
VF2
VP2
........
- - - -
____
VF2 = 18mL
VP2 = 4cP
VA2 = 15cP
Capítulo 4 – Resultados e Discussões
____________________________________________________________________________________
Campos, L.F.A. Composições de Argilas Bentoníticas para Utilização em Fluidos de Perfuração de
Poços de Petróleo
90
(a)
(b)
Figura 4.24. Intersecção das superfícies de respostas de (a) VA3, VP3 e VF3 e
(b) VA4, VP4 e VF4, mostrando a gama de composições adequadas para uso
como fluidos de perfuração à base de água (região viável, em cinzento).
0,00
0,25
0,50
0,75
1,00
Verde-lodo
0,00
0,25
0,50
0,75
1,00
Bofe
0,00 0,25 0,50 0,75 1,00
Chocolate
VA3 = 15cP
VP3 = 4cP
VF3 = 18 mL
VA3
VF3
VP3
........
____
- - - -
0,00
0,25
0,50
0,75
1,00
Verde-lodo
0,00
0,25
0,50
0,75
1,00
Bofe
0,00 0,25 0,50 0,75 1,00
Chocolate
VP4=4cP
VA4=15cP
VF4=18mL
........
____
- - - -
VA4
VP4
VF4
Capítulo 4 – Resultados e Discussões
____________________________________________________________________________________
Campos, L.F.A. Composições de Argilas Bentoníticas para Utilização em Fluidos de Perfuração de
Poços de Petróleo
91
(a)
(b)
Figura 4.25. Intersecção das superfícies de respostas de (a) VA5, VP5 e VF5 e
(b) VA6, VP6 e VF6, mostrando a gama de composições adequadas para uso
como fluidos de perfuração à base de água (região viável, em cinzento).
0,00
0,25
0,50
0,75
1,00
Verde-lodo
0,00
0,25
0,50
0,75
1,00
Bofe
0,00 0,25 0,50 0,75 1,00
Chocolate
VA5 = 15cP
VF5 = 18mL
VP5 = 4cP
........
____
- - - -
VA5
VP5
VF5
0,00
0,25
0,50
0,75
1,00
Verde-lodo
0,00
0,25
0,50
0,75
1,00
Bofe
0,00 0,25 0,50 0,75 1,00
Chocolate
VA6 = 15cP
VP6 = 4cP
VF6 = 18mL
........
____
- - - -
VA6
VF6
VP6
Capítulo 4 – Resultados e Discussões
____________________________________________________________________________________
Campos, L.F.A. Composições de Argilas Bentoníticas para Utilização em Fluidos de Perfuração de
Poços de Petróleo
92
(a)
(b)
Figura 4.26. Intersecção das superfícies de respostas de (a) VA7, VP7 e VF7 e
(b) VA8, VP8 e VF8, mostrando a gama de composições adequadas para uso
como fluidos de perfuração à base de água (região viável, em cinzento).
0,00
0,25
0,50
0,75
1,00
Verde-lodo
0,00
0,25
0,50
0,75
1,00
Bofe
0,00 0,25 0,50 0,75 1,00
Chocolate
VA = 15cP
VP = 4cP
VF = 18mL
VF = 18mL
........
- - - -
____
VA7
VP7
VF7
0,00
0,25
0,50
0,75
1,00
Verde-lodo
0,00
0,25
0,50
0,75
1,00
Bofe
0,00 0,25 0,50 0,75 1,00
Chocolate
VA8 = 15cP
VP8 = 4cP
VF8 = 18mL
........
- - - -
____
VA8
VP8
VF8
Capítulo 4 – Resultados e Discussões
____________________________________________________________________________________
Campos, L.F.A. Composições de Argilas Bentoníticas para Utilização em Fluidos de Perfuração de
Poços de Petróleo
93
Para condição de aditivação 1 (Figura 4.23(a)), pode-se observar que
para satisfazer às restrições impostas, existem casos em que as quantidades
da argila Verde-lodo devem ser nulas, em formulações constituídas pelas
argilas Bofe e Chocolate. A argila Bofe só poderá ser utilizada em até 64,1%
em peso, neste com 0% da argila Verde-lodo e 35,9% da argila de Chocolate.
A argila Chocolate só poderá ser utilizada em até 62,7% em peso, neste com
0% da argila Verde-lodo e 37,3% da argila Bofe. A argila Verde-lodo só poderá
ser utilizada em até 10,4% em peso, neste com 59,5% da argila Bofe e 30,1%
da argila Chocolate.
Na análise da região viável da Figura 4.23(a), para a condição de
aditivação 1, levando em conta a determinação das porcentagens dos
componentes de tal forma que o uso da argila Chocolate seja minimizado,
observa-se que a composição de 59,5% da argila Bofe, 30,1% da argila
Chocolate e 10,4% da argila Verde-lodo satisfaz essa condição, maximiza o
uso das argilas Bofe e Verde-lodo e atende as normas vigentes para fluidos de
perfuração à base de água e argila.
Para a condição de aditivação 2 (Figura 4.23(b)), pode-se observar que
para satisfazer às restrições impostas, existem casos em que as quantidades
da argila Verde-lodo devem ser nulas, em formulações constituídas pelas
argilas Bofe e Chocolate. A argila Bofe só poderá ser utilizada em até 72,5%
em peso, neste com 0% da argila Verde-lodo e 27,5% da argila de Chocolate.
A argila Chocolate só poderá ser utilizada em até 46,8% em peso, neste com
0% da argila Verde-lodo e 53,2% da argila Bofe. A argila Verde-lodo só poderá
ser utilizada em até 12,9% em peso, neste com 63,6% da argila Bofe e 23,5%
da argila Chocolate.
Na análise da região viável da Figura 4.23(b) para a condição de
aditivação 2, levando em conta a determinação das porcentagens dos
componentes de tal forma que o uso da argila Chocolate seja minimizado,
observa-se que a composição de 63,6% da argila Bofe, 23,5% da argila
Chocolate e 12,9% da argila Verde-lodo satisfaz essa condição, maximiza o
uso das argilas Bofe e Verde-lodo e atende as normas vigentes para fluidos de
perfuração à base de água e argila.
Para a condição de aditivação 3 (Figura 4.24(a)), pode-se observar que
para satisfazer às restrições impostas, existem casos em que as quantidades
Capítulo 4 – Resultados e Discussões
____________________________________________________________________________________
Campos, L.F.A. Composições de Argilas Bentoníticas para Utilização em Fluidos de Perfuração de
Poços de Petróleo
94
da argila Verde-lodo devem ser nulas, em formulações constituídas pelas
argilas Bofe e Chocolate. A argila Bofe só poderá ser utilizada em até 63,4%
em peso, neste com 0% da argila Verde-lodo e 36,6% da argila de Chocolate.
A argila Chocolate só poderá ser utilizada em até 49,0% em peso, neste com
0% da argila Verde-lodo e 51,0% da argila Bofe. A argila Verde-lodo só poderá
ser utilizada em até 11,7% em peso, neste com 54,8% da argila Bofe e 33,5%
da argila Chocolate.
Na análise da região viável da Figura 4.24(a), para a condição de
aditivação 3, levando em conta a determinação das porcentagens dos
componentes de tal forma que o uso da argila Chocolate seja minimizado,
observa-se que a composição de 54,8% da argila Bofe, 33,5% da argila
Chocolate e 11,7% da argila Verde-lodo satisfaz essa condição, maximiza o
uso das argilas Bofe e Verde-lodo e atende as normas vigentes para fluidos de
perfuração à base de água e argila.
Para condição de aditivação 4 (Figura 4.24(b)), pode-se observar que
para satisfazer às restrições impostas, existem casos em que as quantidades
da argila Verde-lodo devem ser nulas, em formulações constituídas pelas
argilas Bofe e Chocolate. A argila Bofe só poderá ser utilizada em até 84,6%
em peso, neste com 0% da argila Verde-lodo e 15,4% da argila de Chocolate.
A argila Chocolate só poderá ser utilizada em até 28,0% em peso, neste com
0% da argila Verde-lodo e 72,0% da argila Bofe. A argila Verde-lodo só poderá
ser utilizada em até 7,5% em peso, neste com 71,0% da argila Bofe e 21,5% da
argila Chocolate.
Na análise da região viável da Figura 4.24(b), para a condição de
aditivação 4, levando em conta a determinação das porcentagens dos
componentes de tal forma que o uso da argila Chocolate seja minimizado,
observa-se que a composição de 84,6% da argila Bofe, 15,4% da argila
Chocolate e 0% da argila Verde-lodo satisfaz essa condição, maximiza o uso
da argila Bofe e atende as normas vigentes para fluidos de perfuração à base
de água e argila.
Para a condição de aditivação 5 (Figura 4.25(a)), pode-se observar que
para satisfazer às restrições impostas, existem casos em que as quantidades
da argila Verde-lodo devem ser nulas, em formulações constituídas pelas
argilas Bofe e Chocolate. A argila Bofe só poderá ser utilizada em até 48,8%
Capítulo 4 – Resultados e Discussões
____________________________________________________________________________________
Campos, L.F.A. Composições de Argilas Bentoníticas para Utilização em Fluidos de Perfuração de
Poços de Petróleo
95
em peso, neste com 0% da argila Verde-lodo e 51,2% da argila Chocolate. A
argila Chocolate só poderá ser utilizada em até 54,7% em peso, neste com 0%
da argila Verde-lodo e 45,3% da argila Bofe. A argila Verde-lodo só poderá ser
utilizada em até 3,5% em peso, neste com 46,5% da argila Bofe e 50,0% da
argila Chocolate.
Na análise da região viável da Figura 4.25(a), para a condição de
aditivação 5, levando em conta a determinação das porcentagens dos
componentes de tal forma que o uso da argila Chocolate seja minimizado,
observa-se que a composição de 46,5% da argila Bofe, 50,0% da argila
Chocolate e 3,5% da argila Verde-lodo satisfaz essa condição, maximiza o uso
das argilas Bofe e Verde-lodo e atende as normas vigentes para fluidos de
perfuração à base de água e argila.
Para a condição de aditivação 6 (Figura 4.25(b)), pode-se observar que
para satisfazer às restrições impostas, existem casos em que as quantidades
da argila Verde-lodo devem ser nulas, em formulações constituídas pelas
argilas Bofe e Chocolate. A argila Bofe só poderá ser utilizada em até 66,2%
em peso, neste com 0% da argila Verde-lodo e 33,8% da argila de Chocolate.
A argila Chocolate só poderá ser utilizada em até 57,1% em peso, neste com
0% da argila Verde-lodo e 42,9% da argila Bofe. A argila Verde-lodo só poderá
ser utilizada em até 26,0% em peso, neste com 54,0% da argila Bofe e 20,0%
da argila Chocolate.
Na análise da região viável da Figura 4.25(b), para a condição de
aditivação 6, levando em conta a determinação das porcentagens dos
componentes de tal forma que o uso da argila Chocolate seja minimizado,
observa-se que a composição de 54,0% da argila Bofe, 20,0% da argila
Chocolate e 26,0% da argila Verde-lodo satisfaz essa condição, maximiza o
uso da argila Bofe e atende as normas vigentes para fluidos de perfuração à
base de água e argila.
Para a condição de aditivação 7 (Figura 4.26(a)), pode-se observar que
para satisfazer às restrições impostas, existem casos em que as quantidades
da argila Verde-lodo devem ser nulas, em formulações constituídas pelas
argilas Bofe e Chocolate. A argila Bofe só poderá ser utilizada em até 43,3%
em peso, neste com 0% da argila Verde-lodo e 56,7% da argila de Chocolate.
A argila Chocolate só poderá ser utilizada em até 61,6% em peso, neste com
Capítulo 4 – Resultados e Discussões
____________________________________________________________________________________
Campos, L.F.A. Composições de Argilas Bentoníticas para Utilização em Fluidos de Perfuração de
Poços de Petróleo
96
0% da argila Verde-lodo e 38,4% da argila Bofe. A argila Verde-lodo só poderá
ser utilizada em até 8,1% em peso, neste com 40,6% da argila Bofe e 51,3% da
argila Chocolate.
Na análise da região viável da Figura 4.26(a), para a condição de
aditivação 7, levando em conta a determinação das porcentagens dos
componentes, de tal forma que o uso da argila Chocolate seja minimizado,
observa-se que a composição de 40,6% da argila Bofe, 51,3% da argila
Chocolate e 8,1% da argila Verde-lodo satisfaz essa condição, maximiza o uso
das argilas Bofe e Verde-lodo e atende as normas vigentes para fluidos de
perfuração à base de água e argila.
Para a condição de aditivação 8 (Figura 4.26(b)), pode-se observar que
para satisfazer às restrições impostas, existem casos em que as quantidades
da argila Verde-lodo devem ser nulas, em formulações constituídas pelas
argilas Bofe e Chocolate. A argila Bofe só poderá ser utilizada em até 66,8%
em peso, neste com 0% da argila Verde-lodo e 33,2% da argila de Chocolate.
A argila Chocolate só poderá ser utilizada em até 49,0% em peso, neste com
0% da argila Verde-lodo e 51,0% da argila Bofe. A argila Verde-lodo só poderá
ser utilizada em até 8,3% em peso, neste com 56,6% da argila Bofe e 35,1% da
argila Chocolate.
Na análise da região viável da Figura 4.26(b), para a condição de
aditivação 8, levando em conta a determinação das porcentagens dos
componentes de tal forma que o uso da argila Chocolate seja minimizado,
observa-se que a composição de 66,8% da argila Bofe, 33,2% da argila
Chocolate e 0% da argila Verde-lodo satisfaz essa condição, maximiza o uso
da argila Bofe e atende as normas vigentes para fluidos de perfuração à base
de água e argila.
Na análise conjunta das regiões viáveis, que apresentam uma gama de
composições adequadas para uso como fluidos de perfuração à base de água,
para todos os parâmetros de aditivação estudados foi possível observar que a
adequação dos processos de mistura e do teor de carbonato de sódio para
sistemas formados pelas composições binárias e ternárias das argilas Bofe,
Chocolate e Verde-lodo vai depender da proporção de cada argila presente na
composição, uma vez que as argilas individuais apresentam comportamentos
Capítulo 4 – Resultados e Discussões
____________________________________________________________________________________
Campos, L.F.A. Composições de Argilas Bentoníticas para Utilização em Fluidos de Perfuração de
Poços de Petróleo
97
reológicos bem diferenciados quando tratadas com os teores de carbonato de
sódio estudados.
Para um melhor entendimento, tomando-se como exemplo os pontos
extremos das regiões encontradas, que apontam a quantidade máxima
permissível de cada argila nas composições binárias ou ternárias (composições
adequadas para uso como fluidos de perfuração à base de água) calculadas
pelos modelos matemáticos correspondentes, para os diversos parâmetros de
aditivação (Figuras 4.27, 4.28 e 4.29), observa-se que os parâmetros 2
(processo B e 75 meq de Na
2
CO
3
/100g de argila seca) e 4 (processo B e 100
meq de Na
2
CO
3
/100g de argila seca) favorecem a utilização da argila Bofe em
maior quantidade e, conseqüentemente, da argila Chocolate em menor
quantidade. Os parâmetros que favorecem a utilização da argila Verde-lodo nas
quantidades máximas permissíveis são os parâmetros 2 (processo B e 75 meq
de Na
2
CO
3
/100g de argila seca) e 6 (processo B e 125 meq de Na
2
CO
3
/100g
de argila seca).
12345678
0
20
40
60
80
100
Quantidade de argila em peso (%)
Parâmetros de Aditivação
Quantidade máxima de argila Chocolate
Quantidade de argila Bofe
Figura 4.27. Quantidade máxima calculada da argila Chocolate em
composições de Chocolate e Bofe que satisfazem às restrições da Petrobras
para todos os parâmetros de aditivação estudados.
Capítulo 4 – Resultados e Discussões
____________________________________________________________________________________
Campos, L.F.A. Composições de Argilas Bentoníticas para Utilização em Fluidos de Perfuração de
Poços de Petróleo
98
12345678
0
20
40
60
80
100
Quantidade de argila em peso (%)
Parâmetros de Aditivação
Quantidade máxima da argila Bofe
Quantidade da argila Chocolate
Figura 4.28. Quantidade máxima calculada da argila Bofe em composições de
Bofe e Chocolate que satisfazem às restrições da Petrobras para todos os
parâmetros de aditivação estudados.
12345678
0
20
40
60
80
100
Quantidade de argila em peso (%)
Parâmetros de Aditivação
Quantidade máxima da argila Verde-lodo
Quantidade da argila Chocolate
Quantidade da argila Bofe
Figura 4.29. Quantidade máxima calculada da argila Verde-lodo em
composições de Bofe, Chocolate e Verde-lodo que satisfazem às restrições da
Petrobras para todos os parâmetros de aditivação estudados.
Observa-se que o processo B de mistura, processo em que a mistura
das argilas é realizada após transformação das argilas individuais em sódicas,
em todos os teores de carbonato de sódio utilizados, potencializa o uso das
argilas Bofe e Verde-lodo e minimiza o uso da argila Chocolate. Esta diferença
sugere, possivelmente, que ocorrem modificações nas trocas catiônicas que
dependem do tipo de processo utilizado e das proporções das argilas na
composição.
Para os sistemas formados por composições das argilas Bofe,
Chocolate e Verde-lodo, as mudanças nos parâmetros reológicos e no estado
Capítulo 4 – Resultados e Discussões
____________________________________________________________________________________
Campos, L.F.A. Composições de Argilas Bentoníticas para Utilização em Fluidos de Perfuração de
Poços de Petróleo
99
de floculação/defloculação do sistema podem ser explicadas através das
interações entre as partículas do sistema formado com as argilas individuais. A
argila Bofe contribui para um estado de menor floculação enquanto as argilas
Chocolate e Verde-lodo contribuem para um estado de maior floculação.
Conclui-se que os dois processos de mistura estudados, como também
os diferentes teores de carbonato de sódio, apresentam influência considerável
sobre os parâmetros reológicos das composições e, dependendo da
composição das argilas, favorecem ou não a melhoria das propriedades
reológicas.
Dentre todas as composições encontradas nas regiões viáveis, a
composição binária de 84,6% da argila Bofe e 15,4% da argila Chocolate,
submetida ao processo B de mistura e aditivada com 100 meq de Na
2
CO
3
/
100g de argila seca, merece destaque visto que é bastante promissora, pois
atende as normas vigentes para fluidos de perfuração à base de água e argila
e é constituída por uma grande quantidade de argila Bofe (argila considerada
de qualidade inferior).
4.5.3 Validação dos Modelos
Com o objetivo de validar os modelos e os resultados obtidos com a
resolução das equações para todos os parâmetros de aditivação, foram
selecionadas as composições apresentadas na Tabela 4.14. A Tabela 4.14
mostra as formulações de teste, os valores medidos das propriedades e os
valores preditos pelos modelos.
Capítulo 4 – Resultados e Discussões
____________________________________________________________________________________
Campos, L.F.A. Composições de Argilas Bentoníticas para Utilização em Fluidos de Perfuração de
Poços de Petróleo
100
Tabela 4.14. Composições utilizadas nos testes dos modelos e os respectivos
valores observados e previstos de VA, VP e VF
Parâmetros de
Aditivação
Proporções dos
Componentes
(%)
Valores
Previstos
Valores
Observados
Teores de
Na
2
CO
3
(meq/100g de
argila seca)
Processos
B C V
VA
(cP)
VP
(cP)
VF
(mL)
VA
(cP)
VP
(cP)
VF
(mL)
1 A 59,5 30,1 10,4 15,0 4,0 16,6 14,5 5,0 17,6
2
75
B 63,6 23,5 12,9 15,4 4,0 18,0 15,7 4,5 18,0
3 A 54,8 33,5 11,7 15,0 4,0 15,8 15,3 5,0 16,4
4
100
B 84,6 15,4 0,0 15,0 4,6 17,8 14,7 5,0 18,4
5 A 46,5 50,0 3,5 15,0 4,0 14,7 15,0 4,5 15,4
6
125
B 54,0 20,0 26,0 15,0 4,0 17,9 15,5 4,5 17,2
7 A 40,6 51,3 8,1 15,0 4,0 14,8 15,0 4,5 14,6
8
150
B 66,8 33,2 0,0 15,0 4,5 16,8 16,0 4,5 15,8
Como já mencionado no item 4.5 deste capítulo, para que uma
regressão não seja apenas estatisticamente significativa, mas também útil para
realizar previsões, o valor da razão entre o F calculado e o F tabelado deve ser
no mínimo de quatro a cinco vezes o valor do F tabelado (Box & Wetz, 1973).
Essa condição é amplamente satisfeita para os modelos encontrados (Tabela
4.12), exceto para VF3 e VF8.
Observa-se que as medidas experimentais de VA, VP e VF encontram-
se próximas das estimativas calculadas pelos modelos correspondentes. A
pequena variabilidade entre os valores previstos e os valores observados
experimentalmente, confirmam o comportamento observado através da análise
de variância dos modelos ajustados a estas variáveis e quanto maior o valor da
razão entre o F calculado e o F tabelado mais coerente é a previsão de VA, VP
Capítulo 4 – Resultados e Discussões
____________________________________________________________________________________
Campos, L.F.A. Composições de Argilas Bentoníticas para Utilização em Fluidos de Perfuração de
Poços de Petróleo
101
e VF, é o caso das variáveis de resposta VA1, VA3, VA5, VA7, VA8, VP5, VP7
e VF2.
Em geral, os resultados obtidos com os modelos escolhidos para as
formulações contendo as argilas Bofe, Chocolate e Verde-lodo, quando
comparados com os resultados obtidos experimentalmente mostram que os
modelos empíricos são significativamente eficazes para previsão dos
resultados das propriedades estudadas, ou seja, são preditivos.
4.6 Tratamentos de Degradação
Neste item são apresentados e discutidos os resultados das
propriedades obtidos através do tratamento de degradação das dispersões das
composições selecionadas: a composição VB composta pelas argilas Verde-
lodo e Bofe nas proporções de 66,7% e 33,3% respectivamente e a
composição BCV composta pelas argilas Bofe, Chocolate e Verde-lodo nas
proporções de 66,7%, 16,7% e 16,7% respectivamente. As composições foram
submetidas aos processos de mistura A e B e tratadas com solução
concentrada de Na
2
CO
3
na concentração de 75 meq/100 g de argila e com os
aditivos secundários sulfato de cálcio (CaSO
4
), cloreto de sódio (NaCl), cloreto
de cálcio (CaCl
2
) e cloreto de magnésio (MgCl
2
).
Na Tabela 4.15 e na Figura 4.30, estão apresentados os resultados das
propriedades, viscosidades aparente (VA) e plástica (VP), e o volume de
filtrado (VF) das dispersões preparadas com a composição VB (66,7%+33,3%)
na forma sódica antes e após tratamentos de degradação.
Mediante análise dos resultados, observa-se pequena redução nos
valores de VA e aumento nos valores de VF, após tratamentos de degradação
com CaSO
4
, indicando que a presença do íon cálcio inibiu a hidratação das
partículas de argila, provavelmente, com interações entre partículas do tipo
face-a-face. A concentração de 74,5 meq de CaSO
4
/100g de argila é a que
conduz às dispersões ao maior estágio de degradação, concentração na qual
são obtidos maiores valores de VF.
Através dos resultados dos tratamentos de degradação após adição e
aumento na concentração do NaCl para a composição VB submetida ao
Capítulo 4 – Resultados e Discussões
____________________________________________________________________________________
Campos, L.F.A. Composições de Argilas Bentoníticas para Utilização em Fluidos de Perfuração de
Poços de Petróleo
102
processo A de mistura, observa-se diminuição nos valores de VA e aumento
dos valores de VF. Para a composição VB submetida ao processo B de
mistura, observa-se o aumento de VA para as concentrações de 34,5 e 172,5
meq de NaCl/100g de argila seguido de diminuição de VA para a concentração
de 345,1 meq de NaCl/100g de argila.
Variações são observadas, para os valores de VA, VP e VF, quando as
composições são submetidas aos diferentes processos de mistura, supõe-se
que isto ocorra devido a diferentes processos de troca catiônica que ocorre na
transformação das argilas ou das suas composições em sódicas.
Na concentração mais elevada de NaCl, 345,1 meq de NaCl/100g de
argila, independente do processo de mistura utilizado, as associações do tipo
face-a-face tornam-se predominantes, traduzido pelos baixos valores de VA e
elevados valores de VF.
Através dos resultados dos tratamentos de degradação da dispersão
preparada com a composição VB, processo A de mistura, aditivada com 20,0
meq de MgCl
2
/100 g de argila seca + 20,0 meq de CaCl
2
/100 g de argila seca,
observou-se que VA diminui e VF aumenta após contaminação. Para a
dispersão da composição VB submetida ao processo B de mistura observa-se
discreto aumento de VA e VF.
Após tratamento com todos os sais em conjunto, CaSO
4
+ NaCl + MgCl
2
+ CaCl
2
nas concentrações de 74,5 meq/100 g de argila seca + 34,5 meq/100 g
de argila seca + 20,0 meq/100 g de argila seca + 20,0 meq/100 g de argila
seca, respectivamente, observou-se uma diminuição considerável de VA e
aumento drástico de VF, promovendo a perda das propriedades estudadas.
A diminuição nas viscosidades das dispersões frente aos agentes de
degradação é conseqüência da sensibilidade do sistema argila-água aos sais
que, quando adicionados, reduzem a espessura da camada de água adsorvida
ao redor das partículas de argila, promovendo sua floculação. Como
conseqüência da perda de viscosidade, pode-se ter um aumento em VF, como
observado. Este aumento deve-se à diminuição da energia de ligação entre as
partículas de argila e as moléculas de água, aumentando a quantidade de água
livre do sistema (Amorim, 2003).
Capítulo 4 – Resultados e Discussões
____________________________________________________________________________________
Campos, L.F.A. Composições de Argilas Bentoníticas para Utilização em Fluidos de Perfuração de
Poços de Petróleo
103
Tabela 4.15. Propriedades reológicas, VA e VP, VF e pH das dispersões da
composição VB (66,7%+33,3%) na forma sódica antes e após tratamentos de
degradação
Processo A Processo B
Tratamentos
Concentrações
(meq/100g de
argila)
VA
(cP)
VP
(cP)
VF
(mL)
pH
VA
(cP)
VP
(cP)
VF
(mL)
pH
24,8
10,2 3,5 21,0 9,4 13,5 3,0 24,1 9,5
49,7
12,0 3,0 22,4 9,1 12,0 2,5 24,0 9,2
CaSO
4
74,5
11,2 3,0 24,4 8,7 11,8 3,0 27,6 8,8
34,5
12,0 3,0 22,2 9,5 16,5 2,5 22,4 9,6
172,5
12,8 2,0 27,6 9,4 16,3 3,0 28,2 9,4
NaCl
345,1
8,5 2,5 33,0 9,2 11,2 4,0 32,4 9,3
MgCl
2
+ CaCl
2
20,0+20,0
11,2 2,5 25,4 9,0 15,5 2,5 26,4 9,3
CaSO
4
+ NaCl +
CaCl
2
+ MgCl
2
74,5+34,5+
20,0+20,0
2,8 2,0 56,4 8,4 3,0 2,0 56,5 8,5
Antes do tratamento de
degradação
13,9 3,5 18,9 10,0 12,2 4,0 22,0 10,2
Especificação N-2604
(Petrobras, 1998)
VA≥15,0 VP≥4,0 VF≤18,0 pH≤10,0
Em geral, dependendo dos processos de mistura, das características
reológicas individuais das argilas utilizadas na composição e da concentração
de sal, as associações entre partículas formadas determinam o comportamento
reológico das dispersões.
Comparando os resultados apresentados com a especificação N-2604
(Petrobras, 1998), observa-se que após o tratamento de degradação os valores
de VA, VP e VF se distanciam dos limites sugeridos. A contaminação das
dispersões da composição VB, pela adição dos sais estudados, promove a
perda das suas propriedades reológicas, tornando-as inadequadas ao uso
como fluidos de perfuração de poços à base de água.
Capítulo 4 – Resultados e Discussões
____________________________________________________________________________________
Campos, L.F.A. Composições de Argilas Bentoníticas para Utilização em Fluidos de Perfuração de
Poços de Petróleo
104
0
5
10
15
20
25
30
35
40
45
50
CaSO
4
+ NaCl + MgCl
2
+ CaCl
2
VF
≤
18,0 mL
Viscosidade (cP)
VAprocessoA
VAprocessoB
VPprocessoA
VPprocessoB
Sem sal
VFprocessoA
VFprocessoB
34,5
17
2,
5
3
45,
1
NaCl
74,5+34,5+20,0+20,0
Concentração de sal (meq/100g de argila seca)
10
15
20
25
30
35
40
45
50
55
60
Volume de Filtrado (mL)
24,8
49
,7
7
4,5
CaSO
4
20,0 + 20,0
MgCl
2
+ CaCl
2
VP
≥
4,0 cP
VA
≥
15,0 cP
Limites Petrobras
Figura 4.30. Propriedades reológicas, VA, VP e VF das dispersões da
composição VB (66,7%+33,3%) na forma sódica antes e após tratamentos de
degradação.
Na Tabela 4.16 e na Figura 4.31, estão apresentados os resultados das
propriedades, viscosidades aparente (VA) e plástica (VP), e o volume de
filtrado (VF) das dispersões preparadas com a composição BCV (66,7% +
16,7% + 16,7%) na forma sódica antes e após tratamentos de degradação.
Mediante análise dos resultados, observa-se redução nos valores de VA
e VP e aumento nos valores de VF, após tratamentos de degradação com
CaSO
4
. A concentração de 74,5 meq de CaSO
4
/100g de argila é a que conduz
às dispersões maior estágio de degradação, concentração na qual são obtidos
maiores valores de VF.
Através dos resultados dos tratamentos de degradação após adição e
aumento na concentração do NaCl para a composição BCV submetida ao
processo A de mistura, observa-se diminuição nos valores de VA e aumento
dos valores de VF. Para a composição BCV submetida ao processo B de
mistura, observa-se o discreto aumento de VA para a concentração de 34,5
meq de NaCl/100g de argila seguido de diminuição de VA para as
concentrações de 172,5 e 345,1 meq de NaCl /100g de argila.
Para as concentrações mais elevadas de NaCl, independente do
processo de mistura utilizado, as associações do tipo face-a-face tornam-se
predominantes, traduzido pelos baixos valores de VA e elevados valores de
VF.
Capítulo 4 – Resultados e Discussões
____________________________________________________________________________________
Campos, L.F.A. Composições de Argilas Bentoníticas para Utilização em Fluidos de Perfuração de
Poços de Petróleo
105
Através dos resultados dos tratamentos de degradação da dispersão
preparada com a composição BCV, aditivada com 20,0 meq de MgCl
2
/100 g de
argila seca + 20,0 meq de CaCl
2
/100 g de argila seca, observou-se que VA e
VP diminuem e VF aumenta após contaminação.
Após tratamento com todos os sais em conjunto, CaSO
4
+ NaCl + MgCl
2
+ CaCl
2
nas concentrações de 74,5 meq/100 g de argila seca + 34,5 meq/100 g
de argila seca + 20,0 meq/100 g de argila seca + 20,0 meq/100 g de argila seca
respectivamente, observou-se uma diminuição considerável de VA e VP e
aumento drástico de VF, promovendo a perda das propriedades reológicas.
Comparando os resultados apresentados com a especificação N-2604
(Petrobras, 1998), observa-se que após o tratamento de degradação os valores
de VA, VP e VF se distanciam dos limites sugeridos. A contaminação das
dispersões da composição BCV, pela adição dos sais nas concentrações
estudadas, promove a perda das propriedades estudadas, tornando-as
inadequadas ao uso como fluidos de perfuração de poços à base de água.
Os baixos valores de VA e VP indicam que o fluido não transportará de
forma eficiente até a superfície os detritos gerados pela perfuração, causando
uma má limpeza do poço, e, como conseqüência, trancamentos e prisões da
coluna de perfuração. Os elevados valores de VF, por sua vez, indicam
invasões excessivas de filtrado nas formações geológicas, podendo ocorrer
desmoronamento de formações hidratáveis e redução do diâmetro do poço em
virtude da formação de rebocos muito espessos, devido à alta permeabilidade
da formação. Além disso, filtrados elevados contribuem fortemente para o
processo de prisão diferencial, e ainda, para a perda total ou parcial do fluido
de perfuração para as formações geológicas. Esta perda pode ocorrer a
qualquer profundidade onde a pressão total exercida pelo fluido excede a
pressão total contrária da formação, ocorrendo assim à fuga da fase contínua
do fluido, podendo provocar desmoronamentos nas formações sobrejacentes,
deposição dos detritos de perfuração sobre a broca e interrupção prolongada
da sondagem. Estes problemas são fatores decisivos na elevação dos custos
da perfuração, podendo reduzir o avanço da perfuração (Pereira, 2006b e
Darley & Gray, 1988).
Capítulo 4 – Resultados e Discussões
____________________________________________________________________________________
Campos, L.F.A. Composições de Argilas Bentoníticas para Utilização em Fluidos de Perfuração de
Poços de Petróleo
106
Tabela 4.16. Propriedades reológicas, VA e VP, VF e pH das dispersões da
composição BCV (66,7% + 16,7% + 16,7%) na forma sódica antes e após
tratamentos de degradação
Processo A Processo B
Tratamentos
Concentrações
(meq/100g de
argila)
VA
(cP)
VP
(cP)
VF
(mL)
pH
VA
(cP)
VP
(cP)
VF
(mL)
pH
24,8 9,5 4,5 19,4 9,5 14,0 4,5 21,8 9,4
49,7 8,8 3,5 22,6 9,1 13,8 3,0 22,8 9,0
CaSO
4
74,5 7,5 2,5 25,2 8,6 10,5 3,0 27,0 8,2
34,5 9,5 4,0 16,8 9,5 14,8 4,0 18,6 8,7
172,5 7,5 3,0 29,4 9,3 11,8 3,0 29,5 9,2
NaCl
345,1 7,0 3,0 32,6 8,7 8,0 3,5 35,4 8,9
MgCl
2
+ CaCl
2
20,0+20,0 7,8 3,0 26,2 9,0 11,0 2,0 28,2 8,9
CaSO
4
+ NaCl+
CaCl
2
+ MgCl
2
74,5+34,5+
20,0+20,0
4,5 2,5 55,8 8,4 4,5 2,5 54,6 8,4
Antes do tratamento de
degradação
13,2 4,0 18,8 10,0 13,5 4,5 18,8 10,0
Especificação N-2604
(Petrobras, 1998)
VA≥15,0 VP≥4,0 VF≤18,0 pH≤10,0
0
0
5
10
15
20
25
30
35
40
45
50
CaSO
4
+ NaCl + MgCl
2
+ CaCl
2
VF ≤ 18,0 mL
Viscosidade (cP)
VAprocessoA
VAprocessoB
VPprocessoA
VPprocessoB
Sem sal
VFprocessoA
VFprocessoB
3
4,5
172,5
345,1
-
-
NaCl
74,5+34,5+20,0+20,0--
Concentração de sal (meq/100g de argila seca)
10
15
20
25
30
35
40
45
50
55
60
Volume de Filtrado (mL)
2
4,8
4
9,7
7
4,5
--
CaSO
4
20,0 + 20,0
MgCl
2
+ CaCl
2
VP ≥ 4,0 cP
VA
≥ 15,0 cP
Limites Petrobras
Figura 4.31. Propriedades reológicas, VA, VP e VF das dispersões da
composição BCV (66,7% + 16,7% + 16,7%) na forma sódica antes e após
tratamentos de degradação.
Capítulo 4 – Resultados e Discussões
____________________________________________________________________________________
Campos, L.F.A. Composições de Argilas Bentoníticas para Utilização em Fluidos de Perfuração de
Poços de Petróleo
107
Após análise dos resultados de VA, VP e VF das dispersões tratadas
com as diversas concentrações de sulfato de cálcio (CaSO
4
), cloreto de sódio
(NaCl), cloreto de cálcio (CaCl
2
) e cloreto de magnésio (MgCl
2
), foram
escolhidas para os tratamentos de proteção e recuperação as seguintes
concentrações dos agentes de degradação: CaSO
4
- 74,5 meq/100 g de argila
seca; NaCl - 34,5 meq/100 g de argila seca; MgCl
2
+ CaCl
2
- 20,0 meq/100 g
de argila seca + 20,0 meq/100 g de argila seca e CaSO
4
+ NaCl + MgCl
2
+
CaCl
2
- 74,5 meq/100 g de argila seca + 34,5 meq/100 g de argila seca + 20,0
meq/100 g de argila seca + 20,0 meq/100 g de argila seca. Estas
concentrações foram escolhidas através da análise de resultados de pré-
tratamentos das dispersões degradadas, escolhendo os teores dos sais que
permitem a ação de proteção e recuperação dos polímeros utilizados neste
estudo.
4.7 Tratamentos de Proteção e Recuperação
Neste item são apresentados e discutidos os resultados obtidos através
da incorporação dos aditivos poliméricos (CMC BV, CMC MV e CMC AV) e dos
tratamentos de proteção e recuperação das dispersões das composições
selecionadas: a composição VB composta pelas argilas Verde-lodo e Bofe nas
proporções de 66,7% e 33,3% respectivamente e a composição BCV composta
pelas argilas Bofe, Chocolate e Verde-lodo nas proporções de 66,7%, 16,7% e
16,7% respectivamente.
As composições foram submetidas aos processos de mistura A e B,
aditivadas com 75 meq de Na
2
CO
3
/100 g de argila e tratadas com três
diferentes concentrações de cada aditivo polimérico: 0,2 g/24,3 g de argila
seca, 0,3 g/24,3 g de argila seca e 0,4 g/24,3 g de argila seca. Nos texto estas
concentrações dos polímeros CMC BV, CMC MV e CMC AV foram tratadas
apenas como 0,2 g, 0,3 g e 0,4 g. Os agentes de degradação foram utilizados
nas seguintes concentrações: CaSO
4
- 74,5 meq/100 g de argila seca; NaCl -
34,5 meq/100 g de argila seca; MgCl
2
+ CaCl
2
- 20,0 meq/100 g de argila seca
+ 20,0 meq/100 g de argila seca e CaSO
4
+ NaCl + MgCl
2
+ CaCl
2
- 74,5
meq/100 g de argila seca + 34,5 meq/100 g de argila seca + 20,0 meq/100 g de
Capítulo 4 – Resultados e Discussões
____________________________________________________________________________________
Campos, L.F.A. Composições de Argilas Bentoníticas para Utilização em Fluidos de Perfuração de
Poços de Petróleo
108
argila seca + 20,0 meq/100 g de argila seca. Para facilitar as discussões dos
resultados, os agentes de degradação, nas concentrações supracitadas, foram
designados da seguinte forma: AD1 - CaSO
4
; AD2 - NaCl; AD3 - MgCl
2
+ CaCl
2
e AD4 - CaSO
4
+ NaCl + MgCl
2
+ CaCl
2
(todos os sais em conjunto).
4.7.1 Composição VB (66,7%+33,3%)
Na Tabela 4.17 e nas Figuras 4.32 e 4.33, estão apresentados os
resultados das propriedades, viscosidades aparente (VA) e plástica (VP), e o
volume de filtrado (VF) das dispersões preparadas com a composição VB
(66,7%+33,3%) na forma sódica antes e após tratamentos de proteção e
recuperação com o CMC BV.
Na Tabela 4.18 e nas Figuras 4.34 e 4.35, estão apresentados os
resultados das propriedades, viscosidades aparente (VA) e plástica (VP), e o
volume de filtrado (VF) das dispersões preparadas com a composição VB
(66,7%+33,3%) na forma sódica antes e após tratamentos de proteção e
recuperação com o CMC MV.
Na Tabela 4.19 e nas Figuras 4.36 e 4.37, estão apresentados os
resultados das propriedades, viscosidades aparente (VA) e plástica (VP), e o
volume de filtrado (VF) das dispersões preparadas com a composição VB
(66,7%+33,3%) na forma sódica antes e após tratamentos de proteção e
recuperação com o CMC AV.
Observa-se que a incorporação do CMC BV conduziu às dispersões da
composição VB na forma sódica a menores valores de VA, maiores valores de
VP e menores valores de VF, com VA distanciando-se dos limites
especificados pela Petrobras e VP e VF de acordo com os limites. Os menores
valores de VA devem-se ao fato do CMC BV ser um polímero de cadeia curta,
com ação viscosificante menos pronunciada, apresentando como função
principal reduzir as perdas por filtração. Os polímeros de cadeia curta agem
geralmente como defloculantes, pois proporcionam uma máxima adsorção das
suas cadeias poliméricas nas superfícies das partículas de argila, uma a uma,
recobrindo-as, diminuindo as interações elétricas atrativas e aumentando a
distância entre elas (Güngör e Karaoglan, 2001).
Capítulo 4 – Resultados e Discussões
____________________________________________________________________________________
Campos, L.F.A. Composições de Argilas Bentoníticas para Utilização em Fluidos de Perfuração de
Poços de Petróleo
109
O tratamento de proteção com o CMC BV frente aos agentes de
degradação AD1, AD2, AD3 mostrou que o CMC BV preserva os valores de VP
e VF. Os valores de VA são alterados, apresentam-se maiores para menores
concentrações de CMC BV e à medida que o teor de CMC BV aumenta os
valores de VA diminuem, ou seja, o polímero continua atuando para promover
a defloculação do sistema.
O tratamento de proteção com o CMC BV frente ao agente de
degradação AD4 mostrou que o CMC BV não preserva as propriedades
reológicas das dispersões, que são afetadas pelo conjunto de sais utilizados.
O tratamento de recuperação com o CMC BV frente aos agentes de
degradação AD1, AD2, AD3 mostrou que o CMC BV melhora as propriedades
VP e VF, mas não recupera VA, comportamento esperado, já que o CMC BV é
um polímero de cadeia curta que não possui ação viscosificante.
O tratamento de recuperação com o CMC BV frente ao agente de
degradação AD4 não recupera as propriedades reológicas das dispersões.
Em geral, o CMC BV protege e melhora VP e VF das dispersões
degradadas com os sais CaSO
4
, NaCl, CaCl
2
+ MgCl
2
nas concentrações
estudadas.
Observa-se que a incorporação do CMC MV conduziu às dispersões da
composição VB na forma sódica a acréscimos nos valores de VA e VP e
reduções dos valores de VF. Para os teores de 0,3g (processo A de mistura) e
0,4g (processos A e B de mistura) de CMC MV adicionados à composição VB
as propriedades VA, VP e VF apresentaram-se de acordo com os limites da
Petrobras (1998). Os valores mais elevados de VA com relação aos resultados
obtidos após tratamento com CMC BV devem-se ao fato do CMC MV ser um
polímero de cadeia média, com ação viscosificante.
O tratamento de proteção com o CMC MV frente aos agentes de
degradação AD1, AD2, AD3 mostrou que os valores de VA são alterados e
apresentam-se maiores quanto maior o teor de CMC MV. O CMC MV protege
na presença do AD1 (CaSO
4
) e do AD3 (MgCl
2
+ CaCl
2
), mas não apresenta
resultados satisfatórios na presença do AD2 (NaCl).
O tratamento de proteção com o CMC MV frente ao agente de
degradação AD4 mostrou que o CMC MV não preserva as propriedades
reológicas das dispersões, que são afetadas pelo conjunto de sais utilizados.
Capítulo 4 – Resultados e Discussões
____________________________________________________________________________________
Campos, L.F.A. Composições de Argilas Bentoníticas para Utilização em Fluidos de Perfuração de
Poços de Petróleo
110
O tratamento de recuperação com o CMC MV frente aos agentes de
degradação AD1, AD2, AD3 mostrou que o CMC MV recupera as propriedades
VA, VP e VF.
O tratamento de recuperação com o CMC MV frente ao agente de
degradação AD4 não recupera as propriedades reológicas das dispersões,
exceto os valores de VF.
Em geral, o CMC MV protege e recupera VA, VP e VF das dispersões
degradadas com os sais CaSO
4
e CaCl
2
+ MgCl
2
nas concentrações
estudadas.
Observa-se que a incorporação do CMC AV conduziu às dispersões da
composição VB na forma sódica a valores mais elevados de VA e VP e valores
reduzidos de VF, com as propriedades VA, VP e VF de acordo com os limites
da Petrobras (1998), para todos teores estudados. Os maiores valores de VA
devem-se ao fato do CMC AV ser um polímero de cadeia longa, com ação
viscosificante.
O tratamento de proteção com o CMC AV frente aos agentes de
degradação AD1, AD2, AD3 mostrou que o CMC AV preserva as propriedades
das dispersões nas presenças dos sais estudados.
O tratamento de proteção com o CMC AV frente ao agente de
degradação AD4 mostrou que o CMC AV preserva as propriedades VP e VF
para concentrações de 0,4g de CMC AV, sugerindo-se que com a adição de
uma concentração maior deste polímero seja possível preservar todas as
propriedades das dispersões que são afetadas pelo conjunto de sais utilizados.
O tratamento de recuperação com o CMC AV frente aos agentes de
degradação AD1, AD2, AD3 mostrou que o CMC AV recupera as propriedades
VA, VP e VF.
O tratamento de recuperação com o CMC AV frente ao agente de
degradação AD4 não recupera as propriedades reológicas das dispersões.
O comportamento reológico das dispersões frente à ação do polímero
CMC AV é similar ao comportamento das dispersões frente à ação do CMC
MV. O aumento nas viscosidades e a redução no volume de filtrado era
esperado por serem dois polímeros de ação viscosificante que têm como
função melhorar a reologia e reduzir as perdas por filtração.
Capítulo 4 – Resultados e Discussões
____________________________________________________________________________________
Campos, L.F.A. Composições de Argilas Bentoníticas para Utilização em Fluidos de Perfuração de
Poços de Petróleo
111
Em geral, o CMC AV protege e recupera VA, VP e VF das dispersões
degradadas com os sais CaSO
4
, NaCl e CaCl
2
+ MgCl
2
nas concentrações
estudadas.
Uma análise conjunta dos resultados das propriedades VA, VP e VF das
dispersões da composição VB, submetidas aos tratamentos com os polímeros
CMC BV, CMC MV e CMC AV e à degradação com CaSO
4
, MgCl
2
+ CaCl
2
,
NaCl e com todos os sais em conjunto nas concentrações estudadas, permite
concluir que o CMC BV protege e melhora VP e VF das dispersões degradadas
com os sais CaSO
4
, NaCl, CaCl
2
+ MgCl
2
, o CMC MV protege e recupera as
propriedades das dispersões degradadas com os sais CaSO
4
e CaCl
2
+ MgCl
2
e o CMC AV protege e recupera as propriedades das dispersões degradadas
com os sais CaSO
4
, NaCl, CaCl
2
+ MgCl
2
e protegendo também as
propriedades de VP e VF das dispersões degradadas com todos os sais em
conjunto.
Capítulo 4 – Resultados e Discussões
____________________________________________________________________________________
Campos, L.F.A. Composições de Argilas Bentoníticas para Utilização em Fluidos de Perfuração de
Poços de Petróleo
112
Tabela 4.17. Propriedades reológicas, VA e VP, VF e pH das dispersões da
composição VB (66,7%+33,3%) na forma sódica antes e após tratamentos de
proteção e recuperação com o CMC BV
Processo A Processo B
Tratamentos
CMC BV
(g)
Sais
VA
(cP)
VP
(cP)
VF
(mL)
pH
VA
(cP)
VP
(cP)
VF
(mL)
pH
Na
2
CO
3
0,0 0,0 13,9 3,5 18,9 10,0 12,2 4,0 22,0 10,2
0,2 8,5 4,5 12,0 9,6 9,0 4,5 14,2 9,7
0,3 9,5 5,0 11,5 9,7 9,5 5,0 12,0 9,7
CMC BV
0,4
0,0
9,8 5,0 11,2 9,7 10,2 5,0 12,1 9,7
AD1 11,2 3,0 24,4 8,7 11,8 3,0 27,6 8,8
AD2 12,0 3,0 22,2 9,5 16,5 2,5 22,4 9,6
AD3 11,2 2,5 25,4 9,0 15,5 2,5 26,4 9,3
Degradação
0,0
AD4 2,8 2,0 56,4 8,4 3,0 2,0 56,5 8,5
0,2 20,5 8,5 13,2 8,6 16,0 5,5 14,2 8,7
0,3 18,3 9,0 11,5 8,6 13,5 5,5 12,8 8,7
0,4
AD1
14,5 5,5 11,2 8,6 11,3 5,0 12,4 8,8
0,2 15,8 4,5 13,0 9,6 11,8 4,5 13,0 9,6
0,3 14,3 5,0 11,8 9,5 11,5 5,0 12,8 9,5
0,4
AD2
14,5 5,5 11,4 9,4 11,5 5,5 13,2 9,5
0,2 20,3 4,0 13,2 9,0 15,0 7,0 15,1 9,1
0,3 13,0 4,0 12,0 9,0 10,3 4,5 13,0 9,1
0,4
AD3
12,0 4,5 11,4 9,0 10,5 5,0 12,2 9,2
0,2 7,0 3,5 24,0 8,3 7,0 3,0 23,8 8,3
0,3 8,0 4,0 18,8 8,3 7,8 3,5 18,8 8,3
Proteção
(CMC BV +
Agente de
degradação)
0,4
AD4
9,0 4,0 15,4 8,3 8,0 3,5 15,2 8,4
0,2 7,8 3,5 14,2 8,5 5,0 5,0 15,0 8,6
0,3 7,0 4,0 13,2 8,5 7,1 4,0 14,2 8,6
0,4
AD1
7,3 5,0 11,8 8,5 8,0 5,0 12,8 8,6
0,2 10,8 4,5 15,0 9,4 6,5 4,0 14,4 9,5
0,3 11,8 4,5 12,6 9,4 6,3 4,0 13,6 9,5
0,4
AD2
12,0 5,0 12,4 9,4 9,0 5,0 13,8 9,4
0,2 9,8 4,5 13,8 9,1 7,5 4,0 15,8 9,0
0,3 8,8 4,0 13,2 9,0 8,3 4,0 13,8 9,0
0,4
AD3
10,0 5,5 13,0 9,0 8,3 5,0 13,8 9,1
0,2 1,8 1,5 26,8 8,2 1,5 1,5 26,2 8,2
0,3 1,8 2,0 19,8 8,2 1,5 2,0 19,9 8,3
Recuperação
(CMC BV +
Agente de
degradação)
0,4
AD4
1,5 1,5 17,2 8,3 1,8 1,5 16,8 8,3
Especificação N-2604 (Petrobras, 1998) - VA≥15,0, VP≥4,0, VF≤18,0 e
pH≤10,0
Capítulo 4 – Resultados e Discussões
____________________________________________________________________________________
Campos, L.F.A. Composições de Argilas Bentoníticas para Utilização em Fluidos de Perfuração de
Poços de Petróleo
113
Tabela 4.18. Propriedades reológicas, VA e VP, VF e pH das dispersões da
composição VB (66,7%+33,3%) na forma sódica antes e após tratamentos de
proteção e recuperação com o CMC MV
Processo A Processo B
Tratamentos
CMC MV
(g)
Sais
VA
(cP)
VP
(cP)
VF
(mL)
pH
VA
(cP)
VP
(cP)
VF
(mL)
pH
Na
2
CO
3
0,0 0,0 13,9 3,5 18,9 10,0 12,2 4,0 22,0 10,2
0,2 13,5 4,5 13,2 9,8 14,5 4,5 13,4 9,9
0,3 16,3 4,5 11,6 9,8 15,0 5,5 11,6 9,8
CMC MV
0,4
0,0
19,0 5,0 10,6 9,7 13,8 5,5 11,2 9,8
AD1
11,2 3,0 24,4 8,7 11,8 3,0 27,6 8,8
AD2
12,0 3,0 22,2 9,5 16,5 2,5 22,4 9,6
AD3
11,2 2,5 25,4 9,0 15,5 2,5 26,4 9,3
Degradação
0,0
AD4
2,8 2,0 56,4 8,4 3,0 2,0 56,5 8,5
0,2 20,8 5,5 18,6 9,0 20,3 7,5 17,0 8,7
0,3 26,5 4,5 13,4 9,2 23,0 3,5 13,2 8,7
0,4
AD1
28,0 4,5 12,8 8,6 24,8 5,5 12,6 8,8
0,2 30,5 2,0 15,6 9,6 24,5 3,5 15,8 9,6
0,3 27,8 4,0 13,0 9,5 20,0 4,0 12,8 9,6
0,4
AD2
24,3 2,5 11,2 9,5 17,5 3,5 12,6 9,7
0,2 29,0 5,0 17,6 8,9 23,8 5,0 18,0 9,2
0,3 26,5 8,5 11,4 9,2 22,3 9,0 12,0 9,2
0,4
AD3
32,5 3,0 11,8 8,9 26,0 4,5 13,0 9,2
0,2 9,5 5,0 32,0 8,1 8,0 3,0 30,0 8,3
0,3 1,8 2,0 24,2 8,2 10,0 4,0 25,2 8,4
Proteção
(CMC MV +
Agente de
degradação)
0,4
AD4
7,5 3,5 19,4 8,1 10,0 4,5 21,0 8,4
0,2 12,5 5,5 16,2 8,6 11,0 6,5 16,8 8,7
0,3 10,0 4,5 13,0 9,5 10,3 3,0 13,0 9,4
0,4
AD1
10,8 5,0 13,4 8,6 9,8 5,0 13,8 8,7
0,2 21,0 8,5 15,2 9,5 16,3 5,5 15,6 9,7
0,3 16,5 3,5 12,6 9,5 10,8 4,5 13,2 9,5
0,4
AD2
17,8 4,0 12,8 9,6 11,0 3,5 13,0 9,7
0,2 14,0 7,0 17,8 9,0 15,6 6,5 18,2 9,0
0,3 15,3 5,5 13,0 9,0 30,2 6,0 12,8 9,0
0,4
AD3
12,0 4,5 12,2 9,0 22,0 4,0 13,2 9,1
0,2 8,5 4,0 18,2 8,3 7,0 2,5 17,8 8,3
0,3 1,5 1,5 18,2 8,2 2,0 1,5 17,9 8,2
Recuperação
(CMC MV +
Agente de
degradação)
0,4
AD4
2,0 2,5 17,0 8,3 2,5 2,0 20,0 8,3
Especificação N-2604 (Petrobras, 1998) - VA≥15,0, VP≥4,0, VF≤18,0 e
pH≤10,0
Capítulo 4 – Resultados e Discussões
____________________________________________________________________________________
Campos, L.F.A. Composições de Argilas Bentoníticas para Utilização em Fluidos de Perfuração de
Poços de Petróleo
114
Tabela 4.19. Propriedades reológicas, VA e VP, VF e pH das dispersões da
composição VB (66,7%+33,3%) na forma sódica antes e após tratamentos de
proteção e recuperação com o CMC AV
Processo A Processo B
Tratamentos
CMC AV
(g)
Sais
VA
(cP)
VP
(cP)
VF
(mL)
pH
VA
(cP)
VP
(cP)
VF
(mL)
pH
Na
2
CO
3
0,0 0,0 13,9 3,5 18,9 10,0 12,2 4,0 22,0 10,2
0,2 16,2 5,5 14,0 9,8 19,5 8,5 14,7 9,9
0,3 16,2 4,0 11,8 9,9 16,5 5,0 11,6 9,9
CMC AV
0,4
0,0
18,5 5,0 11,0 9,7 15,2 5,5 11,4 9,8
AD1
11,2 3,0 24,4 8,7 11,8 3,0 27,6 8,8
AD2
12,0 3,0 22,2 9,5 16,5 2,5 22,4 9,6
AD3
11,2 2,5 25,4 9,0 15,5 2,5 26,4 9,3
Degradação
0,0
AD4
2,8 2,0 56,4 8,4 3,0 2,0 56,5 8,5
0,2 21,0 9,5 18,8 8,6 19,5 9,0 19,0 8,6
0,3 28,3 4,5 15,0 8,6 27,8 3,5 14,5 8,7
0,4
AD1
39,5 7,5 11,8 8,6 34,3 5,0 11,4 8,8
0,2 41,0 6,0 17,0 9,6 36,3 6,5 17,2 9,6
0,3 47,3 5,5 13,0 9,5 39,0 10,0 13,4 9,6
0,4
AD2
33,3 4,0 11,6 9,5 28,3 4,5 11,0 9,6
0,2 29,5 10,5 18,8 9,1 29,5 10,0 18,9 9,2
0,3 37,5 3,5 14,0 9,0 34,5 3,0 14,3 9,2
0,4
AD3
42,0 5,0 11,0 9,1 37,5 8,0 10,6 9,2
0,2 7,5 4,0 27,8 8,2 7,8 3,5 28,0 8,2
0,3 9,8 4,5 24,0 8,3 9,5 4,5 23,0 8,3
Proteção
(CMC AV +
Agente de
degradação)
0,4
AD4
12,0 5,5 16,0 8,3 10,0 5,0 16,6 8,3
0,2 13,3 7,0 18,0 8,6 8,0 4,0 17,5 8,6
0,3 14,3 3,5 13,2 8,6 8,0 4,5 13,0 8,6
0,4
AD1
16,0 3,0 12,8 8,7 9,0 5,5 12,8 8,7
0,2 35,3 6,5 16,8 9,5 24,8 6,5 16,6 9,1
0,3 31,8 6,0 12,6 9,5 23,8 13,0 12,8 9,6
0,4
AD2
28,8 14,0 11,8 9,6 16,8 5,0 12,2 9,6
0,2 22,3 7,5 19,8 9,1 14,5 6,5 20,0 8,2
0,3 33,3 11,0 14,0 9,1 16,0 8,5 14,8 9,1
0,4
AD3
19,0 4,0 12,8 9,2 12,3 6,0 12,0 9,0
0,2 1,8 2,0 21,2 8,3 1,8 1,5 22,0 8,6
0,3 2,0 2,0 18,6 8,3 2,0 2,0 18,2 8,3
Recuperação
(CMC AV +
Agente de
degradação)
0,4
AD4
3,3 3,5 14,8 8,3 3,0 3,0 15,6 8,2
Especificação N-2604 (Petrobras, 1998) - VA≥15,0, VP≥4,0, VF≤18,0 e
pH≤10,0
Capítulo 4 – Resultados e Discussões
____________________________________________________________________________________
Campos, L.F.A. Composições de Argilas Bentoníticas para Utilização em Fluidos de Perfuração de
Poços de Petróleo
115
0,0 0,1 0,2 0,3 0,4
5
10
15
20
25
30
35
40
45
50
CMCBV
VF
≤
18,0 mL
Viscosidade (cP)
VAprocessoA
VAprocessoB
VPprocessoA
VPprocessoB
VFprocessoA
VFprocessoB
0,0 0,1 0,2 0,3 0,4
CMCBV+AD3
0,0 0,1 0,2 0,3 0,4
CMCBV+AD4
10
15
20
25
30
35
40
45
50
55
60
Volume de Filtrado (mL)
0,0 0,1 0,2 0,3 0,4
CMCBV+AD2
0,0 0,1 0,2 0,3 0,4
CMCBV+AD1
VP
≥
4,0 cP
VA
≥
15,0 cP
Limites Petrobras
Concentração de polímero (g/24,3g de argila)
Figura 4.32. Propriedades reológicas, VA e VP, e VF das dispersões da
composição VB (66,7%+33,3%) na forma sódica antes e após tratamentos de
proteção com o CMC BV.
0,0 0,1 0,2 0,3 0,4
5
10
15
CMCBV
VF
≤
18,0 mL
Viscosidade (cP)
VAprocessoA
VAprocessoB
VPprocessoA
VPprocessoB
VFprocessoA
VFprocessoB
0,0 0,1 0,2 0,3 0,4
AD3+CMCBV
0,0 0,1 0,2 0,3 0,4
AD4+CMCBV
10
15
20
25
30
35
40
45
50
55
60
Volume de Filtrado (mL)
0,0 0,1 0,2 0,3 0,4
AD2+CMCBV
0,0 0,1 0,2 0,3 0,4
AD1+CMCBV
VP
≥
4,0 cP
VA
≥
15,0 cP
Limites Petrobras
Concentração de polímero (g/24,3g de argila)
Figura 4.33. Propriedades reológicas, VA e VP, e VF das dispersões da
composição VB (66,7%+33,3%) na forma sódica antes e após tratamentos de
recuperação com o CMC BV.
0,0 0,1 0,2 0,3 0,4
5
10
15
20
25
30
35
CMCMV
VF
≤
18,0 mL
Viscosidade (cP)
VAprocessoA
VAprocessoB
VPprocessoA
VPprocessoB
VFprocessoA
VFprocessoB
0,0 0,1 0,2 0,3 0,4
CMCMV+AD3
0,0 0,1 0,2 0,3 0,4
CMCMV+AD4
10
15
20
25
30
35
40
45
50
55
60
Concentração de polímero (g/24,3g de argila)
Volume de Filtrado (mL)
0,0 0,1 0,2 0,3 0,4
CMCMV+AD2
0,00,10,20,30,4
CMCMV+AD1
VP
≥
4,0 cP
VA
≥
15,0 cP
Limites Petrobras
Figura 4.34. Propriedades reológicas, VA e VP, e VF das dispersões da
composição VB (66,7%+33,3%) na forma sódica antes e após tratamentos de
proteção com o CMC MV.
Capítulo 4 – Resultados e Discussões
____________________________________________________________________________________
Campos, L.F.A. Composições de Argilas Bentoníticas para Utilização em Fluidos de Perfuração de
Poços de Petróleo
116
0,0 0,1 0,2 0,3 0,4
0
5
10
15
20
25
30
35
CMCMV
VF
≤
18,0 mL
Viscosidade (cP)
VAprocessoA
VAprocessoB
VPprocessoA
VPprocessoB
VFprocessoA
VFprocessoB
0,00,10,20,30,4
AD3+CMCMV
0,00,10,20,30,4
AD4+CMCMV
10
15
20
25
30
35
40
45
50
55
60
Volume de Filtrado (mL)
0,0 0,1 0,2 0,3 0,4
AD2+CMCMV
0,0 0,1 0,2 0,3 0,4
AD1+CMCMV
VP
≥
4,0 cP
VA
≥
15,0 cP
Limites Petrobras
Concentração de polímero (g/24,3g de argila)
Figura 4.35. Propriedades reológicas, VA e VP, e VF das dispersões da
composição VB (66,7%+33,3%) na forma sódica antes e após tratamentos de
recuperação com o CMC MV.
0,0 0,1 0,2 0,3 0,4
5
10
15
20
25
30
35
40
45
50
CMCAV
VF
≤
18,0 mL
Viscosidade (cP)
VAprocessoA
VAprocessoB
VPprocessoA
VPprocessoB
VFprocessoA
VFprocessoB
0,0 0,1 0,2 0,3 0,4
CMCAV+AD3
0,0 0,1 0,2 0,3 0,4
CMCAV+AD4
Concentração de polímero (g/24,3g de argila)
10
15
20
25
30
35
40
45
50
55
60
Volume de Filtrado (mL)
0,0 0,1 0,2 0,3 0,4
CMCAV+AD2
0,00,10,20,30,4
CMCAV+AD1
VP
≥
4,0 cP
VA
≥
15,0 cP
Limites Petrobras
Figura 4.36. Propriedades reológicas, VA e VP, e VF das dispersões da
composição VB (66,7%+33,3%) na forma sódica antes e após tratamentos de
proteção com o CMC AV.
0,0 0,1 0,2 0,3 0,4
5
10
15
20
25
30
35
40
CMCAV
VF
≤
18,0 mL
Viscosidade (cP)
VAprocessoA
VAprocessoB
VPprocessoA
VPprocessoB
VFprocessoA
VFprocessoB
0,00,10,20,30,4
AD3+CMCAV
0,0 0,1 0,2 0,3 0,4
Concentração de polímero (g/24,3g de argila)
AD4+CMCAV
10
15
20
25
30
35
40
45
50
55
60
Volume de Filtrado (mL)
0,00,10,20,30,4
AD2+CMCAV
0,0 0,1 0,2 0,3 0,4
AD1+CMCAV
VP
≥
4,0 cP
VA
≥
15,0 cP
Limites Petrobras
Figura 4.37. Propriedades reológicas, VA e VP, e VF das dispersões da
composição VB (66,7%+33,3%) na forma sódica antes e após tratamentos de
recuperação com o CMC AV.
Capítulo 4 – Resultados e Discussões
____________________________________________________________________________________
Campos, L.F.A. Composições de Argilas Bentoníticas para Utilização em Fluidos de Perfuração de
Poços de Petróleo
117
4.7.2 Composição BCV (66,7% + 16,7% + 16,7%)
Na Tabela 4.20 e nas Figuras 4.38 e 4.39, estão apresentados os
resultados das propriedades reológicas, viscosidades aparente (VA) e plástica
(VP), e o volume de filtrado (VF) das dispersões preparadas com a composição
BCV (66,7% + 16,7% + 16,7%) na forma sódica antes e após tratamentos de
proteção e recuperação com o CMC BV.
Na Tabela 4.21 e nas Figuras 4.40 e 4.41, estão apresentados os
resultados das propriedades reológicas, viscosidades aparente (VA) e plástica
(VP), e o volume de filtrado (VF) das dispersões preparadas com a composição
BCV (66,7% + 16,7% + 16,7%) na forma sódica antes e após tratamentos de
proteção e recuperação com o CMC MV.
Na Tabela 4.22 e nas Figuras 4.42 e 4.43, estão apresentados os
resultados das propriedades reológicas, viscosidades aparente (VA) e plástica
(VP), e o volume de filtrado (VF) das dispersões preparadas com a composição
BCV (66,7% + 16,7% + 16,7%) na forma sódica antes e após tratamentos de
proteção e recuperação com o CMC AV.
Observa-se que a incorporação do CMC BV conduziu as dispersões da
composição BCV, na forma sódica, a menores valores de VA (exceto para o
teor de 0,4g de CMC BV no processo B de mistura das argilas), a maiores
valores de VP e menores valores de VF, com VA distanciando-se dos limites
especificados pela Petrobras e VP e VF de acordo com os limites. Para o teor
de 0,4g de CMC BV no processo B de mistura de argilas, os valores de VA, VP
e VF atendem às normas da Petrobras, com valor de VA bastante próximo ao
mínimo especificado. A redução nos valores de VA após adição do CMC BV
deve-se ao fato do CMC BV ser um polímero de cadeia curta, com ação
viscosificante menos pronunciada, apresentando como função principal reduzir
as perdas por filtração. Os polímeros de cadeia curta agem geralmente como
defloculantes, pois proporcionam uma máxima adsorção das suas cadeias
poliméricas nas superfícies das partículas de argila, uma a uma, recobrindo-as,
diminuindo as interações elétricas e aumentando a distância entre elas (Güngör
e Karaoglan, 2001).
Capítulo 4 – Resultados e Discussões
____________________________________________________________________________________
Campos, L.F.A. Composições de Argilas Bentoníticas para Utilização em Fluidos de Perfuração de
Poços de Petróleo
118
O tratamento de proteção com o CMC BV frente aos agentes de
degradação AD1, AD2, AD3 mostrou que o CMC BV protege as propriedades
VA, VP e VF. Os valores de VA são alterados e à medida que o teor de CMC
BV aumenta os valores de VA diminuem.
O tratamento de proteção com o CMC BV frente ao agente de
degradação AD4 mostrou que o CMC BV preserva VP e VF e que 0,4g de
CMCBV protege VA.
O tratamento de recuperação com o CMC BV frente aos agentes de
degradação AD1, AD2, AD3 mostrou que o CMC BV recupera as propriedades
VP e VF e em apenas alguns casos recupera VA (na presença de AD2),
comportamento esperado, já que o CMC BV é um polímero de cadeia curta que
não possui ação viscosificante.
O tratamento de recuperação com o CMC BV frente ao agente de
degradação AD4 não recupera as propriedades reológicas das dispersões,
exceto os valores de VF para a concentração de 0,4g de CMC BV.
A composição BCV, submetida ao processo B de mistura e tratada com
0,4g de CMC BV, apresenta resultados reológicos dentro dos limites
especificados. Após degradação com AD1, o CMC BV não protegeu VP, com
AD2 e AD3 protege todos os parâmetros. Após tratamento de recuperação, o
polímero CMC BV não recupera VA para AD1, recupera todos os parâmetros
para AD2 e não recupera VA para AD3.
Em geral, o CMC BV protege e recupera as propriedades VP e VF das
dispersões degradadas com os sais CaSO
4
, NaCl e CaCl
2
+ MgCl
2
nas
concentrações estudadas e protege e recupera VA para as dispersões
degradadas com NaCl.
Observa-se que a incorporação do CMC MV conduziu às dispersões da
composição BCV na forma sódica a acréscimos nos valores de VA e VP e
reduções dos valores de VF, com valores de VA, VP e VF de acordo com os
limites da Petrobras (1998). Os valores mais elevados de VA devem-se ao fato
do CMC MV ser um polímero de cadeia média, com ação viscosificante.
O tratamento de proteção com o CMCMV frente aos aditivos AD1, AD2 e
AD3 proporciona às dispersões elevados valores de VA e baixos valores de VP
que caracterizam o sistema como floculado-gel, e quando em serviço, ou seja,
durante a sondagem, podem causar vários problemas como ineficiência no
Capítulo 4 – Resultados e Discussões
____________________________________________________________________________________
Campos, L.F.A. Composições de Argilas Bentoníticas para Utilização em Fluidos de Perfuração de
Poços de Petróleo
119
carreamento dos detritos de perfuração. Segundo Pereira (2006), fluidos com
elevada viscosidade provocam erosão nas paredes do poço, dificultam a
decantação dos finos nos tanques de fluidos e exigem maior potência das
bombas, aumentando a diferença de pressão hidrostática entre o fluido de
perfuração e as formações geológicas, podendo ser atingidas as pressões de
fratura. Com isso, novos problemas são gerados, como a perda parcial ou total
do fluido de perfuração através das fraturas das formações.
O estado de floculação mencionado acima foi atingido, ou mesmo
acentuado, pela redução da distância entre as partículas de argila e
compressão da dupla camada difusa; as cadeias do polímero são adsorvidas
às superfícies das partículas de argila e quanto mais longas estas cadeias mais
facilmente é obtido o fenômeno de floculação, pois várias partículas são
adsorvidas na mesma cadeia polimérica, gerando o fenômeno de
encapsulamento (formação de grandes flocos ou aglomerados de partículas de
argila).
Segundo Luckham & Rossi (1999), a floculação pode ocorrer quando
segmentos de uma mesma cadeia polimérica são adsorvidos às superfícies de
diferentes partículas de argila. Este tipo de adsorção não promove uma
cobertura completa da superfície da partícula de argila pelo polímero e sim uma
interação atrativa entre as partículas, mantendo-as ligadas umas as outras.
Ainda segundo estes autores, aglomerados de partículas obtidos com a adição
de polímeros são mais fortes do que os obtidos pela adição de eletrólitos.
Segundo Güngor & Ece (1999), apenas a adsorção de macromoléculas
nas superfícies das partículas de argila não é suficiente para produzir a
floculação; é necessário que os laços (loops) das moléculas poliméricas
adsorvidas interajam com outras partículas ou que estes laços se estendam a
superfícies de outras partículas. Para tanto, os laços devem se estender a uma
distância que supere a repulsão eletrostática, ou seja, a uma distância
equivalente à soma das espessuras das duplas camadas eletrostáticas
circunvizinhas das partículas.
Os valores de VA, VP e VF das dispersões obtidos para os tratamentos
de proteção com 0,4g de CMC MV, frente ao aditivo AD4 (todos os sais em
conjunto) é um resultado promissor, provavelmente a adição de uma
Capítulo 4 – Resultados e Discussões
____________________________________________________________________________________
Campos, L.F.A. Composições de Argilas Bentoníticas para Utilização em Fluidos de Perfuração de
Poços de Petróleo
120
quantidade maior de CMC MV proporcione a proteção de VA, VP e VF para
estas dispersões.
O tratamento de recuperação com o CMC MV frente aos agentes de
degradação AD1, AD2, AD3 mostrou que a adição de CMC MV proporcionou
ganho em VA e VP e queda em VF, obtendo-se fluidos com propriedades de
VA, VP e VF de acordo com as especificações.
Em geral, o CMCMV recupera as propriedades de VA, VP e VF das
dispersões degradadas com os sais CaSO
4
, NaCl e CaCl
2
+ MgCl
2
nas
concentrações estudadas.
Observa-se que a incorporação do CMC AV conduziu as dispersões da
composição BCV na forma sódica a valores mais elevados de VA e VP e
valores reduzidos de VF, com as propriedades VA, VP e VF de acordo com os
limites da Petrobras (1998), para todos teores estudados. Os maiores valores
de VA devem-se ao fato do CMC AV ser um polímero de cadeia longa, com
ação viscosificante.
O tratamento de proteção com o CMC AV frente aos agentes de
degradação AD1, AD2, AD3 e AD4 conduziu as dispersões a elevados valores
de VA, mostrando que o CMC AV preserva as propriedades das dispersões
nas presenças dos sais estudados, contudo obtém-se sistemas altamente
floculados que resultam em uma grande variação nos valores de VA e VP.
O tratamento de recuperação com o CMC AV frente aos agentes de
degradação AD1, AD2, AD3 mostrou que o CMC AV recupera as propriedades
de VA, VP e VF.
O tratamento de recuperação com o CMC AV frente ao agente de
degradação AD4 não recupera as propriedades reológicas das dispersões.
O comportamento reológico das dispersões frente à ação do polímero
CMC AV é similar ao comportamento das dispersões frente à ação do CMC
MV. O aumento nas viscosidades e a redução no volume de filtrado era
esperado por serem dois polímeros de ação viscosificante que têm como
função melhorar a reologia e reduzir as perdas por filtração.
Em geral, o CMC AV protege e melhora VP e VF das dispersões
degradadas com os sais CaSO
4
, NaCl, CaCl
2
+ MgCl
2
nas concentrações
estudadas. Evidenciando sua ação de proteção para as dispersões degradadas
com todos os sais em conjunto.
Capítulo 4 – Resultados e Discussões
____________________________________________________________________________________
Campos, L.F.A. Composições de Argilas Bentoníticas para Utilização em Fluidos de Perfuração de
Poços de Petróleo
121
Uma análise conjunta dos resultados das propriedades VA, VP e VF das
dispersões da composição BCV, submetidas aos tratamentos com os
polímeros CMC BV, CMC MV e CMC AV e à degradação com CaSO
4
, MgCl
2
+
CaCl
2
, NaCl e com todos os sais em conjunto nas concentrações estudadas,
permite concluir que o CMC BV protege e recupera as propriedades VP e VF
das dispersões degradadas com os sais CaSO
4
, NaCl e CaCl
2
+ MgCl
2
nas
concentrações estudadas e protege e recupera VA para as dispersões
degradadas com NaCl. O CMC MV recupera as propriedades de VA, VP e VF
das dispersões degradadas com os sais CaSO
4
, NaCl e CaCl
2
+ MgCl
2
nas
concentrações estudadas. O CMC AV protege e melhora VP e VF das
dispersões degradadas com os sais CaSO
4
, NaCl, CaCl
2
+ MgCl
2
nas
concentrações estudadas, evidenciando sua ação de proteção para as
dispersões degradadas com todos os sais em conjunto.
Capítulo 4 – Resultados e Discussões
____________________________________________________________________________________
Campos, L.F.A. Composições de Argilas Bentoníticas para Utilização em Fluidos de Perfuração de
Poços de Petróleo
122
Tabela 4.20. Propriedades reológicas, VA e VP, VF e pH das dispersões da
composição BCV (66,7% + 16,7% + 16,7%) na forma sódica antes e após
tratamentos de proteção e recuperação com o CMC BV
Processo A Processo B
Tratamentos
CMC BV
(g)
Sais
VA
(cP)
VP
(cP)
VF
(mL)
pH
VA
(cP)
VP
(cP)
VF
(mL)
pH
Na
2
CO
3
0,0 0,0 13,2 4,0 18,8 10,0 13,5 4,5 18,8 10,0
0,2 10,0 5,0 13,3 9,6 11,8 6,0 15,0 9,7
0,3 12,5 7,0 13,0 9,6 12,5 6,0 13,2 9,4
CMC BV
0,4
0,0
12,2 7,0 12,6 9,5 15,8 7,0 12,2 9,5
AD1 7,5 2,5 25,2 8,6 10,5 3,0 27,0 8,2
AD2 9,5 4,0 16,8 9,5 14,8 4,0 18,6 8,7
AD3 7,8 3,0 26,2 9,0 11,0 2,0 28,2 8,9
Degradação
0,0
AD4 4,5 2,5 55,8 8,4 4,5 2,5 54,6 8,4
0,2 27,0 3,5 14,6 8,5 20,0 5,5 14,0 8,7
0,3 24,0 4,0 12,8 8,5 16,8 4,0 13,0 8,7
0,4
AD1
20,3 4,0 11,6 8,5 16,3 3,0 12,0 8,7
0,2 20,5 4,0 13,8 9,3 15,3 4,5 14,0 9,4
0,3 17,0 4,0 13,2 9,2 15,8 5,5 13,4 9,4
0,4
AD2
17,5 5,0 12,4 9,1 15,0 5,0 12,4 9,4
0,2 21,0 3,5 12,8 9,0 17,5 4,0 13,2 9,0
0,3 21,8 3,5 12,0 8,8 16,0 3,5 12,2 9,0
0,4
AD3
21,0 4,0 11,0 8,8 16,3 4,5 12,4 9,0
0,2 8,3 3,5 29,4 8,3 6,8 3,5 28,8 8,5
0,3 9,5 4,0 24,4 8,2 8,5 4,0 23,8 8,5
Proteção
( CMC BV +
Agente de
degradação)
0,4
AD4
10,0 4,0 18,0 8,2 9,5 4,0 18,6 8,5
0,2 10,8 4,5 15,0 8,6 10,5 4,5 15,6 8,6
0,3 10,5 4,5 13,2 8,6 10,5 5,0 13,6 8,6
0,4
AD1
10,0 4,5 12,0 8,7 10,5 4,0 13,2 8,6
0,2 16,0 5,0 15,0 9,2 12,5 5,0 15,2 9,3
0,3 16,0 5,5 13,2 9,2 16,0 5,0 13,4 9,3
0,4
AD2
17,0 5,5 12,4 9,3 15,3 5,5 12,6 9,3
0,2 14,0 4,5 13,9 8,9 8,5 4,0 13,4 9,0
0,3 12,8 5,5 14,8 8,9 9,0 4,0 14,3 8,9
0,4
AD3
13,3 5,5 13,8 8,9 11,0 5,0 14,8 8,9
0,2 2,8 2,0 22,0 8,3 2,0 2,0 21,8 8,4
0,3 3,3 2,5 19,0 8,4 2,5 2,0 19,2 8,4
Recuperação
( CMC BV +
Agente de
degradação)
0,4
AD4
3,0 2,5 18,8 8,4 2,0 2,0 18,8 8,3
Especificação N-2604 (Petrobras, 1998) - VA≥15,0, VP≥4,0, VF≤18,0 e
pH≤10,0
Capítulo 4 – Resultados e Discussões
____________________________________________________________________________________
Campos, L.F.A. Composições de Argilas Bentoníticas para Utilização em Fluidos de Perfuração de
Poços de Petróleo
123
Tabela 4.21. Propriedades reológicas, VA e VP, VF e pH das dispersões da
composição BCV (66,7% + 16,7% + 16,7%) na forma sódica antes e após
tratamentos de proteção e recuperação com o CMC MV
Processo A Processo B
Tratamentos
CMC MV
(g)
Sais
VA
(cP)
VP
(cP)
VF
(mL)
pH
VA
(cP)
VP
(cP)
VF
(mL)
pH
Na
2
CO
3
0,0 0,0 13,2 4,0 18,8 10,0 13,5 4,5 18,8 10,0
0,2 15,8 5,0 13,2 9,7 24,0 4,5 14,0 9,6
0,3 22,5 5,5 11,4 9,6 19,5 6,0 12,2 9,6
CMC MV
0,4
0,0
26,5 4,5 12,2 9,6 24,8 4,5 11,8 9,6
AD1 7,5 2,5 25,2 8,6 10,5 3,0 27,0 8,2
AD2 9,5 4,0 16,8 9,5 14,8 4,0 18,6 8,7
AD3 7,8 3,0 26,2 9,0 11,0 2,0 28,2 8,9
Degradação
0,0
AD4 4,5 2,5 55,8 8,4 4,5 2,5 54,6 8,4
0,2 46,3 0,0 15,0 8,6 24,0 4,0 14,8 8,7
0,3 53,3 0,0 13,4 8,6 30,8 1,5 12,8 8,6
0,4
AD1
56,0 0,5 12,8 8,6 37,0 2,5 12,0 8,7
0,2 31,0 2,0 12,0 9,4 22,3 4,0 12,4 9,4
0,3 29,3 4,0 12,0 9,4 25,5 4,0 12,2 9,4
0,4
AD2
37,0 3,0 11,4 9,3 28,8 2,5 11,6 9,4
0,2 47,5 1,0 13,2 8,9 29,0 4,5 13,8 9,1
0,3 46,5 2,5 11,2 8,9 27,5 3,0 11,4 9,1
0,4
AD3
50,0 5,5 11,6 8,8 31,3 3,0 10,8 9,1
0,2 10,0 4,0 30,0 8,3 9,3 3,5 27,8 8,4
0,3 11,5 4,5 27,4 8,3 11,3 5,0 28,0 8,4
Proteção
(CMC MV +
Agente de
degradação)
0,4
AD4
14,3 5,5 10,4 8,3 13,3 5,5 10,0 8,5
0,2 21,3 4,5 16,0 8,5 16,5 4,5 15,6 8,6
0,3 18,5 8,5 13,6 8,5 22,3 6,0 13,2 8,5
0,4
AD1
20,0 4,5 12,4 8,5 24,5 4,0 11,2 8,6
0,2 21,5 3,0 14,6 9,3 18,3 3,0 14,0 9,3
0,3 25,3 4,0 12,3 9,2 20,0 3,5 12,4 9,3
0,4
AD2
28,0 3,5 10,8 9,2 19,3 3,0 11,8 9,3
0,2 30,8 5,5 13,1 8,8 19,5 5,0 13,0 8,9
0,3 21,5 4,0 13,6 8,8 25,0 3,0 13,2 8,9
0,4
AD3
30,0 3,5 11,4 8,8 29,0 3,5 11,0 8,9
0,2 2,5 2,0 24,4 8,1 2,5 2,0 26,0 8,3
0,3 2,3 2,0 24,2 8,2 2,0 2,0 24,4 8,3
Recuperação
(CMC MV +
Agente de
degradação)
0,4
AD4
2,5 2,5 18,6 8,2 2,5 2,5 19,0 8,3
Especificação N-2604 (Petrobras, 1998) - VA≥15,0, VP≥4,0, VF≤18,0 e
pH≤10,0
Capítulo 4 – Resultados e Discussões
____________________________________________________________________________________
Campos, L.F.A. Composições de Argilas Bentoníticas para Utilização em Fluidos de Perfuração de
Poços de Petróleo
124
Tabela 4.22. Propriedades reológicas, VA e VP, VF e pH das dispersões da
composição BCV (66,7% + 16,7% + 16,7%) na forma sódica antes e após
tratamentos de proteção e recuperação com o CMC AV
Processo A Processo B
Tratamentos
CMC AV
(g)
Sais
VA
(cP)
VP
(cP)
VF
(mL)
pH
VA
(cP)
VP
(cP)
VF
(mL)
pH
Na
2
CO
3
0,0 0,0 13,2 4,0 18,8 10,0 13,5 4,5 18,8 10,0
0,2 15,2 5,0 12,0 9,5 17,2 5,5 13,0 9,6
0,3 15,8 7,0 10,8 9,8 19,5 6,0 12,4 9,6
CMC AV
0,4
0,0
16,8 8,0 10,2 9,5 21,5 7,5 10,0 9,6
AD1 7,5 2,5 25,2 8,6 10,5 3,0 27,0 8,2
AD2 9,5 4,0 16,8 9,5 14,8 4,0 18,6 8,7
AD3 7,8 3,0 26,2 9,0 11,0 2,0 28,2 8,9
Degradação
0,0
AD4 4,5 2,5 55,8 8,4 4,5 2,5 54,6 8,4
0,2 48,8 4,5 14,7 8,7 41,5 5,5 15,8 8,8
0,3 63,5 8,0 12,3 8,7 51,8 1,0 14,4 8,7
0,4
AD1
72,5 6,5 10,6 8,6 62,3 7,0 9,8 8,7
0,2 42,0 2,5 12,2 9,4 34,5 5,0 13,2 9,5
0,3 31,0 6,0 11,6 9,9 26,5 4,5 12,6 9,5
0,4
AD2
33,0 4,5 10,4 9,3 28,8 5,5 11,0 9,4
0,2 75,3 10,0 12,8 9,1 59,3 3,5 14,0 9,1
0,3 66,8 2,0 11,2 9,0 48,8 6,0 13,4 9,0
0,4
AD3
23,8 6,0 10,8 9,5 48,0 3,5 10,8 9,0
0,2 41,0 8,0 22,2 8,7 9,8 4,5 21,4 8,4
0,3 17,3 6,5 16,0 8,3 12,0 5,0 18,0 8,4
Proteção
(CMC AV +
Agente de
degradação)
0,4
AD4
22,5 4,0 16,2 8,3 16,0 6,5 17,8 8,4
0,2 22,5 5,5 13,0 9,4 15,3 5,0 16,0 9,0
0,3 25,5 5,5 12,0 8,6 37,2 2,5 14,8 8,6
0,4
AD1
23,8 6,0 11,0 8,6 62,3 7,0 9,8 8,7
0,2 28,5 3,5 14,2 9,4 21,0 3,5 13,8 9,4
0,3 16,0 5,0 11,6 9,3 31,0 5,0 12,4 9,7
0,4
AD2
26,3 5,5 11,0 9,3 31,3 5,0 12,2 9,4
0,2 36,3 7,5 13,8 9,0 20,3 6,0 14,6 9,1
0,3 25,5 4,5 12,2 8,9 18,5 5,5 13,8 8,9
0,4
AD3
24,5 4,5 12,0 8,9 26,5 4,0 11,0 9,3
0,2 3,3 2,5 18,0 8,2 2,5 2,0 17,2 8,7
0,3 4,0 3,0 16,2 8,3 3,0 3,5 16,8 8,4
Recuperação
(CMC AV +
Agente de
degradação)
0,4
AD4
5,3 4,0 16,0 8,2 4,0 6,0 17,8 8,3
Especificação N-2604 (Petrobras, 1998) - VA≥15,0, VP≥4,0, VF≤18,0 e
pH≤10,0
Capítulo 4 – Resultados e Discussões
____________________________________________________________________________________
Campos, L.F.A. Composições de Argilas Bentoníticas para Utilização em Fluidos de Perfuração de
Poços de Petróleo
125
0,0 0,1 0,2 0,3 0,4
5
10
15
20
25
30
CMCBV
VF
≤
18,0 mL
Viscosidade (cP)
VAprocessoA
VAprocessoB
VPprocessoA
VPprocessoB
VFprocessoA
VFprocessoB
0,00,10,20,30,4
CMCBV+AD3
0,00,10,20,30,4
CMCBV+AD4
10
15
20
25
30
35
40
45
50
55
60
Volume de Filtrado (mL)
0,0 0,1 0,2 0,3 0,4
CMCBV+AD2
0,0 0,1 0,2 0,3 0,4
CMCBV+AD1
VP
≥
4,0 cP
VA
≥
15,0 cP
Limites Petrobras
Concentração de polímero (g/24,3g de argila)
Figura 4.38. Propriedades reológicas, VA e VP, e VF das dispersões da
composição BCV (66,7% + 16,7% + 16,7%) na forma sódica antes e após
tratamentos de proteção com o CMC BV.
0,0 0,1 0,2 0,3 0,4
5
10
15
20
25
30
CMCBV
VF ≤ 18,0 mL
Viscosidade (cP)
VAprocessoA
VAprocessoB
VPprocessoA
VPprocessoB
VFprocessoA
VFprocessoB
0,00,10,20,30,4
AD3+CMCBV
0,00,10,20,30,4
AD4+CMCBV
10
15
20
25
30
35
40
45
50
55
60
Volume de Filtrado (mL)
0,0 0,1 0,2 0,3 0,4
AD2+CMCBV
0,0 0,1 0,2 0,3 0,4
AD1+CMCBV
VP ≥ 4,0 cP
VA
≥ 15,0 cP
Limites Petrobras
Concentração de polímero (g/24,3g de argila)
Figura 4.39. Propriedades reológicas, VA e VP, e VF das dispersões da
composição BCV (66,7% + 16,7% + 16,7%) na forma sódica antes e após
tratamentos de recuperação com o CMC BV.
0,0 0,1 0,2 0,3 0,4
0
5
10
15
20
25
30
35
40
45
50
55
60
CMCMV
VF
≤
18,0 mL
Viscosidade (cP)
VAprocessoA
VAprocessoB
VPprocessoA
VPprocessoB
VFprocessoA
VFprocessoB
0,0 0,1 0,2 0,3 0,4
CMCMV+AD3
0,0 0,1 0,2 0,3 0,4
CMCMV+AD4
10
15
20
25
30
35
40
45
50
55
60
Volume de Filtrado (mL)
0,0 0,1 0,2 0,3 0,4
CMCMV+AD2
0,0 0,1 0,2 0,3 0,4
CMCMV+AD1
VP
≥
4,0 cP
VA
≥
15,0 cP
Limites Petrobras
Concentração de polímero (g/24,3g de argila)
Figura 4.40. Propriedades reológicas, VA e VP, e VF das dispersões da
composição BCV (66,7% + 16,7% + 16,7%) na forma sódica antes e após
tratamentos de proteção com o CMC MV.
Capítulo 4 – Resultados e Discussões
____________________________________________________________________________________
Campos, L.F.A. Composições de Argilas Bentoníticas para Utilização em Fluidos de Perfuração de
Poços de Petróleo
126
0,0 0,1 0,2 0,3 0,4
0
5
10
15
20
25
30
35
CMCMV
VF
≤
18,0 mL
Viscosidade (cP)
VAprocessoA
VAprocessoB
VPprocessoA
VPprocessoB
VFprocessoA
VFprocessoB
0,00,10,20,30,4
AD3+CMCMV
0,0 0,1 0,2 0,3 0,4
AD4+CMCMV
10
15
20
25
30
35
40
45
50
55
60
Volume de Filtrado (mL)
0,0 0,1 0,2 0,3 0,4
AD2+CMCMV
0,0 0,1 0,2 0,3 0,4
AD1+CMCMV
VP
≥
4,0 cP
VA
≥
15,0 cP
Limites Petrobras
Concentração de polímero (g/24,3g de argila)
Figura 4.41. Propriedades reológicas, VA e VP, e VF das dispersões da
composição BCV (66,7% + 16,7% + 16,7%) na forma sódica antes e após
tratamentos de recuperação com o CMC MV.
0,0 0,1 0,2 0,3 0,4
0
5
10
15
20
25
30
35
40
45
50
55
60
65
70
75
80
CMCAV
VF
≤
18,0 mL
Viscosidade (cP)
VAprocessoA
VAprocessoB
VPprocessoA
VPprocessoB
VFprocessoA
VFprocessoB
0,0 0,1 0,2 0,3 0,4
CMCAV+AD3
0,0 0,1 0,2 0,3 0,4
CMCAV+AD4
10
15
20
25
30
35
40
45
50
55
60
65
Volume de Filtrado (mL)
0,0 0,1 0,2 0,3 0,4
CMCAV+AD2
0,0 0,1 0,2 0,3 0,4
CMCAV+AD1
VP
≥
4,0 cP
VA
≥
15,0 cP
Limites Petrobras
Concentração de polímero (g/24,3g de argila)
Figura 4.42. Propriedades reológicas, VA e VP, e VF das dispersões da
composição BCV (66,7% + 16,7% + 16,7%) na forma sódica antes e após
tratamentos de proteção com o CMC AV.
0,0 0,1 0,2 0,3 0,4
0
5
10
15
20
25
30
35
40
45
50
55
60
65
70
75
CMCAV
VF
≤
18,0 mL
Viscosidade (cP)
VAprocessoA
VAprocessoB
VPprocessoA
VPprocessoB
VFprocessoA
VFprocessoB
0,0 0,1 0,2 0,3 0,4
AD3+CMCAV
0,0 0,1 0,2 0,3 0,4
AD4+CMCAV
10
15
20
25
30
35
40
45
50
55
60
Volume de Filtrado (mL)
0,0 0,1 0,2 0,3 0,4
AD2+CMCAV
0,00,10,20,30,4
AD1+CMCAV
VP
≥
4,0 cP
VA
≥
15,0 cP
Limites Petrobras
Concentração de polímero (g/24,3g de argila)
Figura 4.43. Propriedades reológicas, VA e VP, e VF das dispersões da
composição BCV (66,7% + 16,7% + 16,7%) na forma sódica antes e após
tratamentos de recuperação com o CMC AV.
Capítulo 4 – Resultados e Discussões
____________________________________________________________________________________
Campos, L.F.A. Composições de Argilas Bentoníticas para Utilização em Fluidos de Perfuração de
Poços de Petróleo
127
4.7.3 Análise Conjunta dos Tratamentos de Proteção e
Recuperação
Em geral, as propriedades reológicas das dispersões estudadas, após
tratamentos de proteção e recuperação, são modificadas por diferentes fatores,
entre os quais pode-se destacar os seguintes:
- alterações no método de mistura das argilas (mistura antes ou após
transformação das argilas em sódicas) utilizado para obtenção das
composições;
- variações na ordem de tratamento com o CMC, antes ou após o
tratamento com o agente de degradação;
- variações na proporção de (CMC) e nas suas propriedades;
- variação da natureza e da proporção dos íons presentes na água de
preparo, que interagem com as partículas sólidas, com o CMC.
Amorim (2003), após estudar argilas bentoníticas, frente à ação de
aditivos poliméricos, em tratamentos de proteção e recuperação, concluiu que
através destes tratamentos, observa-se comportamentos diferenciados para
cada tipo de argila e aditivos estudados. Os resultados mostraram que não é
possível fazer generalizações sobre qual tipo de polímero deverá ser utilizado
como agente de proteção e recuperação em dispersões de argilas bentoníticas
de Boa Vista, PB, uma vez que o fator determinante é o tipo de argila utilizada
no seu preparo. Por outro lado, observa-se que além do tipo de argila utilizada
para o preparo das dispersões, o tipo de polímero e a dimensão das suas
cadeias poliméricas são critérios de grande importância e que necessitam ser
cuidadosamente analisados e escolhidos para que se tenha uma maior
eficiência quando da sua aplicação em perfurações passíveis de contaminação.
Os resultados obtidos com o desenvolvimento deste trabalho reforçam
os estudos de Amorim (2003), concluindo-se que as formulações devem ser
avaliadas individualmente frente à ação dos aditivos poliméricos e à presença
dos sais na água de preparo e/ou na formação geológica do poço a ser
perfurado na busca dos melhores aditivos a serem utilizados.
Para as composições VB e BCV, a utilização dos polímeros CMC BV,
CMC MV e CMC AV proporciona a melhoria das propriedades VA, VP e VF,
Capítulo 4 – Resultados e Discussões
____________________________________________________________________________________
Campos, L.F.A. Composições de Argilas Bentoníticas para Utilização em Fluidos de Perfuração de
Poços de Petróleo
128
estes polímeros protegem e recuperam as dispersões na presença dos sais
CaSO
4
, NaCl e CaCl
2
+ MgCl
2
nas concentrações estudadas. O CMC AV
protege e melhora as propriedades evidenciando sua ação de proteção para as
dispersões degradadas com todos os sais em conjunto.
Na presença dos sais em conjunto, em todas as concentrações
estudadas, observa-se modificações das propriedades VA, VP e VF das
composições tratadas com o CMC, a maioria das dispersões tornam-se
inadequadas ao uso como fluidos de perfuração à base de água,
principalmente se o polímero é adicionado após degradação (tratamento de
recuperação).
Na prática da perfuração, a eliminação dos cátions Ca
2+
e Mg
2+
são
obtidas pela adição de barrilha leve (Na
2
CO
3
) e/ou soda cáustica (NaOH)
(Darley & Gray, 1988). A adição do Na
2
CO
3
precipita o Ca
2+
e o Mg
2+
na forma
de CaCO
3
e de MgCO
3
que são pouco solúveis. O NaOH precipita o Mg
2+
na
forma de Mg(OH)
2
, que possui menor solubilidade que o MgCO
3
. Os agentes
redutores de cálcio são bastante utilizados para reduzir o teor de cálcio da
água do mar e anular os efeitos causados por anidrida e pelo gesso, ambos
formas de CaSO
4
. Principalmente quando a contaminação é proveniente de
cloretos ou sulfatos faz-se necessário o uso de produtos resistentes a esses
contaminantes (Pereira, 2006a). Com base nesta informação e nos resultados
dos tratamentos de proteção e recuperação das dispersões das formulações
estudadas, sugere-se o desenvolvimento de estudos de aditivos poliméricos
associados com agentes de controle de sais, que resultem em fluidos com
resistência à degradação promovida por águas salinas.
129
_____________________________________________________________________________________
Campos, L.F.A. Composições de Argilas Bentoníticas para Utilização em Fluidos de Perfuração de
Poços de Petróleo
Capítulo 5
Conclusões
5.1 Caracterização Física e Mineralógica
A partir da caracterização física e mineralógica das amostras de argilas
concluiu-se que:
i) as argilas apresentam teor de umidade de acordo com a
especificação da Petrobras (1998) para uso como agente
viscosificante e tixotrópico em fluidos de perfuração à base de
água;
ii) as argilas apresentam CTC, área específica e composição
química típicos de argilas bentoníticas;
iii) as argilas naturais e a industrializada são amostras de argilas
bentoníticas compostas predominantemente por argilominerais
do grupo da esmectita, provavelmente montmoriloníticos ou
membros da série nontronita-beidelita. Todas as amostras
apresentam quartzo em suas composições e amostra Verde
Lodo apresenta também caulinita.
5.2 Comportamento Reológico
Comparando os resultados de VA, VP e VF obtidos para as argilas Bofe,
Chocolate e Verde-lodo com as normas vigentes para fluidos de perfuração à
base de água e argila (Petrobras, 1998), observa-se que as propriedades
estudadas não satisfazem por completo às especificações.
A argila industrializada Brasgel PA apresenta valores de VA, VP e VF de
acordo com as especificações da Petrobras (1998).
Os resultados das propriedades VA, VP e VF para a composição 4 (50%
da argila Bofe e 50% da argila Chocolate), submetida aos parâmetros de
aditivação 1, 2, 3, 4, 5, 6 e 8, satisfazem por completo as normas (Petrobras,
1998) vigentes para fluidos de perfuração à base de água e argila, e os
Capítulo 5 – Conclusões
_____________________________________________________________________________________
Campos, L.F.A. Composições de Argilas Bentoníticas para Utilização em Fluidos de Perfuração de
Poços de Petróleo
130
resultados encontrados mostram-se bem próximos aos apresentados para a
argila sódica industrializada. Este é um resultado bastante positivo e promissor,
pois tal comportamento não é alcançado com as dispersões das argilas
individuais.
Os parâmetros reológicos estão diretamente relacionados com as
composições de argilas formuladas e dependem fortemente do comportamento
de VA, VP e VF das argilas individuais. Nas composições formuladas com as
argilas Bofe, Chocolate e Verde-lodo, cada uma das argilas tem sua
contribuição para o melhoramento dos parâmetros reológicos. As argilas
Chocolate e Verde-lodo contribuem para elevar VA, a argila Chocolate contribui
para diminuir VF e a argila Bofe contribui para elevar VP.
A argila Bofe contribui para um estado de menor floculação enquanto as
argilas Chocolate e Verde-lodo contribuem para um estado de maior floculação.
5.2.1. Delineamento de Misturas – Estudo Estatístico
A utilização do delineamento de misturas mostrou-se adequada para o
estudo de dispersões aquosas de composições de bentonitas. Para cada
parâmetro de aditivação foi possível gerar equações de regressão de acordo
com vários modelos, correlacionando as proporções das argilas na composição
com os parâmetros VA, VP e VF. Os modelos matemáticos ajustados podem
ser tomados como sendo estatisticamente significativos para descrever o
comportamento de VA, VP e VF em função das proporções das argilas na
composição.
Através da metodologia de superfícies de resposta, da otimização gráfica
e da solução simultânea das equações de regressão, sujeitas a restrições
impostas à VA, VP e VF, foi possível delimitar uma gama de composições
(região viável) das argilas Bofe, Chocolate e Verde-lodo, que favorece a
melhoria das viscosidades e da perda por filtração para uso em fluidos à base
de água e argila utilizados na perfuração de poços de petróleo.
Resultados obtidos com os modelos escolhidos para as formulações
contendo as argilas Bofe, Chocolate e Verde-lodo, quando comparados com os
resultados obtidos experimentalmente mostram que os modelos são
Capítulo 5 – Conclusões
_____________________________________________________________________________________
Campos, L.F.A. Composições de Argilas Bentoníticas para Utilização em Fluidos de Perfuração de
Poços de Petróleo
131
estatisticamente significativos e eficazes para previsão dos resultados das
propriedades estudadas.
Na análise das regiões viáveis para as composições submetidas a todos
os parâmetros de aditivação estudados foi possível determinar as
porcentagens dos componentes, que favorecem a melhoria das viscosidades e
perdas por filtração e potencializam o uso das argilas de qualidade inferior
(Bofe e Verde-lodo), o que satisfaz o objetivo geral deste estudo.
Conclui-se que os dois processos de misturas estudados, como também
os diferentes teores de carbonato de sódio, apresentam influência considerável
sobre os parâmetros reológicos das composições, e dependendo da
composição de argilas, favorecem ou não a melhoria das propriedades
estudadas.
O processo B de mistura, processo em que a mistura das argilas é
realizada após transformação das argilas individuais em sódicas, em todos os
teores de carbonato de sódio utilizados, potencializa o uso das argilas Bofe e
Verde-lodo e minimiza o uso da argila Chocolate.
Dentre todas as composições encontradas nas regiões viáveis a
composição binária de 84,6% da argila Bofe e 15,4% da argila Chocolate,
submetida ao processo B de mistura e aditivada com 100 meq de Na
2
CO
3
/
100g de argila seca, merece destaque visto que é bastante promissora, pois
atende as normas vigentes para fluidos de perfuração à base de água e argila
e é constituída por uma grande quantidade da argila Bofe (argila considerada
de qualidade inferior).
5.3 Tratamentos de Degradação, Proteção e
Recuperação
O tratamento de degradação das dispersões das composições VB e
BCV promove a perda das suas propriedades, VA, VP e VF, tornando-as
inadequadas ao uso em fluidos de perfuração de poços à base de água.
Os resultados das propriedades VA, VP e VF das dispersões da
composição VB (66,7%+33,3%) permite concluir que o CMCBV protege e
melhora VP e VF das dispersões degradadas com os sais CaSO
4
, NaCl, CaCl
2
Capítulo 5 – Conclusões
_____________________________________________________________________________________
Campos, L.F.A. Composições de Argilas Bentoníticas para Utilização em Fluidos de Perfuração de
Poços de Petróleo
132
+ MgCl
2
, o CMC MV protege e recupera as propriedades das dispersões
degradadas com os sais CaSO
4
e CaCl
2
+ MgCl
2
e o CMC AV protege e
recupera as propriedades das dispersões degradadas com os sais CaSO
4
,
NaCl, CaCl
2
+ MgCl
2
e protegendo também as propriedades de VP e VF das
dispersões degradadas com todos os sais em conjunto.
Os resultados das propriedades VA, VP e VF das dispersões da
composição BCV (66,7% + 16,7% + 16,7%) permite concluir que o CMCBV
protege e recupera as propriedades VP e VF das dispersões degradadas com
os sais CaSO
4
, NaCl e CaCl
2
+ MgCl
2
nas concentrações estudadas e protege
e recupera VA para as dispersões degradadas com NaCl. O CMCMV recupera
as propriedades de VA, VP e VF das dispersões degradadas com os sais
CaSO
4
, NaCl e CaCl
2
+ MgCl
2
nas concentrações estudadas. O CMCAV
protege e melhora VP e VF das dispersões degradadas com os sais CaSO
4
,
NaCl, CaCl
2
+ MgCl
2
nas concentrações estudadas, evidenciando sua ação de
proteção para as dispersões degradadas com todos os sais em conjunto.
VA, VP e VF das dispersões estudadas, após tratamentos de proteção e
recuperação, são modificadas por diferentes fatores, como: alterações no
método de mistura das argilas; variações na ordem de tratamento com o CMC,
antes ou após o tratamento com o agente de degradação; variações na
proporção de CMC e nas suas propriedades e variação da natureza e da
proporção dos íons presentes na água de preparo, que interagem com as
partículas sólidas, com o CMC.
As formulações devem ser avaliadas individualmente frente à ação dos
aditivos poliméricos e à presença dos sais na água de preparo e/ou na
formação geológica do poço a ser perfurado.
5.4 Conclusão Geral
Os resultados obtidos mostram a importância do estudo de composições
de argilas bentoníticas e a viabilidade na obtenção de fluidos com
comportamento reológico satisfatório, de acordo com as especificações
atualmente vigentes para uso como agente viscosificante e tixotrópico em
fluidos à base de água para perfuração de poços de petróleo.
Capítulo 5 – Conclusões
_____________________________________________________________________________________
Campos, L.F.A. Composições de Argilas Bentoníticas para Utilização em Fluidos de Perfuração de
Poços de Petróleo
133
O estudo de aditivos poliméricos na proteção e recuperação de VA, VP e
VF das dispersões preparadas com as composições VB (66,7%+33,3%) e BCV
(66,7% + 16,7% + 16,7%), apresenta resultados positivos, possibilitando à
obtenção de fluidos resistentes à ação de agentes de degradação.
O estudo desenvolvido com as composições das argilas poderá trazer
inúmeros benefícios aos mineradores e indústria beneficiadora das argilas de
Boa Vista, como também ao setor do petróleo, visto a possibilidade do uso das
argilas de qualidade inferior, disponíveis em maior quantidade nos jazimentos,
em fluidos de perfuração de poços de petróleo.
134
_____________________________________________________________________________________
Campos, L.F.A. Composições de Argilas Bentoníticas para Utilização em Fluidos de Perfuração de
Poços de Petróleo
Perspectivas para Futuros Trabalhos
Visando contribuir para pesquisas futuras que permitam a continuação
dos estudos de composições formuladas com as argilas bentoníticas de Boa
Vista, pode-se sugerir os seguintes pontos:
- ampliar os estudos de tratamentos de proteção e recuperação das
dispersões que atendem às normas da Petrobras utilizando composições de
aditivos poliméricos;
- desenvolver estudos com aditivos poliméricos associados com agentes
de controle de sais, que resultem em fluidos de perfuração com resistência à
degradação promovida por águas salinas;
- estudar a viabilidade econômica da aplicação das composições de
argilas que potencializam os usos das argilas Bofe e Verde-lodo;
- desenvolver estudos na busca de composições que potencializem o
uso das argilas Bofe e Verde-lodo para as diversas aplicações dessas argilas;
- estudar composições das argilas Bofe e Verde-lodo para aplicações em
fluidos de perfuração de poços de petróleo de alto desempenho;
- estudar composições das argilas Bofe e Verde-lodo, em concentrações
menores, aditivadas com polímeros visando à obtenção de fluidos de
perfuração com baixo teor de sólidos.
135
____________________________________________________________________________________
Campos, L.F.A. Composições de Argilas Bentoníticas para Utilização em Fluidos de Perfuração de
Poços de Petróleo
Bibliografia
Accioly, C.V., Uso de Argilas Esmectíticas em Lamas para Execução de
Paredes de Diafragma, Dissertação de Mestrado, UFCG, Campina
Grande, PB, 1994. Orientador: Prof. Dr. Heber Carlos Ferreira.
Alderman, N.J., The Reological Properties of Water-Based Drilling Fluids, The
Royal Society of Chemical Conference, Proceedings of the 3th
International Symposion on Chemical in Oil Industry, p. 33-49, 1988.
Alexandre, J., Toledo, R., Saboya, F. & Pereira, M., Utilização de Planejamento
em Rede Simplex na Previsão de Propriedades Mecânicas de Peças
Cerâmicas Vermelhas, Cerâmica 47 (303), 170 (2001).
Amorim, L.V., Melhoria, Proteção e Recuperação da Reologia de Fluidos
Hidroargilosos para Uso na Perfuração de Poços de Petróleo, Tese de
Doutorado. Doutorado em Engenharia de Processos, UFCG, Campina
Grande, PB, 2003. Orientadores: Prof. Dr. Hélio de Lucena Lira, Prof. Dr.
Heber Carlos Ferreira e Prof. Dr. Kepler Borges França.
Amorim, L.V. & Pereira, E., Bentonita da Paraíba: A Exaustão de uma Riqueza
Brasileira, ABAS Informa, nº 147, março de 2003.
Amorim, L.V., Bentonitas em Boa Vista podem Acabar dentro de Cinco Anos,
Jornal da Paraíba, 20 de junho de 2004.
Amui, S., Reologia, Divisão de Ensino – Diven, 1979.
Barbosa, M.L., Estudo de Algumas Propriedades Reológicas de Argilas
Esmectíticas da Localidade de Bravo, Distrito de Boa Vista, Campina
Grande, Paraíba, Após Cura em Câmara Climatizada, Dissertação de
Mestrado, UFCG, Campina Grande, PB, 1985. Orientador: Prof. Dr.
Heber Carlos Ferreira.
Bibliografia
____________________________________________________________________________________
Campos, L.F.A. Composições de Argilas Bentoníticas para Utilização em Fluidos de Perfuração de
Poços de Petróleo
136
Barbosa, M.I.R, Bentonitas Aditivadas com Polímeros para Aplicação em
Fluidos de Perfuração, Dissertação de Mestrado, Mestrado em
Engenharia de Materiais, UFCG, Campina Grande, PB, 2006.
Orientadores: Prof. Dr. Heber Carlos Ferreira e Prof
a
. Dra. Luciana Viana
Amorim.
Barbosa, M.I.R, Viana, J.D, Farias, E., Amorim, L.V. & Ferreira, H.C., O Uso de
Polímeros no Tratamento e Recuperação de Fluidos de Perfuração
Contaminados, XIII Congresso Brasileiro de Águas Subterrâneas, Cuiabá,
MT, 2004.
Barros Neto, B., Scarminio, J.S. & Bruns, R.E., Planejamento e Otimização de
Experimentos, 2
a
Edição, Editora UNICAMP, Campinas, SP, 1996.
Bhatti, M.A., Practical Optimization Methods with Mathematica Applications,
New York: Springer Telos, 2000.
Bergman, R. et al., Experimental Design and Optimization, Chemometrics and
Intelligent Laboratory Systems, 42, 3-40 (1998).
Branco, I.G. & Gasparetto, C.A., Aplicação da Metodologia de Superfície de
Resposta para o Estudo do Efeito da Temperatura sobre o
Comportamento Reológico de Misturas Ternárias de Polpa de Manga e
Sucos de Laranja e Cenoura, Ciênc. Tecnol. Aliment., Campinas, 23
(Supl), 166 (2003).
Box & Wetz, 1973. In: Barros Neto, B., Scarminio, J.S. & Bruns, R.E.,
Planejamento e Otimização de Experimentos, 2
a
Edição, Editora
UNICAMP, Campinas, SP, p. 152, 1996.
Burke, C.J. & Veil, J.A., Syntetic-Based Drilling Fluids Have Many
Environmental Pluses, Oil & Gas Journal 27, 59-64 (1995).
Bibliografia
____________________________________________________________________________________
Campos, L.F.A. Composições de Argilas Bentoníticas para Utilização em Fluidos de Perfuração de
Poços de Petróleo
137
Caenn, R. & Chillingar G.V., Journal of Petroleum Science and Engeneering 14,
221-230 (1996).
Campos, L.F.A., Barboza, K.R.A., Viana, J.D., Amorim, L.V. & Ferreira, H.C.,
Aplicação do Planejamento Experimental no Estudo da Influência da
Composição de Misturas Binárias de Bentonitas sobre o Comportamento
Reológico de Dispersões, 49º Congresso Brasileiro de Cerâmica, São
Pedro, SP, 2005.
Collantes, H.D.C., Desenvolvimento do Processo de Fabricação de Tubos
Hospitalares por RVNRL: Otimização e Protótipo de Extrusão a Baixas
Temperaturas, Tese de Doutorado, Instituto de Pesquisas Energéticas e
Nucleares/USP, São Paulo, 1999. Orientador: Dr. João Alberto Osso Jr.
Cornell, J.A., Experiments with Mixtures: Designs, Models and the Analysis of
Mixture Data, 3rd edition, New York: John Wiley & Sons, 1990.
Correia, S.L., Hotza, D. & Segadães, A.M., Otimização da Resistência
Mecânica de Corpos Cerâmicos em Função de Matérias-Primas e
Restrições de Propriedades Tecnológicas, Anais do Congresso em
Ciências de Materiais do Mercosul, Joinville, SC, 2004.
Correira, S.L., Grun, E., Denardi, C.D., Hotza, D. & Folgueras, M.V., Aplicação
de Delineaamento Experimental e Otimização para Avaliar o Efeito de
Argilas na Microestrutura e Propriedades Tecnológicas de Composições
Cerâmicas, Anais do 49º Congresso Brasileiro de Cerâmica, São Pedro,
SP, 2005.
Curto, K.A.S., Costa, A.F., Reis, J.P., Correia, S.L. & Hotza, D., Utilização de
Experimentos com Misturas na Investigação do Efeito da Composição e
da Plasticidade na Resistência Mecânica de Massas Cerâmicas
Triaxiais, Anais do 47º Congresso Brasileiro de Cerâmica, João Pessoa,
PB, 2003.
Bibliografia
____________________________________________________________________________________
Campos, L.F.A. Composições de Argilas Bentoníticas para Utilização em Fluidos de Perfuração de
Poços de Petróleo
138
Dantas, J.R.A., Freitas, V.P.M., Gopinath, T. & Feitosa, R.N., Depósitos de
Bentonita da Região de Boa Vista, Estado da Paraíba, Departamento
Nacional de Produção Mineral, 1984.
Darley, H.C.H. & Gray, G.R., Composition and Properties of Drilling and
Completion Fluids, Fifth Edition, Gulf Publishing Company, Houston,
Texas, 1988.
Dingstad, G., Egelandsdal, B. & Nxs, T., Modeling Methods for Crossed Mixture
Experiments – A Case Study from Sausage Production, Checnometrics
and Intelligent Laboratory Systems 66, 175-190 (2003).
Durand, C., Lecoutier, J., Rosenberg, E. & Loeber, L., Relationship Between
Composition, Structure and Permeability of Drilling Filter Cakes, Revue
de I´Institute Français du Pétrole 51 (06), 777 (1997).
Edgar, T.F. & Himmelblau, D.M., Optimization of Chemical Process, New
York:McGraw Hill, 1989.
Ferraz, A.I., Manual de Engenharia dos Fluidos de Perfuração, Divisão
Magcobar Grupo Oilfield Products Dresser Industries, Inc. Houston,
Texas, 1977.
Ferreira, H.C., Chen, T., Zandonadi, A.R. & Souza Santos, P., Correlações
Lineares entre Áreas Específicas de Caulins Determinadas por Diversos
Métodos – Aplicação a Alguns caulins do Nordeste Brasileiro (estados
da Paraíba e Rio Grande do Norte), Cerâmica 18 (71), 333 (1972).
Ferreira, H.S., Obtenção de Argilas Organofílicas Purificadas para Uso em
Fluidos de Perfuração Base Óleo, Dissertação de Mestrado, UFCG,
Campina Grande, PB, 2005. Orientador: Prof. Dr. Heber Carlos Ferreira.
Bibliografia
____________________________________________________________________________________
Campos, L.F.A. Composições de Argilas Bentoníticas para Utilização em Fluidos de Perfuração de
Poços de Petróleo
139
Gimenez, E., Caracterización hidrogeoquímica de los procesos de salinización
en el acuífero detrítico costero de la Plana de Castellón (España). Tesis
doctoral, Granada, 1994.
Glenn, I; Stelzer, R. & Klug, E. D. Carboxymethylcellulose. En: Handbook of
watersoluble gums and resins, p. 4-2 a 4-28, New York: McGraw Hill,
1980.
Gopinath, T.R., Cruz, C.A. & Freire, J.A., Estudo Comparativo da Composição
Química e as Variedades de Argilas Bentoníticas da Região de Boa
Vista, Paraíba, Revista de Geologia, 16 (1), 35 (2003).
Gomes, C.M., Avaliação do Comportamento Reológico de Suspensões
Cerâmicas Triaxiais Utilizando Abordagem do Delineamento de
Misturas, Dissertação de Mestrado, UFSC, Florianópolis, SC, 2004.
Orientador: Prof. Dr. Dachamir Hotza.
Greminger, G.K. Cellulose derivatives, ethers. In: Kirk-Othmer Encyclopedia of
chemical technology, vol.5, p. 143-163, New York: Wiley, 1979.
Grim, R.E. & Nüven, N., Bentonites: Geology, Mineralogy, Properties and Uses,
Elsevier Scientific Publishing Company, Amsterdam, 1978.
Güngor, N. & Karaoglan, S., Interaction of Polyacrylamide Polymer whith
Bentonite in Aqueous Systems, Materials letters 48, 168-175 (2001).
Hughes, T. L., Jones, T. G. J., Houwen, O. H., Chemical Characterization of
CMC and Its Relationship to Drilling-Mud Rheology and Fluid Loss, SPE
Drilling & Completion, 157-163 (1993).
Júnior, L.G., Gheyi, H.R. & Medeiros, J.F., Composição Química de Águas do
Cristalino do Nordeste Brasileiro, Revista Brasileira de Engenharia
Agrícola e Ambiental, 3 (1),11-17 (1999).
Bibliografia
____________________________________________________________________________________
Campos, L.F.A. Composições de Argilas Bentoníticas para Utilização em Fluidos de Perfuração de
Poços de Petróleo
140
Kamoun, A., Chaabouni, M., Sergent, M. & Phaan-Tan-Luu, R., Mixture Design
Applied to the Formulation of Hydrotropes for Liquid Detergents,
Checnometrics and Intelligent Laboratory Systems 63, 69-79 (2002).
Keren, R., Rheology of Mixed Kaolinite-montmorillonite Suspension. Soil
Science Society of America Journal, 52, 924-928 (1989).
Keren, R., Absorbed Sodium Fraction´s Effect on Rheology of Kaolinite-
montmorillonite in Suspension, Soil Science Society of America Journal,
53, 925 (1991).
Kiminami, R.H.G.A. & Ferreira, H.C., Propriedades Reológicas da Argilas
Montmoriloníticas do Distrito de Boa Vista – Campina Grande – PB,
Após Tratamento com Carbonato de Sódio e Cura em Câmara
Climatizada Visando sua Aplicação em Fluidos de Perfuração de Poços
de Petróleo, Cerâmica 26 (131), 307 (1980).
Kiminami, R.H.G.A. & Ferreira, H.C., Estudos Preliminares, em Câmara
Climatizada Visando a Otimização das Propriedades Reológicas das
Argilas Montmoriloníticas ou Esmectíticas do Distrito de Boa Vista,
Município de Campina Grande, Paraíba, Cerâmica 27 (133), 21 (1981).
Kiminami, R.H.G.A. & Ferreira, H.C., Propriedades Reológicas das Argilas
Montmoriloníticas ou Esmectíticas do Distrito de Boa Vista, Município de
Campina Grande, PB, Após Tratamento com Carbonato de Sódio e Cura
(até 24h) em Câmara Climatizada, Visando Aplicação como Fluidos
Tixotrópicos para Perfuração de Poços de Petróleo, Cerâmica 27 (137),
225 (1981a).
Kiminami, R.H.G.A., Souza Santos, P. & Ferreira, H.C., Estudo dos Efeitos de
Tratamento de Cura em Argilas Esmectíticas de Boa Vista, Campina
Grande – PB, Parte 3 – Efeito da Diálise Antes e Após Tratamento de
Cura em Câmara Climatizada, Cerâmica 31 (133), 165 (1985).
Bibliografia
____________________________________________________________________________________
Campos, L.F.A. Composições de Argilas Bentoníticas para Utilização em Fluidos de Perfuração de
Poços de Petróleo
141
Lagaly, G. & Ziesmer, S., Colloid Chemistry of Clay Minerals: The Coagulation
of Montmorilonite Dispersions, Advances in Colloid and Interface
Science, 100, 128 (2003).
Lecourtier, J. & Degouy, D., Relations Between Structure and Efficiency of
Polymeric Additves for Drilling Fuids, Revue de I´Institut Français du
Pétrole 49 (2), 177-186 (1994).
Lira, H. de L., Modificações de Propriedades Reológicas de Esmectíticas
Sódicas por Tratamento Térmico, Dissertação de Mestrado, UFCG,
Campina Grande, PB, 1988. Orientador: Prof. Dr. Heber Carlos Ferreira.
Luckham, P.F. & Rossi, S., The Colloidal and Rheological Properties of
Bentonite Suspension, Advances in Colloid and Interface Science 82, 43-
92 (1999).
Lummus, J.L. & Azar, J.J., Drilling Fluids Optimization: A Practical Field
Approach, PennWell Publishing Company, Tulsa, Oklahoma, 1986.
Martins, C.M.R., Proposta Metodológica para Otimização Experimental de
Formulações: Um Estudo de Caso no Setor Alimentício, Dissertação de
Mestrado Profissional em Engenharia de Produção, Escola de
Engenharia, UFRGS, Porto Alegre, 2002.
Miano, F. & Rabaioli, M.R., Rheological Scaling of Montmorilonite Suspensions:
Effect of Electrolytes and Polyelectrolytes, Colloids and Surface A:
Physicochemical and Engineering Aspects, 84, 229-237 (1994).
Miller, R.E., Optimization Foundations and Applications, New York: John Willey
and Sons, 2000.
Montgomery, D.C. & Runger, G.C., Estatística Aplicada e Probabilidade para
Engenheiros, 2ª edição, Rio de Janeiro, 2003.
Bibliografia
____________________________________________________________________________________
Campos, L.F.A. Composições de Argilas Bentoníticas para Utilização em Fluidos de Perfuração de
Poços de Petróleo
142
Montgomery, D.C., Design and Analysis of Experiments, 4 th ed., New York:
John Wiley & Sons, 1997.
Mooney, R.W., Keenan, A.G. & Wood, L.A., Journal American Chemical Society
74, 1371 (1952).
Mura, P., Furlanetto, S., Cirri, M., Maestrelli, F. Marras, A.M. & Pinzauti, S.,
Optimization of Glibenclamide Tablet Composition through the Combined
Use of Differential Scanning Calorimetry and D-optimal Mixture
Experimental Design, Journal of Pharmaceutical and Biomedical
Analysis, 37, 65-71 (2005).
Murray, H.H., Overview- Clay Mineral Aplications, Applied Clay Science, 5, 379-
395 (1991).
Nxs, T., Bjerke, F. & Fxrgestad, E.M., A Comparison of Design and Analysis
Techniques for Mixtures, Food Quality and Preference, 10, 209-217
(1999).
Nardi, J.V. & Hotza, D., Otimização das Proporções de Pastas Pozolânicas
através de Método de Delineamento de Misturas e Superfície de
Respostas, Anais do 46º Congresso Brasileiro de Cerâmica, São Paulo,
SP, 2002.
Nardi, J.V. & Hotza, D., Minimização de Custos em Misturas Cerâmicas
Cimentantes, Anais do 48º Congresso Brasileiro de Cerâmica, Curitiba,
PR, 2004.
Neaman, A. & Singer, A., Rheology of Mixed Palygorskite – Montmorillonite
Suspensions, Clays and Clays Minerals, 48, 713-715 (2000).
Oliveira, M.L., Bentonita, www.dnpm.org.br, Dezembro de 2004, Acesso em: 12
de dezembro, 2006.
Bibliografia
____________________________________________________________________________________
Campos, L.F.A. Composições de Argilas Bentoníticas para Utilização em Fluidos de Perfuração de
Poços de Petróleo
143
Oliveira, I.R., Studart A. R., Pileggi R. G.& Pandolfelli V. C., Dispersão e
Empacotamento de Partículas, Fazendo Arte Editorial, São Paulo, SP
2000.
Onoda, G.Y. The rheology of organic binder solutions. In: Ceramic processing
before firing (edited by G. Y. Onoda and L. L..Hench), p. 235-351, New
York: Wiley, 1978.
Pedroso, M.A.S., Modificações de Propriedades Reológicas de Dispersões de
Esmectíticas Sódica, Dissertação de Mestrado, UFCG, Campina
Grande, PB, 1991. Orientador: Prof. Dr. Heber Carlos Ferreira.
Pereira, E., Química dos Polímeros e Aplicações – Parte IV, Disponível em:
www.systemmud.com.br, Acesso em: 12 de dezembro, 2006.
Pereira, E., Fluido de Perfuração PAC/CMC x Bentonita: Um Confronto
Desigual, Disponível em: www.systemmud.com.br, Acesso em: 12 de
dezembro, 2006a.
Pereira, E., Química dos Polímeros e Aplicações - Parte III, Disponível em:
www.systemmud.com.br,. Acesso em: 08 de julho, 2006b.
Petrobras, Viscosificante para Fluido de Perfuração à Base de Água na
Exploração e Produção de Petróleo, Especificação, N-2604, 1998.
Petrobras, Ensaio de Viscosificante para Fluido de Perfuração à Base de Água
na Exploração e Produção de Petróleo, Método, N-2605, 1998a.
Queiroz, M.F.V., Influência do Tratamento de Cura em Câmara Úmida e
Climatizada nas Propriedades Reológicas e nos Teores de Carbonatos e
Bicarbonatos das Argilas Esmectíticas de Boa Vista, Município de
Campina Grande, PB, Dissertação de Mestrado, UFCG, Campina
Grande, PB, 1985. Orientador: Prof. Dr. Heber Carlos Ferreira.
Bibliografia
____________________________________________________________________________________
Campos, L.F.A. Composições de Argilas Bentoníticas para Utilização em Fluidos de Perfuração de
Poços de Petróleo
144
Ramos, R.R., Estudo de Algumas Propriedades Reológicas e Teores de
Carbonatos e Bicarbonatos Após Cura em Câmara Úmida e Autoclave
de Três Argilas Esmectíticas Tratadas com Carbonato de Sódio da
Localidade de Bravo, Distrito de Boa Vista, Município de Campina
Grande-PB, Dissertação de Mestrado, UFCG, Campina Grande, PB,
1985. Orientador: Prof. Dr. Heber Carlos Ferreira.
Reis, C. & Andrade, J.C., Planejamento Experimental para Misturas usando
Cromatografia em Papel, Química Nova, 19 (3), 313 (1996).
Reed, J.S. Introduction to the Principles of Ceramic Processing, A Wiley-
Interscience Publication, 1988.
Sadicoff, B.L., Brandão, E.M. e Lucas, E.F., Copolimerização Micelar de
Poli(Acrilamida-g-Óxido de Propileno): Avaliação Reológica e
Caracterização de suas Soluções, Polímeros: Ciência e Tecnologia, 11
(2), 41-50 (2001).
Somasundaran, P., Healy, T.W. & Fuerstenau, D.W., The Aggregation of
Colloidal Alumina Dispersion by Absorbed Sufactant Ions, Journal of
Colloid and Interface Science 22 (6), 599-605 (1966).
Souza Santos, P., Estudo Tecnológico de Argilas Montmoriloníticas do Distrito
de Boa Vista, Município de Campina Grande- PB, Tese para Concurso à
Cátedra de Química Industrial, EPUSP, São Paulo, 1968.
Souza Santos, P., Ciência e Tecnologia de Argilas, Editora Edgard Blücher, vol.
2, p. 609, São Paulo, 1989.
Souza Santos, P., Ciência e Tecnologia de Argilas, Editora Edgard Blücher, vol.
1, São Paulo, 1992.
Stefan P., Métodos de Ensaio de Argilas e Bentonitas para Fluidos de
Perfuração, Cerâmica 12 (266), 47-48 (1966).
Bibliografia
____________________________________________________________________________________
Campos, L.F.A. Composições de Argilas Bentoníticas para Utilização em Fluidos de Perfuração de
Poços de Petróleo
145
Sueyoshi, K. H., Propriedades Coloidais e Reológicas de Suspensões de
Bentonitas Aditivadas com Poliacrilamida e Cloreto de Sódio, Dissertação
de Mestrado, UNICAMP, 1994. Orientador: Prof. Dr. César Costapinto
Santana.
Trindade, M.H.A., Bentonita, www.dnpm.org.br, 20 de setembro, 2001, Acesso
em: 20 de dezembro, 2006.
Valenzuela Díaz, F.R., Zeolitas e Argilas na Indústria do Petróleo, Curso
promovido pela Pós-Graduação em Engenharia Química/CCT/UFCG,
Campina Grande, março de 2003.
Van Olphen, H., An Introduction to Clay Colloid Chemistry, Second Edition,
Interscienc, New York, 1977.
Viana, J.D., Estudo de Diferentes Processos de Troca de Cátions em
Composições Binárias de Argilas Bentoníticas, Dissertação de Mestrado,
Mestrado em Engenharia de Materiais UFCG, Campina Grande, PB,
2005. Orientadores: Prof. Dr. Heber Carlos Ferreira e Prof
a
. Dra. Luciana
Viana Amorim.
Zauberas R. T., Gomes P. L. S., Diniz C. A. R. & Boschi A. O., Planejamento
Estatístico de Experimentos Aplicado ao Desenvolvimento de
Formulações para Revestimentos Cerâmicos, Cerâmica 50, 33-37
(2004).
Livros Grátis
( http://www.livrosgratis.com.br )
Milhares de Livros para Download:
Baixar livros de Administração
Baixar livros de Agronomia
Baixar livros de Arquitetura
Baixar livros de Artes
Baixar livros de Astronomia
Baixar livros de Biologia Geral
Baixar livros de Ciência da Computação
Baixar livros de Ciência da Informação
Baixar livros de Ciência Política
Baixar livros de Ciências da Saúde
Baixar livros de Comunicação
Baixar livros do Conselho Nacional de Educação - CNE
Baixar livros de Defesa civil
Baixar livros de Direito
Baixar livros de Direitos humanos
Baixar livros de Economia
Baixar livros de Economia Doméstica
Baixar livros de Educação
Baixar livros de Educação - Trânsito
Baixar livros de Educação Física
Baixar livros de Engenharia Aeroespacial
Baixar livros de Farmácia
Baixar livros de Filosofia
Baixar livros de Física
Baixar livros de Geociências
Baixar livros de Geografia
Baixar livros de História
Baixar livros de Línguas
Baixar livros de Literatura
Baixar livros de Literatura de Cordel
Baixar livros de Literatura Infantil
Baixar livros de Matemática
Baixar livros de Medicina
Baixar livros de Medicina Veterinária
Baixar livros de Meio Ambiente
Baixar livros de Meteorologia
Baixar Monografias e TCC
Baixar livros Multidisciplinar
Baixar livros de Música
Baixar livros de Psicologia
Baixar livros de Química
Baixar livros de Saúde Coletiva
Baixar livros de Serviço Social
Baixar livros de Sociologia
Baixar livros de Teologia
Baixar livros de Trabalho
Baixar livros de Turismo