FLUIDOS DE PERFURAÇÃO

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APOSTILA FLUIDOS DE PERFURA��O - Eng. Po�o PUC 2007.pdf
 
 
 
 
 
 
FLUIDOS 
DE 
PERFURAÇÃO 
 
 
 
 
 
 
 
 
Pós graduação Lato sensu 
Engenharia de Petróleo 
Poço 
PUC – 2007 
 2 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
Rosana Lomba 
 
Material adaptado de Apostila - Fluidos de Perfuração de autoria de 
José Carlos Vieira Machado – Petrobras/UP
 3 
TECNOLOGIA DE FLUIDOS DE PERFURAÇÃO 
 
Fundamentos de Fluidos 
 
Introdução – Histórico 
 
A origem dos fluidos de perfuração coincide com o início da perfuração rotativa, por volta 
de 1900, que utilizava uma mistura de água e argila em circulação intermitente no poço, 
com o objetivo principal de transportar os cascalhos até a superfície e estabilizar as 
paredes do poço. 
 
Enquanto a bomba alternativa, duplex ou triplex, funciona como o coração do sistema de 
perfuração rotativo, o escoamento do fluido de perfuração se assemelha ao fluxo 
sanguíneo. A bomba transmite a potência hidráulica necessária para deslocar o fluido 
através do poço e auxiliar na perfuração, através da ação de jateamento na broca. O 
fluido carrega os ingredientes para manter o poço “saudável”. 
 
Os fluidos de perfuração são misturas complexas de sólidos, líquidos e, por vezes, gases, 
que podem assumir aspecto de suspensão, dispersão coloidal ou emulsão, a depender da 
composição química e do estado físico dos seus componentes. 
 
Conceitos Fundamentais 
 
Sistemas Dispersos 
 
Entende-se por dispersão a distribuição uniforme de uma fase, constituída por uma ou 
mais substâncias puras, denominada de disperso ou fase descontínua, em outra fase 
conhecida por dispersante ou fase contínua, também composta por uma ou mais 
substâncias. Um sistema disperso ficaria bem caracterizado se, ao tomarmos qualquer 
porção aleatória, esta representasse as propriedades intrínsecas do sistema, ao menos 
em termos médios. 
 
Tabela 1- Classificação das dispersões em função do diâmetro das partículas dispersas 
 
Tipo de dispersão Diâmetro do disperso Exemplo 
Solução < 1mµ NaCl + água; sacarose + 
água 
Coloidal 1 mµ a 1 µ Argila + água; polímero + 
água 
Suspensão > 1 µ Sílica + água; barita+ água 
1 mµ = 10-9 m = 10 A (Angstrom); 1 µ = 10-6 m; 1 A = 10-10 m 
 
A dispersão de uma massa material finita é, em última análise, uma subdivisão em 
partículas menores, cujas dimensões finais e, conseqüentemente, suas propriedades, 
dependem da natureza das fases (disperso e dispersante), da proporção entre elas, e 
também da maneira utilizada para obter a dispersão. 
 
Embora a classificação da tabela 1 seja amplamente aceita, existem outras classificações 
que variam de acordo com a conveniência e aplicabilidade de certos sistemas dentro de 
 4 
um ramo tecnológico e industrial, em particular. Por convenção, os sistemas dispersos 
são classificados em função das dimensões máximas das partículas dispersas ou do 
diâmetro equivalente, ou ainda, do diâmetro de Stokes, da maneira como está ilustrada na 
tabela 1. 
 
A solução é um sistema cujas partículas dispersas se caracterizam por possuírem 
dimensões de moléculas ou íons. O disperso é denominado solato e o dispersante 
solvente. As leis da físico-química se aplicam a esses sistemas homogêneos e 
monofásicos, principalmente em condições ideais. A separação dos componentes de uma 
solução só é possível por métodos físicos seletivos, tais como destilação, extração, ou por 
métodos químicos. 
 
O sistema coloidal se caracteriza por possuir partículas de dimensões de 
macromoléculas, agregados moleculares ou iônicos. A separação das fases é possível 
por métodos físicos que envolvam uma superfície ou meio de baixíssima permeabilidade, 
como diálise e ultra filtração. O sistema coloidal é considerado termodinamicamente 
instável e, devido a sua complexidade, não pode, muitas vezes, ser tratado com a 
exatidão associada a certos ramos da físico-química. Nestes casos, o estudo é conduzido 
experimentalmente e correlacionado com leis e equações conhecidas. 
 
As suspensões se caracterizam por serem sistemas heterogêneos de elevada 
instabilidade física, sendo que suas fases podem ser separadas por filtração comum, ou 
espontaneamente por sedimentação. 
 
Sistemas Coloidais 
 
Embora não haja uma separação nítida entre sistemas coloidais e sistemas não coloidais, 
a ciência dos colóides se ocupa com sistemas dispersos onde a fase dispersa é composta 
de partículas com dimensões dentro do intervalo coloidal, arbitrariamente definido de 1 
nm (1 mµ) a 103 nm (1 µ). Se o sistema coloidal for constituído de partículas isométricas, 
então a dimensão a considerar é o diâmetro equivalente. Entretanto, para sistemas 
constituídos de partículas anisométricas, a menor dimensão é, na maioria das vezes, mais 
importante em função da conformação e flexibilidade da partícula. 
 
Uma dispersão coloidal é denominada de sol quando partículas dispersas de um sólido 
está distribuída numa fase dispersante líquida. As dispersões de bolhas de gás numa fase 
líquida pode se constituir em uma espuma, enquanto que as gotas de um líquido 
dispersas em outra fase líquida são denominadas de emulsão. Os sistemas coloidais 
podem ser constituídos por moléculas individuais ou macromoléculas, agregados iônicos 
ou moleculares, ou ainda agregados de partículas. Um exemplo de dispersão coloidal 
constituída de moléculas simples é uma pseudo-solução de macromoléculas (polímero, 
proteína ou surfactante, por exemplo) em um meio líquido (água, por exemplo). Este 
sistema é ainda conhecido como solução coloidal ou pseudo-solução devido a seu 
aspecto homogêneo e límpido. Os sistemas coloidais têm atraído muita atenção devido, 
principalmente, às suas propriedades físico-químicas incomuns. Além disso, o 
comportamento químico de uma substância dispersa como colóide permanece 
essencialmente o mesmo, quando comparado ao seu estado puro, embora o elevado 
grau de dispersão do sistema lhe confira uma maior reatividade. 
 
 5 
A principal maneira de classificar as dispersões coloidais é quanto ao estado físico das 
fases contínuas e descontínuas. A tabela 2 mostra os tipos de dispersões coloidais e seus 
exemplos. 
 
Os principais colóides de aplicação prática e industrial são os sóis, emulsões e espumas, 
especialmente aqueles que envolvem a água como meio dispersante. A permanência do 
sistema no estado coloidal é, muitas vezes, garantida através da adição de um terceiro 
constituinte, denominado de agente estabilizante. 
 
Tabela 2 - Classificação das dispersões coloidais em relação ao estado físico das fases 
 
Fase 
dispersa 
Fase 
dispersante 
Sistema 
coloidal 
Exemplo 
Sólido Líquido Sol Tintas, polímeros ou argila em 
água 
Líquido Líquido Emulsão Óleo+água, leite 
Gás Líquido Espuma Ar+sabão+água 
Sólido Sólido Sol sólido Rubi 
Líquido Sólido Emulsão sólida Pérola, opala 
Gás Sólido Espuma sólida Pedra pomes 
Líquido Gás Aerosol líquido Névoa, nuvem 
Sólido Gás Aerosol sólido Fumaça 
 
Emulsões 
 
Uma emulsão é um sistema disperso, relativamente estável, na qual as fases são 
constituídas por dois líquidos imiscíveis ou parcialmente miscíveis, cujo diâmetro dos 
glóbulos do líquido disperso apresenta, na maioria dos casos, valores entre 102 e 104 nm. 
Dessa forma, a maioria dos glóbulos das emulsões normais ou macro-emulsões são 
visíveis no microscópico óptico. Uma classe de emulsões, cujo tamanho dos glóbulos é 
inferior a 100 nm, são conhecidas como micro-emulsões.
As micro-emulsões são 
transparentes e exibem uma estabilidade altíssima. As emulsões necessitam de um 
terceiro componente, conhecido como emulsificante, para conferir estabilidade ao 
sistema. Existem substâncias naturais que possuem uma alta capacidade para estabilizar 
emulsões. Algumas destas substâncias possuem parte de sua molécula organofílica, isto 
é, com afinidade por orgânicos, e outra parte hidrofílica, isto é, com afinidade por água. 
Exemplos clássicos dessas substâncias tensoativas são as proteínas, as resinas e os 
carbohidratos. 
 
Outros grupos de substâncias sintéticas, como os ácidos graxos de cadeia curta e alguns 
álcoois são solúveis tanto em água quanto em óleo. Uma cadeia de átomos de carbono 
da molécula dessas substâncias é responsável pela solubilidade parcial em óleo, 
enquanto os grupamentos polares -COOH (ácido) e -OH (álcool) são responsáveis pela 
solubilidade em água. Se as moléculas dessas substâncias se localizarem numa 
superfície de separação óleo-água ou vapor-água, elas se orientarão de maneira a manter 
os grupos hidrofílicos na fase aquosa e as cadeias lipofílicas ou organofílicas na fase 
oleosa ou na fase vapor. Essa situação é energeticamente mais favorável que a 
dissolução completa em qualquer uma das duas fases. Algumas substâncias que são 
usadas industrialmente para produzir emulsões estáveis são tensoativos sintéticos, como 
os sabões e detergentes que estabilizam emulsões de óleo e água. 
 6 
 
Tipos de Emulsões 
 
Embora seja possível produzir uma infinidade de emulsões entre diversos líquidos 
imiscíveis, os dois tipos de emulsões mais comuns nas indústrias e nos laboratórios são 
de orgânicos ou óleo em água (O/A) e de água em orgânicos ou óleo (A/O). Portanto, em 
quase todas as emulsões, uma das fases é aquosa e a outra fase é oleosa. Quando o 
óleo é a fase dispersa, a emulsão é chamada de emulsão de óleo em água (O/A), e 
quando o meio disperso é aquoso, a emulsão é dita de água em óleo (A/O). 
 
Existem métodos que permitem distinguir, através de medidas de propriedades físicas, se 
uma determinada emulsão é de óleo em água, ou vice-versa. A Tabela 3 mostra alguns 
desses métodos mais simples para se identificar o tipo de emulsão formada. 
 
Tabela 3 - Métodos para identificar o tipo de emulsão 
 
Método Emulsão O/A Emulsão A/O 
Visual Textura cremosa Textura gordurosa 
Corante Inorgânicos tingem Orgânicos tingem 
Condutividade Alta Baixa ou média 
Miscibilidade Miscível em líquido polar Miscível em líquido apolar 
 
 
Três fenômenos essencialmente distintos - floculação, coalescência e sedimentação - são 
os responsáveis pela permanência do estado disperso em um sistema de dois líquidos 
imiscíveis. A colisão entre as gotículas do disperso pode facilitar a floculação, que por sua 
vez pode levar à coalescência e formação de gotículas maiores. A sedimentação é 
conseqüência da diferença de densidades entre as duas fases. Disso resulta que a fase 
dispersa pode tomar-se uma fase contínua, separada do meio de dispersão por uma 
única interface - é a "quebra" completa da emulsão. O tempo necessário para que a 
"quebra da emulsão" ocorra pode variar de alguns segundos até vários anos, dependendo 
da formulação da emulsão e das condições de preparação da mesma (quanto maior o 
tempo de separação das fases componentes de uma emulsão, mais estável ela é. 
 
Para se conseguir uma emulsão razoavelmente metaestável é importante uma boa 
agitação mecânica (energia de corte) durante o preparo da emulsão, e é necessária a 
presença de um terceiro componente - o agente emulsificante. Dentre os materiais mais 
importantes para promover a estabilidade de uma emulsão estão as substâncias tenso-
ativas e os sólidos finamente divididos (pulverizados). O agente emulsificante facilita a 
emulsificação e provoca a estabilidade do sistema resultante. O emulsificante forma um 
filme adsorvido em tomo das gotículas do líquido disperso, o que ajuda a impedir a 
floculação e coalescência. O mecanismo de estabilização é via de regra complexo e pode 
variar de sistema para sistema. 
 
Espuma 
 
Uma espuma é uma dispersão grosseira de um gás em um líquido. Alguns autores 
reconhecem a existência de dois tipos de espumas. O primeiro tipo, espuma constituída 
por bolhas aproximadamente esféricas separadas por filmes relativamente espessos de 
um líquido viscoso, é chamada de espuma espessa. O segundo tipo, denominado de 
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espuma estável, é constituído por celas gasosas poliédricas, separadas por um fino filme 
de líquido. 
 
A qualidade (Qu) de uma espuma é definida como a relação entre o volume da fase 
gasosa e o volume global do sistema, sob certas condições de temperatura e pressão. A 
fração volumétrica da fase líquida é determinada por 1- Qu. 
 
espumadeVolume
gasosafasedeVolumeQu PT =, 
 
Drenagem de uma espuma é a separação por sedimentação da fase líquida devido 
principalmente à grande diferença entre as densidades das fases ou a perturbações 
mecânicas do sistema. Entende-se por tempo de meia-vida de uma espuma como o 
tempo necessário para que metade do volume da fase líquida se separe do sistema. 
 
Semelhante ao que acontece para a estabilização das emulsões, as espumas também 
requerem um tensoativo - agente espumante - para atingir um nível de estabilidade 
razoável Embora as espumas sejam sistemas muito instáveis do ponto de vista 
termodinâmico, podemos determinar o grau de estabilidade relativo através de testes que 
determinam a cinética de drenagem da fase líquida. 
 
Os fatores principais que determinam a estabilidade de uma espuma são: a drenagem da 
fase-líquida e a tendência à ruptura do filme em conseqüência de perturbações (quanto 
maior a taxa de drenagem da fase líquida menor é a estabilidade da espuma). A taxa de 
drenagem pode ser reduzida aumentando-se a viscosidade da fase líquida e usando um 
espumante adequado. 
 
Como fluido consistente que é, e com características reológicas próprias, a espuma chega 
a ter uma força de arraste 12 (doze) vezes superior à força de arraste da água, sob uma 
velocidade média de fluxo de 125 pés/min. A variável independente principal que afeta as 
propriedades de fluxo da espuma é a fração volumétrica da fase líquida (1,0 - Qu). A 
viscosidade e capacidade de carreamento aumentam quando a fração volumétrica da 
fase líquida diminui. 
 
Fluidos do tipo mistura gás-líquido são normalmente utilizados com a finalidade primária 
de redução de densidade frente a determinadas formações. A espuma é preferida em 
operações que necessitem de um fluido mais viscoso e consistente. 
 
Sedimentação 
 
As partículas de um sistema disperso estão sob a influência de dois fenômenos opostos: 
a gravidade, cuja força tende a separar as fases e o movimento Browniano, que ajuda a 
manter as partículas em suspensão. Na ausência de outros efeitos, existe uma massa 
crítica da partícula, acima da qual a sedimentação deve ocorrer, devido a força 
gravitacional. 
 
Algumas substâncias são consideradas inertes por que não interagem, ou interagem 
muito pouco, com o meio de dispersão. Matérias como a baritina ou barita (BaS04), a 
calcita ou o calcário (CaCO3), a sílica e os silicatos (SiO2, SiO4), a hematita (Fe203), a 
galena (PbS), sob certas condições de temperatura, pressão e dimensão são 
 8 
praticamente inertes e se decantam quando adicionados a um meio aquoso. Outros 
materiais, no entanto, interagem com o seu meio de dispersão e são chamados de ativos. 
As argilas de um modo geral (bentonitas, caulinitas, atapulgitas, ilitas, etc.) formam 
dispersões com certos meios aquosos e por isso são considerados ativos. Certos 
polímeros, amidos e gomas naturais se hidratam quando em presença de um meio 
aquoso, portanto são também considerados
ativos. 
 
Um material inerte pode, contudo, se tomar ativo pela redução do tamanho da partícula 
dispersa, isto é, pelo aumento do grau de dispersão ou pela geração de carga na sua 
superfície. 
 
Tabela 4 - Exemplos de produtos ativos e inertes, quando dispersos em água 
 
Inertes Ativos 
Baritina Bentonita 
Calcita Polímeros (CMC, HEC, CMHEC) 
Hematita Biopolímeros (goma xantana) 
Galena Amidos 
Silicatos Gomas 
 
 
 
Funções dos Fluidos de Perfuração 
 
Algumas funções básicas são comuns aos diversos tipos de fluidos de perfuração 
existentes: 
 
• limpar o fundo do poço, transportando os cascalhos gerados pela broca até a superfície; 
• exercer pressão hidrostática sobre as formações de modo a evitar o influxo de fluidos 
indesejáveis; 
• resfriar e lubrificar a coluna de perfuração e a broca. 
 
Além das funções relacionadas, os fluidos de perfuração devem ser projetados de tal 
forma que suas propriedades possam ser alteradas, quando necessário, a fim de garantir 
uma perfuração rápida e segura e uma completação bem sucedida. 
 
Dessa forma, o fluido deve apresentar as seguintes características: 
 
• ser estável quimicamente; 
• estabilizar as paredes do poço, mecânica e quimicamente; 
• facilitar a separação dos sólidos perfurados (cascalhos) na superfície; 
• manter os sólidos em suspensão quando em repouso; 
• não causar danos às rochas produtoras; 
• aceitar qualquer tratamento, físico ou químico; 
• ser bombeável; 
• apresentar baixo grau de corrosão e de abrasão em relação à coluna de perfuração e 
demais equipamentos do sistema de circulação; 
• não prejudicar as informações geológicas; 
• possuir baixa toxicidade e alta biodegradabilidade; 
• apresentar custo compatível com a operação. 
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Classificação dos Fluidos de Perfuração 
 
A definição e classificação de um fluido de perfuração consideram os componentes 
dispersantes e dispersos, além dos aditivos químicos empregados na sua composição. 
 
Devido a variedade e complexidade dos fluidos de perfuração, aparecem algumas 
divergências entre autores com relação à classificação dos fluidos. Entretanto, o principal 
critério se baseia no constituinte principal da fase contínua ou dispersante. Uma vez que 
este pode ser a água, uma fase orgânica (ou óleo) ou o ar (ou gases), os fluidos são 
classificados, primariamente, por 
 
(I) Fluidos à base de água ou fluidos aquosos 
(II) Fluidos à base de orgânicos (ou óleo) ou fluidos não aquosos 
(III) Fluidos à base de gás (ou ar) 
 
Tabela 5 — Classificação geral dos fluidos de perfuração 
 
Fluidos à base de água 
Classes Subclasses 
Não Inibidos Iniciais e Naturais 
Tratados (ou floculados) com soda cáustica 
ou cal 
Dispersos Com fosfatos complexos 
Com afinantes orgânicos (tanino, lignito ou 
lignosulfonato) 
Com lignosulfonato/lignito 
Inibidos Com cal hidratada 
Com gesso 
Com cloreto de cálcio 
Com cloreto de sódio 
Salgados saturados 
Com cloreto de potássio 
De baixo teor de sólidos Com água pura 
Com água e polímeros 
Com argila/polímeros 
Emulsionados com óleo Emulsão O/A (5 a 40 % vol de fase oleosa) 
 
Fluidos à base de orgânicos (ou óleo) 
Emulsão direta propriamente dita (teor de água < 10% vol) 
Emulsão inversa (teor de água: 10 a 45 % vol) 
Fluidos à base de ar 
Gás (ar ou nitrogênio) 
Névoa 
Espuma 
Fluidos aerados 
 
A natureza das fases dispersante e dispersa, bem como os componentes básicos e as 
suas quantidades definem não apenas o tipo de fluido, mas também suas características 
 10 
e propriedades. A tabela 5 mostra a classificação geral dos fluidos à base de água, à base 
de orgânicos e à base de ar. 
 
Propriedades dos Fluidos de Perfuração 
 
As propriedades de controle dos fluidos podem ser físicas ou químicas. As propriedades 
físicas são mais genéricas e medidas em qualquer tipo de fluido, enquanto que as 
químicas são mais específicas e determinadas para distinguir certos tipos de fluidos. 
 
As propriedades físicas mais importantes e freqüentemente testadas nas unidades de 
perfuração ou completação são a massa específica, os parâmetros reológicos, as forças 
géis, os parâmetros de filtração e o teor de sólidos. Outras propriedades físicas incluem a 
resistividade elétrica, índice de lubricidade e estabilidade elétrica. 
 
As propriedades químicas determinadas com maior freqüência são o pH, os teores de 
cloreto (salinidade) e as alcalinidades: Pm, Pf e Mf. Outras propriedades químicas são: o 
teor de cálcio e de magnésio; a concentração de H2S; a concentração de potássio, 
testada nos fluidos inibidos com potássio. 
 
Massa Específica 
 
A massa específica ou densidade é definida como a massa de fluido por unidade de 
volume, normalmente expressa em Kg/m3 ,g/cm3 ou lb/gal. Os limites de variação da 
massa específíca para perfurar uma determinada formação são definidos pela pressão de 
poros (limite mínimo) e pela pressão de fratura (limite máximo) daquela formação. Para 
converter o valor de massa específica em pressão equivalente (ou vice-versa) utiliza-se a 
seguinte equação de pressão estática: 
 
Ph= ρgH 
 
 
Onde Ph é a pressão hidrostática, ρ a massa específica do fluido, g a aceleração da 
gravidade e H a altura da coluna de fluido. 
 
A densidade dos fluidos nos campos de petróleo é determinada manualmente, através de 
uma balança densimétrica (conhecida por balança de lama), empregando um método 
padronizado pelo API (American Petroleum Institute) (API RP-13B). Quando se deseja 
aumentar a massa específica de certo fluido, adiciona-se geralmente baritina, sulfato de 
bário (BaS04), que tem densidade média de 4,25, superior à densidade dos sólidos 
perfurados (2,6). Para reduzir a densidade dos fluidos à base de água, normalmente se 
utiliza água (densidade=1,0) ou, em alguns casos, uma fase orgânica, como n-parafina 
(d=0,74), por exemplo. 
 
Parâmetros Reológicos 
 
o comportamento de fluxo de um fluido é definido pelos seus parâmetros reológicos. 
Estes são determinados considerando um modelo matemático particular, o qual influencia 
diretamente no cálculo das perdas de carga na tubulação e velocidade de transporte dos 
cascalhos. Os modelos mais usuais são o de Newton, de Bingham ou plástico ideal, de 
Ostwald de Waale ou de potência e o de Hershel-Buckley ou potência modificado. 
 11 
 
A figura 1 mostra as equações matemáticas dos citados modelos e as suas 
representações gráficas. 
 
 
 
Figura 1 - Curvas de fluxo dos modelos de fluido mais usuais e suas expressões 
matemáticas 
 
Para cada modelo reológico estão associados certos parâmetros. O modelo mais 
empregado no tratamento dos fluidos de perfuração é o modelo Binghamiano, cujos 
parâmetros são a viscosidade plástica µp, e o limite de escoamento το . A viscosidade 
plástica é a medida da resistência ao fluxo devido à ação cisalhante do próprio fluido e do 
atrito mecânico entre os sólidos dispersos. O limite de escoamento é a componente que 
indica o grau de interação eletrostática entre as partículas, quando o fluido está escoando. 
 
Os parâmetros de fluxo do modelo de potência são o índice de fluxo (n) e o índice de 
consistência K. O índice de fluxo mede o grau de afastamento do fluido do 
comportamento Newtoniano. Quando o valor deste parâmetro se aproxima da unidade o 
fluido se aproxima do comportamento Newtoniano. O índice de consistência indica, como 
o próprio nome sugere, o grau de consistência do fluido. Portanto, quanto maior for a 
força de resistência ao fluxo maior será o índice de consistência. Este é modelo mais 
usual para cálculo das perdas de carga e da capacidade de transporte do fluido. 
 
Para medir as propriedades reológicas do fluido se emprega o
viscosímetro rotativo de 
cilindros coaxiais, onde o fluido é disposto entre os cilindros concêntricos. O método é 
descrito em procedimento padrão RP13B do API. O cilindro externo gira a uma velocidade 
constante e produz deflexões no cilindro interno. O viscosímetro usual é o Fann V. G. 
Meter, mod. 35A, cujas velocidades são 3, 6, 100, 200, 300 e 600 rpm. Neste 
viscosímetro, as dimensões dos cilindros foram projetadas de modo que a leitura do 
nkγτ =
γτ VPLE+=
γµτ =
Taxa de deformação 
Tensão de 
cisalhamento 
 12 
instrumento a 300 rpm corresponda diretamente à viscosidade de um fluido Newtoniano, 
em cP (centipoise). Dessa forma, os parâmetros reológicos dos modelos não-
Newtonianos podem ser calculados pelas relações a seguir. 
 
� Modelo de Bingham 
VA = θ600/2 cP 
 VP = θ600 - θ300 cP 
 LE = 1,066x(θ300 –VP) lbf/100 ft2 
 
� Modelo de Potência 
 n = 3,32 log (θ600/θ300) adimensional 
 k = 1,066 x θ600/1022n (lbfsn/100ft2) 
 
Onde VA é a viscosidade aparente e θi é a deflexão lida no viscosímetro a uma rotação i. 
 
Forças Géis 
 
Alguns fluidos de perfuração são tixotrópicos, isto é, adquirem um estado semi-rígido 
quando estão em repouso e voltam a adquirir um estado de fluidez quando estão em 
movimento. A força gel é um parâmetro de natureza reológica que indica o grau de 
interação elétrica entre as partículas dispersas. As medidas das forças géis indicam o 
grau de tixotropia do fluido. A força gel inicial mede a tensão, em Ibf/100 ft2 , para colocar 
o fluido em movimento, após o mesmo ter sido agitado e mantido em repouso por 10 
segundos. É uma medida da resistência do fluido ao início do escoamento. A força gel @ 
10 minutos mede a tensão, em Ibf/100 ft2 , para colocar o fluido em movimento, após o 
mesmo ter sido agitado e permanecido 10 minutos em repouso. É uma medida da 
resistência do fluido para reiniciar o escoamento quando o mesmo passa certo tempo em 
repouso. A diferença entre estas duas grandezas indica o grau de tixotropia, ou seja, a 
capacidade do fluido se gelificar com o tempo, impedindo a sedimentação de partículas 
sólidas. Atualmente, costuma-se também determinar a força gel @ 30 minutos, que 
representa a tensão, em Ibf/100 ft2 , para colocar o fluido em movimento, após o mesmo 
ter sido agitado e permanecido 30 minutos em repouso. 
 
Parâmetros de Filtração 
 
A habilidade do fluido de perfuração em formar uma camada de pequenas partículas 
sólidas úmidas, denominada de reboco, sobre as formações permeáveis expostas pela 
broca é de fundamental importância para o sucesso da perfuração e da completação do 
poço. O influxo da fase líquida do fluido, devido ao diferencial de pressão poço-formação, 
seguido do depósito do reboco sobre as paredes do poço, é conhecido por filtração. 
 
Para se formar o reboco é essencial que o fluido tenha uma fração razoável de partículas 
com dimensões ligeiramente menores do que as dimensões dos poros das rochas 
expostas. Quando existem partículas sólidas com dimensões adequadas, a obstrução dos 
poros é rápida e somente a fase líquida do fluido, denominada de filtrado, invade a 
formação. 
 
O volume de filtrado e a espessura do reboco são os dois parâmetros medidos 
rotineiramente para definir o comportamento do fluido no tocante à filtração. No teste de 
campo, o fluido é submetido a uma filtração em uma célula padrão, sob condições 
 13 
estáticas e através de um papel de filtro durante 30 minutos. Após este tempo, mede-se o 
volume de filtrado acumulado e a espessura do reboco depositado sobre o papel. 
 
Teor de Sólidos, Água e Óleo 
 
O teor de sólidos é medido indiretamente através de uma retorta metálica, que destila as 
frações líquidas do fluido (água, fase orgânica ou óleo), recolhendo-as em uma proveta 
graduada com capacidade de 10 ml. Os sólidos totais, dispersos e dissolvidos, ficam 
retidos em uma câmara metálica também com 10 ml de capacidade. Por diferença do 
volume da câmara e do volume de líquidos recolhidos na proveta, chega-se ao teor de 
sólidos, expresso geralmente em percentual volumétrico. 
 
O teor de sólidos, cujo valor deve ser mantido no mínimo possível, é uma propriedade que 
deve ser controlada com rigor porque o seu aumento implica no aumento de várias outras 
propriedades, tais como densidade, viscosidade e forças géis, além de aumentar a 
probabilidade da ocorrência de problemas do tipo: desgaste dos equipamentos de 
circulação, fratura das formações devido à elevação das pressões de bombeio e/ou 
hidrostática, prisão por pressão diferencial e redução da taxa de penetração. 
 
O tratamento do fluido para reduzir o teor de sólidos pode ser preventivo ou corretivo. O 
tratamento preventivo consiste em inibir o fluido, física e/ou quimicamente, evitando-se a 
dispersão dos sólidos perfurados. No método corretivo pode-se fazer uso de 
equipamentos extratores de sólidos, tais como tanques de decantação, peneiras, 
hidrociclones e centrífugas, ou diluir o fluido. A diluição é um processo que deve ser 
evitado porque onera bastante o custo do fluido devido à necessidade de reposição de 
seus componentes. 
 
pH - Concentração Hidrogeniônica 
 
O termo pH é usado para expressar a concentração, em uma escala logarítmica, relativa 
aos íons de hidrogênio presentes em uma solução aquosa. O valor relativo da acidez ou 
alcalinidade é, portanto, definido dentro de uma escala de 0 a 14. Nesta escala, o valor 
mínimo, isto é pH=0, corresponde à concentração hidrogeniônica de 1 molar. O pH é 
definido pela expressão: 
 
pH = -log[H+] 
 
onde [H+] representa a concentração molar do íon hidrogênio (moles/litro). 
 
Para a água pura, [H+] = [OH-] = 107 , ou seja pH = 7. Em qualquer solução aquosa o 
produto [H+] x [OH-] permanece constante, isto é, pH + pOH = 14. Portanto, uma solução 
cujo pH < 7 ou [H+] > [OH-] é dita ácida, enquanto que aquela cujo pH > 7 ou [H+] < [OH-], 
é dita básica ou alcalina. O pH dos fluidos de perfuração é medido através de papéis 
indicadores ou de potenciômetros e são, em geral, mantidos no intervalo alcalino baixo, 
isto é acima de 7 e abaixo de 10, com o objetivo principal de reduzir a taxa de corrosão 
dos equipamentos e evitar a dispersão das formações argilosas. 
 
 
 
 
 14 
Alcalinidades 
 
O pH determina apenas uma alcalinidade ou acidez relativa à concentração de íons 
hidrogênio (H+) no sistema, empregando métodos comparativos. A alcalinidade de um 
fluido aquoso provém de uma ou mais das seguintes espécies químicas: 
(i) OH- - hidróxido; 
(ii) CO32- - carbonato; 
(iii) HCO3 - - bicarbonato. 
 
Portanto, a determinação das alcalinidades por métodos diretos de titulação volumétrica 
de neutralização é registrada, principalmente, em relação às espécies carbonatos (CO32-) 
e bicarbonatos (HCO3-) dissolvidos no fluido, além dos íons hidroxila (OH-). 
 
A medida da alcalinidade pelo pH fornece a concentração relativa da acidez do sistema, 
porém não indica a concentração de cada um dos radicais acima. Para isso, recorre-se à 
titulação com o ácido sulfúrico em meio contendo um indicador apropriado. Os 
indicadores comumente empregados são a fenolftaleína e o metilorange. 
 
Nos testes de rotina são registrados três tipos de alcalinidades: 
• alcalinidade parcial do filtrado (Pf), usando a fenolftaleína como indicador, como volume 
de uma solução tituladora de ácido sulfúrico N/50, em cm3; 
• alcalinidade parcial do fluido (Pm), usando a fenolftaleína como indicador, como volume 
de uma solução tituladora de ácido sulfúrico N/50, em cm3; 
• alcalinidade total do filtrado (Mf), usando o metilorange como indicador, como volume
de 
uma solução tituladora de ácido sulfúrico N/50, em cm3; 
 
Se um fluido contiver somente OH-, apenas Pf é determinado, não havendo CO3 2- nem 
HCO3-, a viragem ao metilorange ocorre com a primeira gota de solução de H2SO4 N/50. 
 
À medida que o Mf cresce, tomando-se maior do que o Pf, a alcalinidade passa a ser 
devida a OH- + CO32-, a C032- + CO3H- e, por fim, somente a HCO3- , quando o Pf = 0. 
 
Entre o Pf = Mf e Pf = O, várias relações entre o Pf e o Mf podem ser deduzidas, cada 
uma sendo apropriada para fornecer a concentração de cada um dos radicais. As 
concentrações dessas espécies são expressas em epm (equivalentes partes por milhão), 
ppm, mg/l e em g/l, conforme a conveniência. As alcalinidades geralmente são expressas 
em epm, usando-se o cálcio como termo de comparação de equivalência. O peso atômico 
do cálcio é 40 mol-g e o valor absoluto de sua valência é 2. Em termos valenciais, Ca2+ = 
2OH-, Ca2+ = CO32- e Ca2+ = 2 HCO3 -. Por conseguinte, o equivalente de OH- em Ca2+ é 
20, o equivalente de CO32- em Ca2+ é 40, etc. As combinações possíveis entre Pf e Mf 
estão na tabela 6. Os cálculos podem ser efetuados utilizando as fórmulas contidas na 
tabela 7. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 15 
Tabela 6 - Interpretação das espécies alcalinas em função dos valores de Pf e Mf 
 
Interpretação Resultados das 
medidas OH- CO32- HCO3- 
Pf = Mf Pf 0 0 
Pf < ½ Mf 0 2Pf Mf – 2 Pf 
Pf = ½ Mf 0 2Pf 0 
Pf > ½ Mf 2Pf – Mf 2(Mf-Pf) 0 
Pf = 0 0 0 Mf 
 
 
As fórmulas apresentadas na tabela 3, a seguir, são baseadas nas relações: 
(i) 1 epm de OH- = 17 ppm de OH- ; 
(ii) 1 epm de CO32- = 30 ppm de CO32- ; 
(iii) 1 epm de HCO3- = 61 ppm de HCO3- , 
 
e nas equivalências estequiométricas entre Ca2+ e OH- , CO32- e HCO3- anteriormente 
apresentadas. 
 
Tabela 7 — Expressões para cálculos da concentração das espécies alcalinas 
Resultado Íon Alcalinidade epm ppm 
Pf=Mf OH- Pf 20Pf 340Pf 
Pf< ½ Mf CO32- 2Pf 40Pf 1200Pf 
 HCO3- Mf-2Pf 20(Mf-2Pf) 1220(Mf-2Pf) 
Pf = ½ Mf CO32- 2Pf 40Pf 1200Pf 
Pf > ½ Mf OH- 2Pf-Mf 20(2Pf-Mf) 340(2Pf-Mf) 
 CO32- 2(Mf-Pf) 40(Mf-Pf) 1200(Mf-Pf) 
Pf = 0 HCO3- Mf 20Mf 1220Mf 
 
Teor de Cloretos ou Salinidade 
 
O ensaio de salinidade de um fluido é também uma análise volumétrica de precipitação 
feita por titulação dos íons cloretos com solução tituladora de nitrato de prata e solução 
indicadora de cromato de potássio. O método de Mohr, normalmente usado no campo, 
consiste em precipitar o cloreto de prata, mediante reação entre cloretos solúveis e o 
nitrato de prata, em solução neutra ou levemente alcalina e em presença de cromato de 
potássio que age como indicador de viragem. 
 
Existem alguns interferentes que precisam ser eliminados, a fim de se obter resultados 
mais precisos. Algumas regras básicas para eliminar erros no método volumétrico de 
Mohr são: 
 
(i) em solução de pH menor que 7, o indicador não funciona, e em pH maior que 
10,5, prata é precipitada em forma de hidróxido; 
(ii) se a solução contiver cátions pesados, tais como, ferro, estanho, bismuto, 
zinco, que formam sais básicos ou que podem reduzir o nitrato, é necessário 
eliminá-los, previamente, por precipitação com hidróxido de amônio, hidróxido 
de sódio ou carbonato de potássio. Primeiramente, trata-se a solução com 
HNO3, em excesso (10 cm3 para 150 cm3 de solução). Em seguida, adiciona-se 
o hidróxido de. amônio em quantidade suficiente para precipitar os metais 
 16 
pesados. Filtrar e lavar várias vezes com água destilada. No filtrado, dosar os 
cloretos, depois de ajustado o pH com HN03; 
(iii) o chumbo e o boro formam, com o cromato, precipitados insolúveis; 
(iv) cobre, níquel e cobalto, além de redutores, também interferem pela cor que 
desenvolvem; 
(v) os anions iodeto, tiocianato, fosfato, pirofosfato, arseniato, sulfeto, sulfito, 
carbonato e oxalato formam sais de prata insolúveis; 
(vi) substâncias orgânicas tanto podem agir como redutores, como através da cor 
que possam desenvolver. 
 
Em geral, o tratamento prévio com ácido nítrico e a posterior correção do pH com 
hidróxido de amônio ou de sódio, deixa a solução de cloreto livre de interferências. 
 
A salinidade é geralmente expressa em mg/l de cloretos, mg/l de NaCl equiva- 
lente ou em ppm de NaCl equivalente. Quando a salinidade é inferior a 40.000 mg/l de 
NaCl, pode-se usar com boa aproximação, a igualdade: 
 
mg/l de NaCl = ppm de NaCl 
 
Entretanto, quando se deseja um maior rigor nos resultados, deve-se considerar a relação 
exata: 
 
soluçãodaDensidade
lmgSalinidadeppmSalinidade /,, = 
 
Nas determinações de campo os resultados de salinidade são usados, principalmente, 
para identificar o teor salino da água de preparo do fluido, controlar a salinidade de fluidos 
inibidos com sal, detectar influxos de água salgada e identificar a perfuração de uma 
rocha ou domo salino. 
 
Teor de Ca2+ e Mg2+ ou Dureza 
 
A dureza de uma água é expressa, de modo geral, pela concentração de sais solúveis de 
cálcio e magnésio. Ambos podem ser determinados tanto por gravimetria como por 
volumetria. Na prática de fluido de perfuração, usa-se o processo volumétrico através 
complexometria com EDTA, denominado também de método do Versanate. 
 
Em filtrados aquosos, o Ca2+ e o Mg2+ tanto podem ser agentes contaminantes como 
agentes de tratamento do fluido, a depender do tipo de fluido considerado. No caso das 
águas naturais, os dois íons formam os sais que conferem "dureza" às mesmas. A soma 
das concentrações dos sais destes metais, que são capazes de produzir precipitados que 
formam incrustações sob determinadas condições de temperatura e pressão, constitui-se 
no que se convencionou denominar de Dureza Total. 
 
O reagente do método complexométrico para se determinar a Dureza é o sal sódico do 
ácido etilenodiaminotetracético dihidratado (Na2H2C10H1208N2.2H20), conhecido pela sigla 
EDTA. Este sal forma com vários cátions metálicos, como Ca2+, Mg2+, Fe3+, complexos 
quelatos solúveis. Condicionando-se convenientemente o meio, a reação pode se 
processar de modo seletivo. Assim, se numa solução aquosa coexistir os íons Ca2+ e 
Mg2+, o EDTA se combina primeiro com o íons Ca2+ e, em seguida, com o íon Mg2+, 
 17 
desde que se mantenha o pH em torno de 10, bloqueando a ação de outros cátions 
porventura presentes. Se o pH for mantido entre 12 e 13, apenas o Ca2+ será 
complexado, enquanto o Mg2+ é precipitado na forma de Mg(0H)2. O ponto final da reação 
é obtido através de um corante (indicador) específico, escolhido para cada caso. Alguns 
íons metálicos podem se constituir em interferentes do método. Alguns deles podem 
causar esmaecimento da cor ou provocar ponto final pouco diferençável. Contra este 
efeito são utilizados certos inibidores na amostra, antes o início da titulação. 
A literatura sobre o método complexométrico apresenta os diversos inibidores usados. 
Quer seja coloidal ou não, a matéria orgânica, que confere cor ao meio, interfere no ponto 
de viragem da reação de complexometria porque mascara a cor exata. Para eliminar a 
matéria orgânica, pode se usar um dos procedimentos seguintes: 
(i) incineração; 
(ii) destruição da matéria orgânica com oxidantes, tal como H2O2. 
 
A incineração consiste em secar completamente, em banho-maria, a amostra de solução; 
colocar o resíduo seco em forno a 600°C durante o t empo necessário; dissolver o resíduo 
incinerado com 20 cm3 de HCl 1N; neutralizar a solução obtida até pH 7, com solução de 
NaOH 1N; completar o volume para 50 cm3 com água destilada. 
 
A destruição da matéria orgânica com H2O2 consiste em adicionar, à amostra de solução 
em análise, 1 a 2 cm3 de H2O2 concentrado
ou 30 a 50 cm3 de água oxigenada 20 
volumes; levar à ebulição lenta, em chapa de aquecimento, até secar completamente; 
dissolver o resíduo com um pouco de água destilada (30 a 50 cm3 ); se a solução 
apresentar alguma cor semelhante à original, repetir os procedimentos anteriores tantas 
vezes quantas necessárias a fim de se conseguir uma solução incolor; tornar a solução 
neutra (pH = 7), conforme explicado na incineração. 
 
Teor de Bentonita ou de Sólidos Ativos 
 
O teste do azul de metileno ou MBT é uma análise volumétrica por adsorção de uma 
substância corante, de cor azul intenso. O azul de metileno, portanto, serve como 
indicador da quantidade de sólidos ativos ou bentoníticos no fluido de perfuração. Este 
método fornece uma indicação da Capacidade de Troca de Cátions (CTC) das argilas e 
sólidos ativos presentes no fluido. 
 
O método se baseia no poder que certos colóides tem de adsorver diversas substâncias 
coloridas. Se a substância adsorvida desenvolver uma cor factível de ser medida, torna-se 
possível não apenas identificar, mas quantificar o teor de colóides no sistema. É o caso 
do azul de metileno ou cloreto de metiltionina. 
O teste de MBT consiste em adicionar, sistematicamente, a solução do corante a uma 
amostra de fluido, previamente diluída e acidificada. O corante é, então, adsorvido até um 
ponto definido e reprodutível. Quando um pequeno excesso atinge o sistema, o corante 
tinge a amostra, definindo o ponto final da reação. O resultado pode ser expresso em 
centímetros cúbicos da solução de azul de metileno gastos na titulação ou em quantidade 
equivalente de bentonita, em lb/bbl. 
 
Teor de Sulfetos 
 
O sulfeto está freqüentemente presente em águas subterrâneas, especialmente em fontes 
quentes, sendo comum em águas residuais, como resultado da decomposição de matéria 
 18 
orgânica, algumas vezes de despejos industriais, principalmente pela redução 
bacteriológica do sulfato. Despejos aquosos contendo sulfetos contaminam a atmosfera 
com gás sulfídrico, causando odores desagradáveis. O gás sulfídrico é muito tóxico, ataca 
diretamente os metais porque é oxidado biologicamente a ácido sulfúrico nas paredes das 
tubulações, provocando uma corrosão localizada, característica do H2S. 
 
Na determinação de sulfetos totais determinam-se as espécies químicas HS- e S2-, 
solúveis em meio ácido, presentes na matéria em suspensão. A concentração de cada 
espécie é função do pH, além da temperatura e da pressão. A concentração do íon S2-, 
por exemplo, é desprezível nas condições em que os fluidos de perfuração são usados, 
constituindo-se em menos do que 0,5% dos sulfetos totais solúveis em pH = 12, menos 
do que 0,05% em pH = 11, e assim por diante. Isto é, sua concentração tende a zero, 
quando o pH tende para 8. 
 
A presença do gás sulfídrico nos fluidos de perfuração pode ser confirmada com papel 
semi-quantitativo de acetato de chumbo. Na exposição ao vapor, ou no contato da 
amostra líquida, ligeiramente acidificada, o papel torna-se enegrecido, pela formação de 
sulfeto de chumbo. Outro método semi-quantitativo emprega uma lâmina de prata, que é 
mais sensível do que o papel de acetato de chumbo. O método recomenda limpar a 
lâmina de prata, mergulhando-a em solução de cianeto de sódio, e enxaguar, antes de 
proceder o teste. A prata é particularmente indicada para longo tempo de exposição na 
possibilidade de presença de gás sulfídrico porque o sulfeto de prata preto é permanente, 
enquanto que o de chumbo oxida-se lentamente. Existem métodos volumétricos mais 
precisos. O método, empregado nos campos de petróleo, denominado Garret Gás Train 
(GGT), consiste em reduzir o pH do fluido, transformando todo o sulfeto em H2S, e 
provoca o arraste deste através de uma corrente de gás inerte (N2, CO2), medindo a 
concentração de H2S por adsorção em meio contendo o sal acetato de chumbo. 
 
 
Fluidos à Base de Água (Fluidos Aquosos) 
 
A definição de um fluido à base de água considera principalmente a natureza da água e 
os aditivos químicos empregados no preparo do fluido. A proporção entre os 
componentes básicos e as interações entre eles provocam sensíveis modificações nas 
propriedades físicas e químicas do fluido. Conseqüentemente, a composição é o principal 
fator a considerar no controle das suas propriedades. 
 
A água é a fase contínua e o principal componente de qualquer fluido à base de água, 
podendo ser doce, dura ou salgada. A água doce, por definição, apresenta salinidade 
inferior a 1.000 ppm de NaCl ou equivalente. Do ponto de vista industrial, para aplicação 
em fluidos de perfuração, a água doce não necessita de pré-tratamento químico porque 
praticamente não afeta o desempenho dos aditivos empregados no preparo do fluido. A 
água dura tem como característica principal a presença de sais de cálcio e de magnésio 
dissolvidos, em concentração suficiente para alterar o desempenho dos aditivos químicos. 
Uma dureza superior a 200 ppm já é suficiente para causar problemas durante o preparo 
do fluido. A água salgada é, por definição, aquela com salinidade superior a 1.000 ppm de 
NaCl ou equivalente e pode ser natural, como a água do mar por exemplo, ou pode ser 
salgada com a adição de cristais de sais como o NaCl, KCl ou CaCl2. A água com 
salinidade entre 1.000 e 3.500 ppm é denominada de salobra. 
 
 19 
Os componentes básicos de um fluido de perfuração à base de água são: viscosificante, 
gelificante, alcalinizante, floculante, inibidor físico ou químico, dispersante, redutor de 
filtrado e adensante (vide tabela 4). Embora este conjunto represente os componentes 
mais usados, alguns deles podem estar ausentes da composição de um certo tipo de 
fluido. Outros produtos químicos mais específicos, como anti-corrosivos, traçadores, anti-
espumantes não foram incluídos na tabela 8 devido ao uso esporádico, mas podem 
compor o fluido em função de necessidades circunstanciais. 
 
 
Tabela 8 — Componentes Básicos que aparecem na composição dos Fluidos de Perfu- 
ração à base de Água 
 
Componente Concentração Função 
Água doce ou salgada QSP Meio de dispersão 
Bentonita 5 – 30 lb/bbl Viscosificante e gelificante 
Soda cáustica (CaO ou 
MgO) 
0,25 – 1,0 lb/bbl Alcalinizante e/ou floculante 
Amido (ou CMC BV) 4,0 – 12,0 (1,0 – 4,0) lb/bbl Redutor de filtrado 
Polímero 0 – 2,0 lb/bbl Viscosificante e/ou inibidor 
físico 
Eletrólitos (Ca(OH)2, NaCl, 
KCl, CaCl2 ) 
0 – 15 lb/bbl Inibidor químico 
Baritina, Hematita Função da densidade 
programada 
Adensante 
 
Para fins didáticos, podemos dividir os componentes dos fluidos à base de água em: 
água, sólidos e aditivos químicos. A principal função da água é prover o meio de 
dispersão para os materiais coloidais. Os materiais coloidais, principalmente argilas e 
polímeros, controlam as propriedades reológicas, os valores de géis e filtrado em valores 
adequados para conferir ao fluido uma boa capacidade de remoção dos sólidos 
perfurados e de estabilização das paredes do poço. A princípio, qualquer tipo de água 
pode ser empregado, entretanto a sua qualificação é de suma importância porque, como 
influencia o desempenho dos aditivos químicos, as concentrações de aditivos usadas na 
composição do fluido, refletirão diretamente no custo final por unidade de volume do 
fluido. Os fatores a serem considerados na seleção da água de preparo são: 
disponibilidade, custo com transporte e tratamento; tipos de formações geológicas a ser 
perfuradas; produtos químicos a ser utilizados na formulação do fluido e equipamentos e 
técnicas a ser usadas na avaliação das formações, como, por exemplo, tipos de perfis a 
serem corridos no poço. 
 
Os sólidos dispersos no meio aquoso podem ser ativos ou inertes. Os sólidos ativos são 
materiais argilosos cuja função principal é aumentar
a viscosidade do fluido. A argila mais 
utilizada como viscosificante de fluidos de perfuração é a bentonita, usada diretamente na 
fabricação dos fluidos de água doce ou pré-hidratada em água doce na preparação dos 
fluidos de água salgada. Outra argila usada em menor escala é a atapulgita, que pode ser 
adicionada diretamente na água salgada para aumentar sua viscosidade, sem a 
necessidade de pré-hidratação. 
 
Os sólidos inertes presentes nos fluidos de perfuração têm duas origens: aditivos 
compostos por materiais industrializados e detritos finos das rochas perfuradas. O sulfato 
 20 
de bário (baritina) é o sólido inerte mais comum dentre os produtos comercializados, 
utilizado para aumentar a massa específica (peso) do fluido de perfuração. Outros 
adensantes usados são a calcita e a hematita. Os sólidos inertes oriundos das rochas 
perfuradas são areia, silte, e calcáreo fino. 
 
O terceiro grupo de componentes são os produtos químicos. Neste grupo estão incluídos: 
 
1) alcalinizantes e controladores de pH como a soda cáustica (NaOH), potassa cáustica 
(KOH), cal hidratada (Ca(OH)2) e óxido de magnésio (MgO); 
 
2) dispersantes como o lignosulfonato, tanino, lignito e fosfatos; 
 
3) redutores de filtrado como o amido e o carboxi metil celulose (CMC); 
 
4) floculantes como a soda cáustica (NaOH) e a cal (CaO); 
 
5) polímeros de um modo geral como o carboxi metil celulose (CMC), GOMA XANTANA, 
POLIACRILAMIDA, usados para viscosificar, deflocular ou reduzir filtrado; 
 
6) surfactantes empregados como emulsificantes e redutores de tensão superficial; 
 
7) removedores de cálcio e magnésio como a soda ash (Na2CO3) e o bicarbonato de 
sódio (NaHCO3); 
 
6) inibidores de formações ativas como o cloreto de potássio (KCl), cloreto de sódio 
(NaCl) e cloreto de cálcio (CaCl2); 
 
9) inibidores de corrosão como os derivados amínicos; 
 
10) bactericidas como glutaraldeído. 
 
Os fluidos não-inibidos são empregados na perfuração das camadas rochosas 
superficiais, compostas na maioria das vezes de sedimentos inconsolidados de areia ou 
de calcáreo com algumas intercalações de argila. Esta etapa da perfuração é conhecida 
por Fase 1 e compreende até a descida do revestimento de superfície. Como essas 
rochas superficiais são praticamente inertes ao contato com água doce, pouco tratamento 
químico é dispensado ao fluido durante esta fase. 
 
Os fluidos inibidos são programados para perfurar rochas de elevado grau de atividade na 
presença de água doce. Uma rocha é dita ativa quando interage quimicamente com a 
água, tomando-se plástica, expansível, dispersível ou até mesmo solúvel. Nos fluidos 
inibidos são adicionados produtos químicos, tais como eletrólitos e/ou polímeros, que têm 
a propriedade de retardar ou diminuir estes efeitos. Estes aditivos são conhecidos por 
inibidores. Os inibidores físicos, tais como polímeros, são adsorvidos sobre a superfície 
dos materiais das rochas e impedem o contato direto com a água. Outros produtos, como 
a cal hidratada, o cloreto de potássio, o cloreto de sódio e o cloreto de cálcio conferem 
uma inibição química porque reduzem a atividade química da água, além de poder reagir 
com a rocha, alterando-lhe a composição. Um exemplo típico de inibição é usado quando 
se perfura uma rocha salina que tem elevado potencial de solubilidade em água doce. 
Entretanto, quando se emprega um fluido salgado saturado com cloreto de sódio (NaCl) 
 21 
na perfuração de uma formação salina, a solubilidade da rocha no fluido reduz 
sensivelmente. 
 
Os fluidos à base de água com baixo teor de sólidos e os emulsionados com óleo são 
programados para situações especiais. Os primeiros são usados com a finalidade de 
aumentar a taxa de penetração da broca, reduzindo o custo total da perfuração. O fluido 
emulsionado com óleo tem o objetivo principal de reduzir a densidade do sistema para 
evitar que ocorram perdas de circulação em zonas de baixa pressão de poros e/ou baixo 
gradiente de fratura, ou auxiliar na lubrificação da coluna e equipamentos. 
 
 
Fluidos à Base de Óleo ou Orgânicos (Fluidos não aquosos) 
 
Os fluidos de perfuração são denominados à base de óleo quando a fase contínua ou 
dispersante é constituída por uma fase orgânica, geralmente composta de 
hidrocarbonetos líquidos ou outro composto de natureza orgânica como ésteres, por 
exemplo. Pequenas gotículas de água ou de solução aquosa, dispersas uniformemente, 
constituem a fase interna ou descontínua desses fluidos. Alguns sólidos coloidais, de 
natureza inorgânica e/ou orgânica, podem compor a fase dispersa. 
 
Existem duas classes de fluidos à base de óleo: 
• emulsões verdadeiras, com menos de 10% em volume do teor de água. 
 
• emulsões inversas, cujo teor de água é igual ou superior a 10% em volume. 
 
Na preparação dos fluidos à base de óleo com teor de água igual ou superior a 10% em 
volume é fundamental fornecer uma elevada energia de mistura ao sistema e adicionar 
um emulsificante químico específico para proteger as gotículas da fase aquosa, geradas 
durante a agitação, evitando a coalescência. 
 
Devido ao alto custo inicial e potencial poluidor, os fluidos à base de óleo merecem 
cuidados especiais para o descarte, principalmente em áreas consideradas de 
preservação ambiental. Por isso, eles são empregados com menor freqüência do que os 
fluidos à base de água. Suas principais características são: 
 
• grau de inibição elevado em relação às rochas ativas; 
• proteção anti-corrosiva; 
• resistência térmica (estável a temperaturas acima de 350oF até 500oF); 
• grau de lubricidade elevado; 
• amplo intervalo para variação de densidade: 7,0 a 20,0 Ib/gal; 
• baixíssima solubilidade de sais inorgânicos; 
• toxicidade e biodegradabilidade em função da fase dispersante. 
 
Devido a estas características, os fluidos à base de óleo têm apresentado excelentes 
resultados na perfuração de: 
 
• poços profundos e/ou com elevado gradiente geotérmico; 
• folhelhos (formações argilosas e plásticas); 
• formações salinas de halita, silvita, carnalita; 
 22 
• arenitos produtores que apresentem elevado potencial de dano por fluidos à base de 
água; 
• poços direcionais e/ou delgados; 
• formações com baixa pressão de poros e/ou de fratura. 
 
Algumas desvantagens dos fluidos à base de óleo em relação aos fluidos à base de água 
são apresentadas a seguir: 
 
• dificuldade na detecção de gás no poço, devido à sua solubilidade na fase contínua; 
• menores taxas de penetração; 
• maior possibilidade de contaminação e poluição; 
• limitações nos tipos de perfis que podem ser corridos no poço; 
• dificuldades no combate à perda de circulação; 
• custo inicial mais elevado. 
 
Mos últimos anos, muitos progressos têm sido alcançados em relação à pesquisa de 
novos sistemas à base de óleo. Já são utilizados no mundo inteiro os sistemas à base de 
óleos sintéticos, tais como parafinas lineares e ésteres, por exemplo, e de óleos minerais, 
menos poluentes que o óleo diesel, na composição do fluido à base de óleo. Os sistemas 
com baixo teor de colóides têm sido usados para aumentar a taxa de penetração. Uma 
composição média típica dos fluidos à base de óleo está apresentada na tabela 9. 
 
Tabela 9 - Composição Básica de Três Tipos de Sistemas de Fluido Base Óleo, p/ bbl 
 Composição 
Aditivos Típica p/ Alta T (> 350 oF) p/ Alta ROP 
Emulsionante, Ib 4-10 6-10 2-4 
Cal viva, Ib 2-10 5-10 2 
Agente óleo-molhante,lb 2-4 4-6 4-8 
Controlador de filtrado, Ib 3-8 3-15 - 
Argila organofílica, Ib 2-4 4-10 4-10 
 
 
Fluidos à Base de Ar ou Gás 
 
A perfuração a ar ou gás é um termo genérico aplicado quando ar ou gás é usado, como 
um
todo ou em parte, como fluido circulante na perfuração rotativa. A tecnologia atual 
distingue quatro tipos básicos de sistemas de fluidos na perfuração a ar: 
 
• Ar puro ou gás puro; 
• Névoa; 
• Espuma; 
• Fluidos aerados ou nitrogenados. 
 
Os casos mais comuns que justificam o uso de ar ou gás na perfuração são: 
 
(1) zonas com perdas de circulação severas; 
(2) formações produtoras depletadas e/ou com grande susceptibilidade a danos; 
(3) formações muito duras como basalto ou diabásio, por exemplo; 
(4) regiões com escassez de água; 
(5) regiões glaciais com camada de gelo espessa. 
 23 
 
A perfuração com ar puro ou gás utiliza apenas ar comprimido seco como fluido, tendo 
aplicação limitada a formações que não produzam elevadas quantidades de água nem 
contenham hidrocarbonetos. Esta técnica pode ser aplicada em formações duras, 
estáveis ou que apresentem fissuras, onde o objetivo é aumentar a taxa de penetração. 
 
A perfuração com névoa, uma mistura de água dispersa no ar, é empregada quando são 
encontradas formações que produzem água em quantidade ou gás suficiente para 
comprometer a perfuração com ar puro. Em geral, a perfuração com névoa é executada 
em conjunto com a perfuração com ar. 
 
A espuma é uma dispersão de gás em líquido, na qual a fase contínua é constituída por 
um filme delgado de uma fase líquida, estabilizado através de um tensoativo específico, 
denominado espumante. O emprego da espuma como fluido circulante é justificado 
quando se necessita de uma eficiência de carreamento dos sólidos elevada, uma vez que 
ela apresenta alta viscosidade. 
 
Quando se deseja perfurar com um gradiente de pressão intermediário àqueles fornecidos 
pelos fluidos convencionais e as espumas, pode-se optar pela perfuração com fluidos 
aerados. Esta técnica consiste em injetar ar ou gás no fluxo contínuo do fluido de 
perfuração, com a finalidade principal de diminuir a densidade do sistema. A perfuração 
com fluido aerado é recomendada principalmente em regiões onde ocorrem perdas de 
circulação severas. 
 
 24 
Argilominerais e as Formações Argilosas 
 
Introdução 
 
O termo argila é empregado, de modo popular, para definir qualquer material terrígeno 
que adquire certa plasticidade quando umedecido com uma quantidade limitada de água. 
 
Plasticidade é a característica que certos materiais apresentam de se deformar sob a 
ação de uma tensão, permanecendo a deformação quando a tensão é retirada. Ou, em 
outros termos, plasticidade caracteriza a possibilidade ou não de moldar certo material. 
Os geólogos e estudiosos dos materiais do solo definem a fração argila em função da 
granulometria do material ou do tamanho limite das partículas que o compõe. Sob esta 
ótica, o termo argila é usado para especificar um grupo de minerais que naturalmente se 
encontra na forma de minúsculas partículas com diâmetro esférico equivalente, ou 
diâmetro de Stokes, inferior a 2µm. 
 
Nenhuma das definições anteriores é rigorosa a ponto de caracterizar de forma definitiva 
o material argila. Existem alguns materiais que, embora não exibam plasticidade, 
possuem as mesmas propriedades químicas das argilas. Também existem cristais 
terrígenos de quartzo, feldspato e calcita que, embora possam apresentar tamanhos 
inferiores a 2µm, não têm plasticidade e nem comportamento químico semelhante ao das 
argilas. Essencialmente, as argilas são constituídas por minúsculas partículas cristalinas 
de um número limitado de minerais denominados por argilominerais. Portanto, uma argila 
é um material composto por um ou mais argilominerais. Do ponto de vista químico, 
argilomineral é um composto de estrutura cristalina definida, tendo como elementos 
básicos silício, oxigênio, alumínio e hidrogênio, podendo apresentar ainda teor razoável 
de magnésio, cálcio, potássio, sódio, ferro e outros metais, em menor proporção. A 
definição do CIPEA (Comitê International pour l’Etude dês Argiles) é a seguinte: 
"Argilominerais são silicatos hidratados de reticulado cristalino em camadas (lamelar) ou 
de estrutura fibrosa, constituído por folhas, planos ou camadas contínuas de tetraedros de 
(SiO4), ordenados em forma hexagonal, condensados com folhas ou camadas 
octaédricas; os argilominerais são essencialmente constituídos de partículas de pequenas 
dimensões". Em resumo, as argilas são rochas que ocorrem na natureza, constituídas de 
partículas finamente divididas, com elevado teor de argilominerais. Essas partículas 
passam na peneira USS no. 325 ou 325 mesh, cuja abertura é de 44 µm, tem forma 
lamelar ou fibrosa, devido à estrutura cristalina dos argilominerais. Para simplificar o 
estudo das argilas, uma classificação por grupos será utilizada, enfatizando o 
argilomineral mais importante do grupo, do ponto de vista da geologia e engenharia de 
petróleo. Assim sendo, os argilominerais podem ser divididos nos seguintes grupos: (1) da 
caulinita; (2) da esmectita; (3) da vermiculita; (4) da ilita (ou das micas); (5) da clorita; (6) 
dos argilominerais de camadas mistas ou interestratificadas; e (7) dos argilominerais 
fibrosos ou em cadeia, da paligorsquita e sepiolita. 
 
O conhecimento básico de mineralogia de argilas auxilia na compreensão dos fenômenos 
que ocorrem na interface argila-água e na previsão de comportamento das dispersões 
coloidais argilosas. Somente o fato dos minerais argilosos representarem cerca de 
quarenta por cento de todos os minerais presentes nos sedimentos e rochas 
sedimentares do nosso planeta já torna relevante o seu estudo. Dentre os argilominerais, 
o mais abundante na crosta terrestre é a ilita, contribuindo com cerca de cinqüenta por 
cento. Outros argilominerais, encontrados com freqüência regular na crosta terrestre são: 
 25 
esmectita, argila de camada mista ilita-esmectita, clorita, argila de camada mista clorita-
esmectita, caulinita, paligorsquita e sepiolita, em ordem decrescente de abundância 
relativa. 
 
Uma das maiores preocupações dos profissionais da área de perfuração diz respeito aos 
problemas encontrados quando se perfura uma camada espessa de formação argilosa, 
geralmente denominada de folhelho. O folhelho é uma rocha sedimentar, naturalmente 
estratificada, composta por grãos muito finos de quartzo, feldspato, calcita e quantidades 
apreciáveis de argilas. O teor de material argiloso presente nos folhelhos, em geral 
ultrapassa a sessenta por cento e se apresenta sob a forma de uma mistura complexa e 
variada de argilominerais, com predominância de ilita, esmectita, argila de camada mista, 
clorita e caulinita, nesta ordem. 
 
Alguns tipos de folhelhos possuem uma elevada capacidade de interagir com água. 
Portanto os cascalhos perfurados dessas formações podem, por dispersão, incorporarem-
se ao fluido de perfuração, alterando de modo drástico as suas propriedades. A 
estabilidade das paredes do poço durante a perfuração depende, em grande parte, das 
interações entre o fluido de perfuração e a rocha exposta. Portanto, a exposição das 
formações argilosas, durante um tempo muito longo, pode causar problemas sérios como: 
(1) enceramento da broca; (2) formação de anéis de obstrução no espaço anular; (3) 
fechamento e/ou desmoronamento do poço; (4) prisão da coluna de perfuração; (5) 
alargamento do poço e (6) deposição de cascalhos no fundo do poço (fundo falso). A 
utilização de um fluido apropriado para perfurar formações argilosas pode evitar os 
problemas citados. 
 
Os fluidos de perfuração à base de água têm como constituinte coloidal básico uma argila 
do tipo esmectita, também conhecida por montmorilonita, e vulgarmente denominada de 
bentonita. Outra argila usada, em menor escala, na composição dos fluidos à base de 
água salgada pertence ao grupo de paligorsquita, cujo nome vulgar é atapulgita ou argila 
magnesiana.
Os arenitos produtores de hidrocarbonetos, razão de ser da prospecção e perfuração dos 
poços de petróleo, apresentam em sua composição argilominerais cujo teor pode variar 
desde alguns décimos por cento, em volume, até dezenas por cento. Considera-se 
argilosidade de um arenito a quantidade relativa de partículas menores que 44 µm. 
Embora possa haver diminutos fragmentos de quartzo, feldspato e outros minerais, essa 
fração é composta essencialmente por argilominerais. Em princípio, as argilas presentes 
nos arenitos são classificadas em autigênicas e alogênicas ou detríticas. As argilas 
autigênicas são formadas após o processo de deposição dos sedimentos e envolvem 
transformações químicas dos materiais. Quando as argilas são geradas fora do arenito e 
para lá são transportadas por meio de um agente físico qualquer, são denominadas 
alogênicas. Os tipos e composição dos argilominerais autigênicos de um reservatório 
arenítico é um fator fundamental para a seleção e programação do fluido de completação. 
 
 
 
 
 
 
 
 26 
Estruturas Básicas dos Óxidos de Silício e Alumínio 
 
As antigas classificações dos minerais eram baseadas na análise química destes 
compostos. Porém, como um grande número de minerais não obedecem às regras usuais 
da valência química e as leis das combinações químicas, somente com o advento da 
difratometria dos raios X e o dos elétrons é que foi possível classificar os minerais 
argilosos com base na investigação das suas estruturas cristalinas. 
 
O silício tem número de coordenação igual a quatro e forma compostos com estruturas 
tetraédricas orientadas de forma semelhante ao carbono. Os compostos do silício são 
quase todos óxidos, embora recebam a denominação usual de silicatos. A difração de 
raios X mostrou que o comportamento destes compostos está mais associado à 
geometria do arranjo cristalino do que à composição química. Em todos os silicatos, cada 
átomo de silício está localizado no centro de um tetraedro regular coordenado com quatro 
átomos de oxigênio orientados para os vértices do tetraedro. O radical tetravalente assim 
formado (SiO4)-4 denomina-se ortossilicato. Se as valências do oxigênio são saturadas 
com hidrogênio temos o ácido ortossilício, H4SiO4, que dá origem aos ortossilicatos, como 
por exemplo, o ortossilicato de zircônio ou zircão - ZrSi04. 
 
Quando dois radicais (SiO4)-4 se ligam entre si através de um átomo de oxigênio, tem-se o 
radical metassilicato - (Si2O7)-6 . Se várias unidades se ligam em cadeia infinita, a unidade 
estrutural é o (SiO3)-2 que dá origem ao grupo dos minerais denominados de piroxênios. 
 
A ligação de duas cadeias (SiO3)-2 produz uma dupla cadeia de estrutura unitária 
(Si4O11)6- , que dá origem a outro grupo de minerais chamado anfibólios, entre os quais 
está o amianto. As ligações Si-0 em todos esses compostos são covalentes, porém as 
estruturas dos silicatos apresentam antes um caráter iônico do que covalente. 
 
Quando três dos quatro átomos de oxigênio do (SiO4)-4 se ligam a três tetraedros vizinhos, 
formando uma estrutura lamelar ou em folha, dão origem aos filosilicatos. Observe que as 
ligações ocorrem nos vértices dos tetraedros e, neste caso, forma-se um reticulado 
fechado de seis tetraedros, que se prolongam no plano, conhecida por folha tetraédrica 
hexagonal. A unidade formada tem a fórmula (Si205)-2. Este arranjo está presente na 
estrutura dos argilominerais. 
 
O alumínio e magnésio possuem número de coordenação 4 ou 6. Portanto, podem formar 
compostos com estruturas tetraédricas ou octaédricas. O alumínio encontra-se na 
natureza na forma de hidratos ou óxidos hidratados. Os três hidratos de alumínio mais 
conhecidos são: a gibsita, AI2O3.3H2O ou AI2 (OH)6; a bauxita, AI2 O3.2H2O ou Al2O 
(OH)4; e o diásporo, AI2O3.H2O ou Al202(OH)2. O primeiro mineral, isto é a gibsita, é o 
mais importante no estudo dos argilominerais. Nele, a posição do alumínio é o centro de 
um octaedro regular, sendo que cada vértice do octaedro está ocupado por uma hidroxila. 
 
Quando as estruturas octaédricas assim formadas se ligam por uma aresta em comum 
para formar uma folha hexagonal octaédrica, tem-se então o mineral gibsita - AI2 (OH)6. 
Nesta estrutura, somente duas em três possíveis unidades octaédricas podem estar 
preenchidas com o átomo de alumínio, denominando-se de dioctaédrica. Se o átomo 
central das estruturas octaédricas é o magnésio, o mineral recebe o nome de brucita, 
Mg3(OH)6. Neste caso, todas as três posições estão preenchidas com o magnésio e a 
estrutura é denominada trioctaédrica. 
 27 
 
Estrutura e Classificação dos Argilominerais 
 
Os grupos fundamentais que constituem a estrutura cristalina dos argilominerais são as 
folhas hexagonais tetraédricas e octaédricas definidas anteriormente. Essas folhas 
hexagonais podem ser empilhadas para formar camadas. O empilhamento de uma folha 
tetraédrica com uma folha octaédrica forma uma camada do tipo T-O, 1:1 ou difórmica. O 
empilhamento de duas folhas tetraédricas com uma folha octaédrica intercalada forma 
uma camada do tipo T-O-T, 2:1 ou trifórmica. Existe ainda o empilhamento que origina 
camadas do tipo T-O-T-O, 2:2 ou tetrafórmica, cuja tendência é evitar esta denominação. 
A Figura 2 ilustra o empilhamento de folhas. 
 
 
 
 
Figura 2 - Esquema representativo do empilhamento de folhas 
 
O CIPEA subdivide, de forma global, os argilominerais em duas classes: (1) silicatos 
cristalinos com reticulados em camadas ou lamelar e (2) silicatos cristalinos com 
reticulado de estrutura fibrosa ou em cadeia. Dessa forma, os argilominerais fazem parte 
dos fílosilicatos. Nos grupos tetraédricos dos argilominerais, o elemento central principal é 
o Si+4. No entanto, o Al+3 pode aparecer com certa freqüência e, ocasionalmente, o Fe+3 e 
Fe+2. A essa substituição do silício por alumínio e/ou ferro na posição central dos 
tetraedros, chamamos de substituição isomórfica. Em volta dos cations de silício ou 
alumínio estão os íons de oxigênio ou hidroxilas. Nos grupos octaédricos, a posição 
central pode estar ocupada por Al+3, Mg+2 ou Fe+2. As substituições isomórfícas nestes 
grupos podem ainda apresentar, em menor proporção, os elementos Fe+3 , Ti+4 , Cr+3 , 
Mn+2 e Zn+2 . O cátion central do octaedro também está coordenado com íons de oxigênio 
ou hidroxilas. Tem se tentado vários métodos para classificar racionalmente os 
argilominerais. No passado, as classificações tomavam por base apenas a composição 
química. A partir do trabalho de identificação estrutural iniciado por Pauling em 1930, 
foram obtidas informações cristaloquímicas importantes, a partir das quais se 
estabeleceram critérios de classificação. 
 28 
 
Com o passar dos anos, foram surgindo subdivisões com base nas características 
estruturais e composições químicas. Os esquemas atuais de classificação dos 
argilominerais se fundamentam na composição química, estrutura atômica e 
propriedades, tais como morfologia e expansão. Entretanto, a localização de um 
argilomineral num certo grupo é determinada, principalmente, pelos detalhes estruturais. 
 
Sob o aspecto estrutural, as diferenças de empilhamento entre as folhas hexagonais 
tetraédricas e octaédricas é a base para a classificação dos argilominerais. Dessa forma, 
os argilominerais de estrutura lamelar estão divididos em três grupos: (1) em camadas T-
O ou 1:1, cuja distância interplanar basal é cerca de 7 Å, (2) em camada T-O-T ou 2:1, 
cujo espaçamento basal na forma anidra é cerca de 10 Å, e (3) em camada T-O-T-O ou 
2:2, com 14 Å de espaçamento basal (vide Tabela 10). Além do tipo de empilhamento das 
folhas tetraédricas e octaédricas, as subdivisões dos argilominerais levam em 
consideração ainda o grau de substituição isomórfica nas folhas tetraédricas e octaédricas
e a possibilidade de expansão entre as camadas basais, com a adição de substâncias 
polares como a água e o etilenoglicol, aumentando a distância interplanar basal. 
 
Tabela 10- Esquema de classificação dos argilominerais, denominados de silicatos em 
camadas 
 
Camada (Tipo) Grupo Carga2 
1:1 (T-O) Caulinita 
Serpentina 
0 
2:1 (T-O-T) Esmectita 
Vermiculita 
Mica 
0,25-0,60 
0,60-0,90 
1 
2:2 Clorita Variável 
2
 Carga por unidade de fórmula 
 
A seguir é apresentada uma descrição mais detalhada dos argilominerais de interesse da 
engenharia de petróleo sob o ponto de vista tecnológico. 
 
Estrutura da Caulinita 
 
O empilhamento regular e quase perfeito da estrutura em camada 1:1 é característico dos 
argilominerais do Grupo da Caulinita. Nesta estrutura, as folhas tetraédricas e octaédricas 
crescem continuadamente nas direções dos eixos cristalográficos a e b e a ligação entre 
elas ao longo do eixo c é feita através de um oxigênio em comum. Os membros do Grupo 
da Caulinita são: a própria caulinita, a diquita, a nacrita e a haloisita. Como a principal 
diferença entre estes argilominerais, relacionada com a geometria de empilhamento, é 
bastante sutil, nos referiremos a todos eles como caulinita. Praticamente não existem 
substituições isomórficas na caulinita, por isso sua estrutura cristalina é considerada 
eletricamente neutra. Portanto, como o centro dos octaedros é ocupado exclusivamente 
por alumínio, a estrutura é dioctaédrica. 
 
As caulinitas não se expandem na presença de água ou de substâncias polares, 
entretanto, a haloisita contém alguma quantidade de água interlamelar, que pode ser 
expulsa, de modo irreversível, por aquecimento do material. Daí, conhecem-se duas 
formas de haloisita: a haloisita-10 Å, hidratada, e a haloisita-7Å, de-hidratada. A fórmula 
 29 
química representativa dos minerais do grupo da caulinita é Al4Si4010(OH)8, e a cela 
unitária possui as seguintes dimensões, conforme determinação por difração de raios X: 
ao = 5,139±0,014 Å, bo = 8,932±0,016 Å e Co = 7,371 ±0,019 Å. 
 
Devido ao crescimento dos cristais da caulinita de modo regular e preferencial na direção 
dos eixos cristalográficos a e b, as partículas da caulinita bem cristalizada são 
constituídas por lâminas ou placas de perfil hexagonal. Micrografias eletrônicas obtidas do 
Microscópio Eletrônico de Varredura (MEV) têm confirmado o caráter pseudo-hexagonal 
das partículas de caulinita, mostrando inclusive que a espessura dessas partículas é 
muito menor do que o diâmetro das faces hexagonais. Portanto, a caulinita tem morfologia 
anisométrica, laminar e hexagonal. 
 
A energia coesiva entre as camadas 1:1 da caulinita tem origem, principalmente, em 
forças eletrostáticas, reforçadas contudo por forças atrativas de Van der Waals e pontes 
de hidrogênio. Estas últimas, devido à proximidade entre os íons hidroxilas de uma 
camada e os átomos de oxigênio da camada adjacente. A caulinita não possui cátions 
interlamelares e somente a energia de hidratação está disponível para separar os cristais. 
Sendo a energia de hidratação menor do que a energia de coesão entre os cristais, a 
caulinita é um argilomineral não expansível, isto é, praticamente não admite água 
intercristalina. Além disto, os planos de clivagem entre as camadas 1:1 da caulinita 
apresentam uma tensão de clivagem relativamente alta quando comparada a de outros 
argilominerais. Este fato é atribuído à energia coesiva adicional devido às interações 
conhecidas por "pontes de hidrogênio", presentes na caulinita e ausentes nos demais 
argilominerais. 
 
Apesar das partículas de caulinita não possuírem carga residual, ou seja serem 
eletricamente neutra, elas apresentam cargas negativas localizadas no plano basal (face) 
e positivas na região de menor dimensão (aresta). Estas cargas localizadas e o caráter 
bipolar da caulinita são facilmente constatados ao se analisar a distribuição atômica 
estrutural na cela unitária do mineral. Experimentalmente, comprovou-se o caráter positivo 
na "aresta" das partículas anisométricas planares da caulinita por adsorção de partículas 
coloidais negativas nessa região. 
 
Estrutura da Esmectita (Montmorilonita) 
 
A estrutura dos argilominerais do grupo da esmectita tem por modelo os minerais pirofilita 
e talco, cujas estruturas foram descritas anteriormente. A esmectita constitui-se, portanto 
de duas folhas tetraédricas de silicato e uma folha octaédrica de alumina hidratada, 
intercalada. Essas folhas estão ligadas por intermédio de oxigênio comum e dão origem a 
camadas 2:1 ou T-O-T. Nas folhas tetraédricas pode haver alguma substituição isomórfica 
parcial de silício por alumínio, enquanto que nas folhas octaédricas aparecem 
regularmente substituição do alumínio por magnésio ou, com menor freqüência, por ferro, 
zinco, cromo e outros elementos. Quando em certo argilomineral, um metal de menor 
valência aparece no lugar de outro de maior valência, registra-se a falta de cargas 
positivas e, conseqüentemente, excesso de cargas negativas. Este excesso de cargas 
negativas é compensado naturalmente pela adsorção de enormes cations hidratados, os 
quais se fixam na superfície externa e, principalmente, entre as camadas das partículas 
cristalinas do argilomineral. Estes cátions reduzem a energia repulsiva e são as espécies 
responsáveis pela ligação entre estas camadas estruturais. Na esmectita, entretanto, a 
ligação intercristalina é relativamente fraca, permitindo a entrada de água ou de outras 
 30 
substâncias polares e, por conseqüência, o acréscimo da distância interplanar ou basal. 
Este fenômeno é conhecido por expansão ou inchamento. 
 
Na presença de água, os cátions neutralizantes da esmectita, denominado de cátions 
trocáveis, podem ser permutados por outros cátions disponíveis na solução, cuja reação 
estequiométrica de simples troca é representada por: 
 
[Esmectita]- An+a + mB+b � [Esmectita]- Bm+b + nA+a 
 
A quantidade total dos cátions pode ser determinada por análise química e, quando 
expressa um miliequivalentes por cem gramas de material argiloso seco, é chamada de 
capacidade de troca de cátion (CTC) ou capacidade de troca de base (CTB) da argila. 
 
Uma vez que os cátions trocáveis balanceiam a deficiência de carga positiva no interior da 
estrutura cristalina do argilomineral, devido às substituições isomórficas, a capacidade de 
troca de cátion (CTC) serve como medida do grau de substituição isomórfica da argila. 
Devido a uma grande variedade no grau de substituição isomórfica da esmectita, este 
argilomineral não pode ser representado por uma única fórmula química. Teoricamente, a 
possível formulação da sua cela unitária vai de Al4Si8020(OH)4 a 0,67M+ [Si8(Al3,33Mg0,67) 
O20 (OH)4], onde M+ representa um cátion trocável monovalente. 
 
A presença dos cátions trocáveis entre as camadas da esmectita justifica o acréscimo do 
seu espaçamento basal, no mínimo 9,6 Å na forma anidra, com relação ao espaçamento 
basal da pirofilita, cerca de 9,2 Å. Como a diferença entre esses espaçamentos basais é 
sempre menor que o diâmetro do cátion trocável, sugere-se que eles estejam 
parcialmente encravados nos espaços vazios deixados pela folha tetraédrica. 
 
Quando uma argila montmorilonítica entra em contato com vapor d’água, ou quantidade 
relativamente pequena de água, o inchamento intercristalino chega a atingir valores de 
espaçamento basal da ordem de 12,5 a 20 Å, a depender da sua caracterfetica estrutural 
e da capacidade de hidratação do cátion interlamelar. No caso da dispersão da 
montmorilonita em água, onde a fração de água é bem maior do que a de argila, as 
moléculas polares de água penetram entre as camadas e podem provocar a separação 
total quando as distâncias interplanares atingem valores em tomo de 40 Å.