terça-feira, 5 de agosto de 2014

DESAFIO DA INDÚSTRIA DE PETRÓLEO: FLUIDOS DE PERFURAÇÃO

(Texto enviado pelo Representante Beta EQ e estudante da UFRJ, Eduardo Martins Neto)

Durante a perfuração para retirada do petróleo cru do seu reservatório, produzem-se grandes quantidades de detritos. Para evitar a sua permanência dentro do poço, bloqueando a passagem da broca, nasceu a necessidade de criação de um fluido responsável por trazê-los até a superfície. Essas misturas- chamadas fluidos(ou lamas) de perfuração- são dispersões complexas de sólidos, líquidos e gases, com pelo menos 10 componentes e geralmente bifásicas: uma dispersante( ou solvente) e outra dispersa, cuja composição depende dos requisitos exigidos pelo poço.

Com o tempo e a evolução tecnológica do indústria petrolífera, essas lamas receberam outras funções importantes, dentre elas:

Manter a estabilidade do poço, exercendo pressão hidrostática para evitar influxo de fluidos de formação, a ocorrência de desmoronamentos e fraturas nas rochas;
Transmitir potência hidráulica;
Resfriar e lubrificar a broca;
Reduzir o atrito entre a coluna e as paredes;
Manter o poço aberto e estável;
Manter os sólidos em suspensão durante os períodos de repouso dentro do poço.


Uma importante classificação é quanto ao principal componente da fase dispersante. Sua natureza pode definir algumas de suas características e propriedades. Dessa forma, eles se dividem em base água(WBM), quando a água é o meio de dispersão; ar(ou gás), quando ar comprimido ou nitrogênio é o fluido circulante; e óleo(OBM), quando em geral hidrocarbonetos(HCs) líquidos compõem a fase contínua e pequenas frações de solução aquosa a dispersa.

Em primeiro lugar, a perfuração a ar é muito pouco utilizada, restrita a locais com pouca produção de água e hidrocarbonetos. Ademais, por ter custo mais barato, ser biodegradável e um bom meio para diversos materiais coloidais, o base água ganha espaço tem aplicabilidade em muitos casos. Por fim, o base óleo, apesar de caro e poluente, possui grau de lubricidade elevado, boa estabilidade a altas temperaturas, ampla faixa de densidade e baixíssima taxa de corrosão, entre outras qualidades. Tais vantagens o tornam preferido em outros diversos tipos de poços.

Em contrapartida, devido à pressão por parte de ambientalistas, desde a década de 1990 a legislação brasileira caminha para vetar a utilização desta última lama. Até o momento, não foi encontrado um substituto ideal, seja pelo alto custo de produção ou pela inadequação a determinadas características. Dentre os candidatos a tal posto, estão principalmente o base água com certos aditivos e o recente base sintética.

De fato, compostos orgânicos sintéticos vêm sendo desenvolvidos como alternativa tanto a OBM quanto WBM. Em geral, por conter oxigênios em sua estrutura e não estar contaminados com HCs aromáticos se degradam facilmente. Dentro dessa classe, as substâncias insolúveis em água se assemelham mais aos óleos tradicionais. Apesar de também ter um padrão de qualidade maior que seus concorrentes, sua alta viscosidade à temperatura ambiente, baixa estabilidade térmica e, principalmente, seu custo de quatro a cinco vezes maior que dos OBMs o impedem de ser o suplente até agora.

Já os WBMs possuem a grande vantagem de ser extremamente baratos para serem fabricados. Contudo, como não suportam os mesmos aditivos do óleo, possuem um intervalo menor e mais alto de densidade e têm alto teor de cloreto em sua maioria, ainda são incompatíveis.

Nesse ínterim, numa corrida contra o tempo, estão pesquisadores de petrolíferas e universidades. Por um lado, uma frente busca encontrar compostos orgânicos com características adequadas para a perfuração e com fácil e barata obtenção. Pelo outro, cientistas procuram aditivos que aproximem a análise reológica da água com a de HC e diminuam sua densidade(é o caso de microesferas ocas de vidro) e reduzem sua alta salinidade.

Nenhum comentário:

Postar um comentário