apostila fluidos de perfuração

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1º Edição 
Fluidos de perfuração I 
Introdução aos Fluidos de Perfuração 
Curso de Fluidos de Perfuração e Completação 
U N I V E R S I D A D E I N T E G R A D A D O B R A S I L 
Curso de Fluidos de perfuração e Completação 
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Conteúdo 
Introdução ............................................................................................................................................................. 3 
Propriedade dos fluidos de perfuração .................................................................................................................. 4 
Classificação dos fluidos de perfuração .................................................................................................................. 6 
Aditivos ................................................................................................................................................................. 9 
Formulação de fluido ........................................................................................................................................... 11 
Manual de orientação para tratamentos e intervenções em fluidos de perfuração para minério de ferro. ........... 15 
Bibliografia .......................................................................................................................................................... 18 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
Curso de Fluidos de perfuração e Completação 
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Introdução 
 
Os fluidos de perfuração, também chamados de lamas, são empregados para auxiliar o processo de 
perfuração de poços. Atualmente, estão disponíveis diversos tipos de fluidos de perfuração, podendo-se destacar 
os fluidos à base de água e argila. Esses fluidos vêm sendo utilizados há mais de uma centena de anos (Darley e 
Gray, 1988) e são empregados na indústria de extração de petróleo, tanto em perfurações terrestres (on-shore) 
quanto marítimas (off-shore), nas perfurações de poços artesianos, bem como em operações de sondagem. 
As argilas bentoníticas têm fundamental importância na composição destes fluidos, pois agem como 
viscosificante e agente tixotrópico, sendo propriedades necessárias para que estes desempenhem as funções que 
lhes são requeridas, como limpeza e estabilidade do poço. 
Segundo Darley e Gray (1988), as quantidades de argila adicionadas ao fluido variam de acordo com as 
formações a serem perfuradas; para promover a estabilização de formações instáveis, 70 a 100 kg/m3 de argila 
devem ser utilizadas, enquanto que para evitar problemas de perdas de circulação, essa concentração varia de 85 
a 110 kg/m3. Acrescentam ainda, que o estudo do teor de sólidos é de grande importância e de prática comum 
em campos de perfuração para avaliar o desempenho dos fluidos quando em serviço, servindo como guia para 
tratamentos de manutenção, indicando a necessidade ou não de diluição do fluido. 
Assunção e Ferreira (1979), estudaram o efeito da concentração de argila (5,1% a 6,9%), da velocidade (4.000 rpm 
a 10.000 rpm) e do tempo de agitação (8 min a 24 min) na reologia de dispersões de argilas esmectíticas 
industrializadas da Paraíba. Valenzuela Díaz et al. (1982), (1991), apresentaram curvas de viscosidades aparente e 
plástica em função da concentração de diversos tipos de argila, dentre elas, de argilas bentoníticas, sendo 
observado que as viscosidades das dispersões variam exponencialmente com a concentração de sólidos. 
 
Os fluidos de perfuração são misturas complexas de sólidos, líquidos, produtos químicos e por vezes, gases. 
Do ponto de vista químico, eles podem assumir aspectos de suspensão, dispersão coloidal ou emulsão, 
dependendo do estado físico dos componentes. 
Os Fluidos de perfuração devem ser especificados de forma a garantir uma perfuração rápida e segura. 
Assim é desejável que o fluido apresente as seguintes características: 
 Ser estável quimicamente; 
 Estabilizar as paredes do poço, mecânica e quimicamente; 
 Facilitar a separação dos cascalhos na superfície; 
 Manter os sólidos em suspensão quando estiver em repouso; 
 Ser inerte em relação a danos às rochas produtoras; 
 Aceitar qualquer tratamento, físico e químico; 
 Ser bambeável; 
 Apresentar baixo grau de corrosão e de abrasão em relação à coluna de perfuração e demais 
equipamentos do sistema de circulação. 
 Facilitar as interpretações geológicas do material retirado do poço; e 
 Apresentar custo compatível com a operação. 
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Os fluidos de perfuração possuem, basicamente, as seguintes funções: 
 Limpar o fundo do poço dos cascalhos gerados pela broca e transportá-los até a superfície; 
 Exercer pressão hidrostática sobre as formações, de modo a evitar o influxo de fluidos indesejáveis 
(Kick) e estabilizar as paredes do poço; 
 Resfriar e lubrificar a coluna de perfuração e a broca. 
As especificações da Petrobras (1998), classificam as argilas bentoníticas para uso como agente 
viscosificante em fluidos à base de água em: argila do tipo I e argila do tipo II. As argilas do tipo I são aquelas que 
em dispersão, na concentração de 4,86 % em massa, apresentam valores mínimos de viscosidades aparente e 
plástica de 15,0 cP e 4,0 cP, respectivamente, e valor máximo de volume de filtrado de 18,0 mL. As argilas do tipo 
II são aquelas que em concentração de 6,40 % em massa apresentam viscosidades mínimas aparente e plástica de 
15,0 cP e 6,0 cP, respectivamente, e volume de filtrado máximo de 16,0 mL. 
Propriedade dos fluidos de perfuração 
 
As propriedades de controle dos fluidos podem ser físicas ou químicas. As propriedades físicas são mais 
genéricas e são medidas em qualquer tipo de fluido, enquanto que as químicas são mais especificas e são 
determinadas para distinguir certos tipos de fluidos. 
As propriedades físicas mais importantes e freqüentemente medidas nas sondas são a densidade, os 
parâmetros reológicos, as forças géis (inicial e final), os parâmetros de filtração e o teor de sólidos. Outras 
propriedades físicas de menor uso são a resistividade elétrica, o índice de lubricidade e estabilidade elétrica. 
As propriedades químicas determinadas com maior freqüência nos laboratórios das sondas são o PH, os 
teores de cloreto e de bentonita e a alcalinidade. Outras propriedades químicas são o excesso de cal ( 
determinada nos fluidos tratados por cal hidratada), teor de cálcio e de magnésio, a concentração de e a 
concentração de potássio ( testado nos fluidos inibidos por gesso). 
a) Densidade 
Os limites de variação da densidade dos fluidos para perfurar uma determinada fase são definidos pela 
pressão dos poros (limite mínimo) e pela pressão de fratura 9 limite máximo) das formações expostas. 
Quando se deseja aumentar a densidade de um certo fluido adiciona-se geralmente a baritina, BaSO, 
que tem a densidade 4,25, enquanto a densidade dos sólidos perfurados é em torno de 2,60. Para 
reduzir a densidae dos fluidos à base de água, dilui-se com água 9densidade 1,00) ou óleo diesel ( 
densidade 0,82). 
 
b) Parâmetros reológicos 
O comportamento do fluxo de um fluido definido pelos parâmetros reológicos. Para isto considera-se 
que o fluido segue um modelo reológico, cujos parâmetros vão influir diretamente no cálculo de perdas 
de cargas na tubulação e velocidade de transporte dos cascalhos. 
 
c) Forças Géis 
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Alguns fluidos de perfuração são tixotrópicos, isto é, adquirem um estado semi-rígido quando estão em 
repouso e voltam a adquirir em estado de fluidez quando estão novamente em movimento. A Força gel 
é um parâmeetrotambém de natureza reológica que indica o grau de gelificação devido à interação 
elétrica entre partículas dispersas. A Força gel inicial mede a resistência inicial para colocar o fluido em 
fluxo. A força gel final mede a resistência do fluido para reiniciar o fluxo quando este fica certo tempo 
em repouso. A diferença entre elas indica o grau de tixotropia do fluido. 
 
d) Parâmetros de filtração 
A capacidade do fluido de perfuração em formar uma camada de partículas sólidas úmidas, 
denominada de reboco, sobre as rochas permeáveis expostas pela broca é de fundamental importância 
para o sucesso da perfuração e da completação do poço. Para formar o reboco, deve haver o influxo da 
fase líquida do fluido do poço para a formação. Este processo é conhecido como filtração. É essencial 
que o fluido tenha uma fração razoável de partículas com dimensões ligeramente menores 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, o filtrado, invade a 
rocha. 
O filtrado e a espessura do reboco são dois parâmetros medidos rotineiramente para definir o 
comportamento do fluido quanto à filtração. 
 
e) Teor sólido 
O teor de sólidos, cujo valor deve ser mantido mínimo possível, é uma propriedade que deve ser 
controlada com rigor porque o seu aumento implica aumento de várias outras propriedades, tais como 
densidade, viscosidade e forças géis, além de aumentar a propriedade de ocorrência de problemas 
como desgaste dos equipamentos de circulação, fratura das formações devido à elevação das pressões 
de bombeio ou hidrostática , prisão da coluna 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 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, peneira, hidrociclones e centrifugas , ou diluir o fluido. 
 
f) Concentração de hidrogeniônica – PH 
O PH dos fluidos de perfuração é medido através de papeis indicadores ou de potenciômetros, e é 
geralmente mantido no intervalo alcalino baixo, isto é , de 7 a 10. O objetivo principal é reduzir a taxa 
de corrosão dos equipamentos e evitar a dispersão das formações argilosas. 
 
g) Alcalinidades 
O PH determina apenas uma alcalinidade ou acidez relativa à concentração de empregando 
métodos comparativos. A determinação das alcalinidades por métodos diretos de titulação volumétrica 
de neutralização considera as espécies carbonatos (C 
 ) e bicarbonatos (HC 
 ) dissolvidos no fluido, 
além dos íons hidroxilas ( ) dissolvidos e não dissolvidos. Nos testes de rotina são registrados os 
seguintes tipos de alcalinidades: alcalinidade parcial do filtrado, alcalinidade da lama e alcalinidade 
total do filtrado. 
 
h) Teor de cloretos ou salinidade 
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O teste de salinidade de um fluido é também uma analise volumétrica de precipitação feita por 
titulação dos íons cloretos. Esta salinidade é expressa em MG/l de cloretos, MG/l de NaCl equivalente 
ou PPM de NaCl equivalente. 
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, identificar 
influxos de água salgada e identificar a perfuração de uma rocha ou domo salino. 
 
i) Teor de bentonita ou sólidos ativos 
O teste do azul de metileno ou MBT é uma análise volumétrica por adsorção que serve como indicador 
da quantidade de sólidos ativos ou bentoniticos no fluido de perfuração. Ele mede a capacidade de 
troca de cátion (CTC) das argilas e sólidos ativos presentes. 
Classificação dos fluidos de perfuração 
 
A classificação de um fluido de perfuração é feita em função de sua composição. Embora ocorram 
divergências, o principal critério se baseia no contribuinte principal da fase continua ou dispersantes. Neste 
critério, os fluidos são classificados em fluidos á base de água, fluidos à base de óleo, e fluido à base de ar ou de 
gás. 
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 as suas características e propriedades. 
a) Fluidos à Base de água 
A definição de um fluido à base de água considera principalmente a natureza da água e os aditivos 
empregados no preparo do fluido. A proporção entre os componentes básicos e as interações entre eles provoca 
sensíveis modificações nas propriedades físicas e químicas dos fluido. Conseqüentemente, a composição é o 
principal fator a considerar no controle das suas propriedades. 
A água é a fase contínua e o principal componentes 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 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. A água salgada é aquela com salinidade superior a 
1.000 ppm de NaCl equivalente e pode ser natural, como a água do mar, ou pode ser salgada com adição de sais 
como NaCl, KCl ou CaC . 
A principal função da água é prover o meio de dispersão para os materiais coloidais. Estes principalmente 
argilas e polímeros controlam a viscosidade, limite de escoamento, forças géis e filtrado em valores adequados 
para conferir ao fluido uma boa taxa de remoção dos sólidos perfurados e capacidade de estabilização das 
paredes do poço. Os fatores a serem considerados na seleção da água de preparo são: disponibilidade, custo de 
transporte e de tratamento, tipo de formações geológicas a serem perfurados, produtos químicos que comporão 
o fluido e equipamentos e técnicas a serem usados na avaliação das formações. 
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Os sólidos dispersos no meio aquoso podem ser ativos ou inertes. Os sólidos ativos são materiais argilosos, 
cuja formação principal é viscosificar o fluido. A argila mais usada é a betonita; e em menor escala, a atapulgita. 
Os sólidos inertes podem se originar da adição de materiais industrializados ou de detritos finos das rochas 
perfuradas. O adensante baritina é o solido inerte mais comum dentre os produtos comercializados. Outros 
adensantes usados são a calcita e a hematita. Os sólidos inertes oriundos das rochas perfuradas são areia, silte e 
calcário fino. 
Os produtos químicos adicionados ao fluido podem ser : 
 Alcalinizantes e controladores de PH, como soda caustica, potassa caustica e cal hidratada. 
 Dispersantes, como o lignossulfonato, tanino, lignito e fosfatos; 
 Redutores de filtrado, como amido; 
 Floculantes, como a soda caustica, cal e cloreto de sódio; 
 Polímeros de uso geral para viscosificar, desflocular ou reduzir filtrado; 
 Surfactantes de cálcio magnésio, como cloreto de potássio, sódio e cálcio; 
 Bactericidas, como paraformaldeído, composto organoclorados, soda caustica e cal. 
Produtos químicos mais específicos, como anticorrosivos traçados químicos, anti-espumantes, entre outros, 
também podem estar presentes. 
A figura mostra um esquema de classificação para os fluidos de perfuração a base de água. 
Os fluidos não-inibidossão empregados na perfuração das camadas rochosas superficiais, compostas na 
maioria das vezes de sedimentos inconsolidados. Esta etapa termina com a descida do revestimento de 
superficie. Como essas rochas superficiais são praticamente inertes ao contato com a agua doce, pouco 
tratamento quimico é, dispensado ao fluido esta fase. 
 
 
 
Fluidos de 
perfuração 
base de água
Não inibido
Levemente 
tratado
Com 
floculante
Com 
dispersantes
Nativo
Inibido
Inibição quimica
Eletrólitos 
Ca, K, NH4, Na
Salgado saturado
Inibição física
Polimeros
Lignosulfonatos
Baixo teor de 
sólidos
Emulsionado 
com óleo
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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, tornando-se plástica, expansível, 
dispersivel ou até mesmo solúvel. Nos fluidos inibidos são adicionados produtos químicos, tais como eletrólidos 
e/ ou polímeros, que tem a propriedade de retardar ou diminuir estes efeitos. Estes aditivos são conhecidos por 
inibidores. Os inibidores físicos são adsorvidos sobre a superfície dos materiais das rochas e impedem o contato 
direto com a água. Outros produtos como o cal, os cloretos de potássio, de sódio e de cálcio, conferem uma 
inibição química porque produzem a atividade química da água e podem reagir com a rocha , alterando-lhe a 
composição. Um exemplo típico de inibição é usado quando se perfura uma rocha salina. A rocha salina tem 
elevado grau de solubilidade em água doce, entretanto quando se emprega um fluido salgado saturado com NaCl 
como meio dispersante, a solubilidade fica reduzida. 
Os fluidos a base de água com baixo teor de sólidos e os emulsionados com óleo são programados para 
situação especiais. Os primeiros são usados para aumentar a taxa de penetração da broca, reduzindo o custo total 
da perfuração, e os segundos têm o objetivo de reduzir a densidade do sistema para evitar que ocorram perdas 
de circulação em zonas de baixa pressão de poros ou baixa pressão de fratura. 
b) Fluidos à base de óleo 
Os Fluidos de perfuração são a base de óleo quando a fase continua ou dispersante é constituída por uma 
fase de óleo, geralmente composta de hidrocarbonetos líquido. Pequenas gotículas de água ou de solução aquosa 
constituem a fase descontinua desses fluidos. Alguns sólidos coloidais, de natureza inorgânica e/ou orgânica, 
podem compor a fase dispersa. Os fluidos podem ser emulsões água/óleo propriamente dita ( teor de água < 
10%) ou emulsão inversa ( teor de água de 10% a 45%). 
Devido ao alto custo inicial e grau de poluição, os fluidos a base de óleo são empregados com menor 
freqüência do que os fluidos a base de água. 
As principais características dos fluidos à base de óleo são: 
 Grau de inibição elevado em relação às rochas ativas; 
 Baixíssima taxa de corrosão; 
 Propriedades controláveis acima de 350ºF, até 500ºF; 
 Grau de lubricidade elevado; 
 Amplo intervalo de sais inorgânicos. 
 
Devido as características, os fluidos à base de óleo têm conferido excelentes resultados na perfuração dos 
seguintes poços: 
 Poços HPHT ( alta pressão e alta temperatura); 
 Formação de folhelhos argilosos e plásticos; 
 Formação salinas halita, silvita, canalita, etc; 
 Formações de arenitos produtos danificáveis por fluido à base de água; 
 Poços direcionais ou delgados ou de longo afastamento; 
 Formação com baixa pressão de poros ou de fratura. 
 
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Algumas desvantagens dos fluidos à base de óleo em relação aos fluidos na fase à base de água são: 
1. Dificuldade na detecção de gás no poço devido a sua solubilidade na fase continua; 
2. Menores taxas de penetração; 
3. Maiores graus de poluição; 
4. Menor número de perfis que podem ser executados ; 
5. Dificuldade no combate a perda de circulação; 
6. Maior custo inicial. 
 
Nos últimos anos, muitos progressos tem sido alcançados em relação à pesquisa de novos sistemas à base 
de óleos minerais e sintéticos, menos poluentes do que o óleo diesel. 
c) Fluidos de perfuração à base de ar 
Perfuração a ar ou gás é um termo genérico aplicado quando o ar ou o gás como um todo ou parte, é usado 
como fluido circulante na perfuração rotativa. 
Algumas situações recomendam a utilização destes fluidos de baixa densidade, tais como em zonas com 
perdas de circulação severas e formações produtoras com pressão muito baixa com grande suscetibilidade a 
danos. Também em formações muito duras como o basalto ou o diabásio e em regiões com escassez de água ou 
de regiões com camadas espessas de gelo. 
A perfuração com ar puro utiliza apenas ar comprimido ou nitrogênio 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 fissuradas, 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 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 liquido, na qual a fase continua é constituída por um filme delgado de 
uma fase liquida, estabilizada através de um tensoativo especifico, denominado espumante. O emprego da 
espuma como fluido circulante é justificado quando se necessita de uma eficiência elevada de carreamento dos 
sólidos, uma vez que ela apresenta alta viscosidade. 
Quando se deseja perfurar com um gradiente de pressão intermediário aos fornecidos pelos fluidos 
convencionais e as espumas, pode-se optar pela perfuração com fluido aerado é recomendada principalmente em 
regiões onde ocorrem peras de circulação severas. 
Aditivos 
 
Os aditivos mais comuns utilizados nos fluidos de perfuração correspondem aos polímeros, surfactantes, 
sais e bentonitas. Além destes, ainda podem ser usados aditivos como a baritina, os fosfatos, os taninos, os 
carbonatos, os paraformaldeídos e outros. Os sais atuam como inibidores das formações ativas, atuando de 
maneira a reduzir o escoamento hidráulico para a formação, devido principalmente a viscosidade dos seus 
filtrados e por estimular o escoamento de água da formação argilosa para o fluido de perfuração. Este 
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escoamento inverso reduz a hidratação da formação e as pressões de poros da formação ao redor do poço, o que 
gera um aumento da tensão efetiva. Os sais mais comuns utilizados em fluidos de perfuração a base de água são 
os sais de cloretos: cloreto de sódio (NaCl); cloreto de potássio (KCl) e cloreto de cálcio (CaCl2). 
 
Os polímeros assim como os sais são de grande utilidade na indústria de petróleo, principalmente no 
campo da perfuração. Os polímeros comumente utilizados podem ser classificados de três maneiras: os polímeros 
naturais, os naturais modificados e os polímeros sintéticos. Os polímeros naturais nos fluidos de perfuração são as 
chamadas gomas, os biopolímeros e aqueles a base de amido. O amido é um polímero cuja molécula estrutural 
apresenta um caráter ligeiramente aniônico, sendo, portanto considerado um polímero hidrofílico. Essa 
característica o torna capaz de absorver grande quantidade de água, o que lhe permite atuar como controlador 
da perda de fluido para a formação. Outra característica importante desse polímero é o fato de possuir partículas 
grandes em sua cadeia, o que auxilia na minimização da penetração do fluido de perfuração na formação.Os biopolímeros, geralmente são polissacarídeos produzidos a partir da fermentação bacteriana. São 
polímeros que apresentam alto peso molecular, algo em torno de 1 a 2 milhões. 
 
Assim como o amido, sua molécula apresenta-se ligeiramente aniônica, o que lhe confere a capacidade de 
absorver grande quantidade de água, por isso os biopolímeros são usados no controle reológico e para 
melhorarem o processo de carregamento de cascalhos durante a perfuração. Os exemplos mais comuns dessa 
classe são as gomas. Os polímeros modificados mais utilizados na indústria petrolífera são os CMC 
(carboximetilcelulose); HEC (hidroxietilcelulose) e o CMS (carboximetilamido). A principal função desses 
polímeros é a de tornar o fluido mais viscoso, melhorando a capacidade de carregamento de cascalhos. Assim 
como os polímeros naturais, os polímeros modificados são agentes hidrofílicos capazes de absorver grande 
quantidade de água. 
 
O grupo que constitui os polímeros sintéticos é formado pelos poliacrilatos, polímeros produzidos através 
do petróleo, e pelas poliacrilamidas que são copolímeros de varias proporções de acido acrílico e acrilamida. Os 
poliacrilatos normalmente são aniônicos apresentando estruturas que não são complexas tendo seu uso variando 
de acordo com seu peso molecular. As moléculas com baixo peso molecular (< 1000), são utilizadas como 
afinadores e defloculantes, essas funçõe devem-se ao fato dos poliacrilatos de baixo peso molecular 
apresentarem muitas cargas negativas e alta capacidade de adsorção de sólidos ativos dos fluidos. O mecanismo 
básico de funcionamento é o fato dos poliacrilatos de baixo peso molecular adsorverem as cargas positivas dos 
fluidos deixando-os com excesso de cargas negativas, o que causa forte repulsão resultando na defloculação. Os 
poliacrilatos de peso molecular médio (entre 1000 e 100000), são utilizados como floculantes e controladores de 
parâmetros reológicos. As moléculas com alto peso molecular (> 100000), são usadas como floculantes. A 
poliacrilamida possui alto peso molecular e nos fluidos de perfuração atua como um controlador dos fluidos, isso 
por ser capaz de encapsular os sólidos (contaminantes) presentes nos fluidos e formar flocos que se depositam no 
fundo dos tanques de decantação. A ação de captura de contaminantes pela poliacrilamida se deve pela diferença 
de cargas existentes, a poliacrilamida é aniônica e os sólidos/partículas apresentam cargas positivas (Caenn et al., 
1995). 
 
As bentonitas são definidas por Pereira et al. (2000), como agregados em pacotes laminares que ao 
entrarem em contato com água vão se separando, causando um efeito de dispersão. Nos fluidos de perfuração as 
argilas podem associar-se de diferentes maneiras,influenciando na qualidade e na eficiência dos fluidos. Os 4 
efeitos possíveis causados pelas diferentes associações das argilas são a agregação (argila seca), dispersão (estado 
pretendido pelo fluido, inverso da agregação), floculação (abrupto aumento da viscosidade, alta gelificação) e 
defloculação. A atuação dessas argilas no campo petrolífero se da pela alta retenção de água, conferindo ao fluido 
boas propriedades viscosificantes, formadoras de gel e controladoras de filtração. Outros aditivos usados nas 
operações de perfuração podem ser vistos na tabela 1. 
 
 
 
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Tabela 1. Aditivos nos fluidos de perfuração. 
Aditivos 
 
Características 
Lignossulfatos, taninos, 
lignitos e fosfatos 
 
o Dispersante 
o Inibidor Físico 
 
Baritina (sulfato de bário) 
e Hematita 
 
o Adensante – Pode 
controlar a densidade 
do fluido de 
perfuração. 
 
Soda cáustica, Potassa 
Cáustica e cal hidratada 
 
o Alcalinizantes 
o Controladores de pH 
o Floculante 
 
Surfactantes: sabões e 
ácidos graxos. 
 
o Emulsificar a água 
o Reduzir a tensão 
 
superficial 
Carbonato e bicarbonato 
de sódio 
 
o Removedores de 
cálcio e de magnésio 
Paraformaldeído,Organoclorados, 
 
 
 
Formulação de fluido 
No site http://www.systemmud.com.br/index.php?PG=produtos é possível verificar alguns aditivos, espumantes 
e outros para composição de fluidos e a ficha técnica de cada produto, assim como formulação do fluido 
conforme a tabela abaixo: 
Produtos destinados a confecção e tratamento dos Fluidos de Perfuração, atendendo suas propriedades 
básicas como desenvolvimento de viscosidade; controles de filtrado, reboco, e de densidade; lubrificação e 
inibição de argilas expansivas. 
 
Perfuração A Base de Ar 
 
[ Espumantes ] 
 ESPUMGEL Espumante para perfuração roto-pneumática 
 SM FOAM Espumante de alto rendimento para perfuração roto-pneumática 
 
Perfuração A Base de Água 
 
[ Aditivos ] 
 BARRILHA LEVE Controlador de dureza e pH na água de preparo de fluidos de perfuração 
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 BENEX Extensor de bentonita para fluidos de perfuração 
 CAKE FIX aglomerante polimérico fixador de reboco 
 CELUTROL ADS Redutor de filtrado para fluidos de perfuração 
 SM BAC GREEN Bactericida para preservação de fluidos de perfuração 
 SM HIB Inibidor de argilas expansivas 
 SM THIN 1000 Afinante para fluido de perfuração à base de bentonita 
 SM VIS Blend de viscosificante e aditivo inibidor de argilas expansivas 
 
[ Viscosificantes ] 
 CELUTROL HV-1 Viscosificante e redutor de filtrado para fluidos de perfuração 
 CELUTROL MIX PLUS Blend de polímeros para fluidos de perfuração 
 GEO PLUS Viscosificante líquido para fluido de perfuração 
 GOMA GEL Viscosificante de alto desempenho para fluidos de perfuração 
 SM 2000 Viscosificante de alto rendimento para fluidos de perfuração 
 SM GEL Bentonita ativada para fluidos de perfuração 
 SM PAC HV Celulose Poli-Aniônica (PAC) para fluido de perfuração 
 SUPERVIS Viscosificante em pó de alto rendimento para fluidos de perfuração 
 SUPERVIS LÍQUIDO Viscosificante de alto rendimento para fluidos base água 
 
[ Selamento ] 
 SM SEAL Selante para perda de fluido de perfuração em formações porosas 
 SUPER EXPAND Expansivo selante para uso em fraturas 
 
Formulações de Fluidos 
 
Especificações: Fluidos de Perfuração - Produtos 
 
PRODUTO TIPO BASE PARA FURAR kg/m³ 
CELUTROL HV-1 Viscosificante ÁGUA Areias 2,8-4,8 
SM VIS PLUS Viscosificante ÁGUA Arg/Areias 1-3 
SM2000 Viscosificante ÁGUA Arg/Areias 1-3 
GEO-PLUS Viscosificante ÁGUA Arg/Areias 2-4 
GOMA GEL Gelificante ÁGUA Areias 1-4 
BENEX Extender BENTON Areias 4g/kg 
SM VIS Inibidor ÁGUA Areias 2-5 
SM HIB Inibidor ÁGUA Argilas 5-30 
SM LUBE Lubrificante ÁGUA Arg/Roch 1-5 
HEXA T Dispersante ÁGUA Argilas 0,5-2 
SM SEAL Fuga de lama ÁGUA Cascalh/fend 5-10% 
SUPEREXPAND Fuga de lama ÁGUA Cascalh/fend 1-10% 
COMPACTOLIT Selo ÁGUA Cascalh/fend 1000 
SM FOAM Stiff-Foam AR “Cabeça”/Roch 0,5-1 
ESPUMGEL Espumante AR Rocha 1-2 
 
 
 
 
 
 
Curso de Fluidos de perfuração e Completação 
UNITBR 
13 
 
Especificações: Selo Sanitário - Desenvovimento - Manutenção - Produtos 
 
PRODUTO COMPOSIÇÃO FASE REMOVER kg/m³ 
COMPACTOLIT Esmectita Selo Sanitário Aqüífero Indesejável 1000 
HEXA T Polifosfato 
Tensoativado 
Desenvolvimento Argilas e bentonitas 5-8 
EASY CLEAN ALCALINO 
(Liq.) 
Fosfatos lineares Limpeza geral Lodo, argila, 
mat.particulado 
8 
EASY CLEAN ÁCIDO 
(Liq.) 
Ácidos org. 
combinados 
Desincrustação Crostas de ferrugem 
e carb. 
8 
EASY CLEAN 
GRANULADO 
Ácidos org. 
combinados 
Desincrustação Crostas de ferrugem 
e carb 
8 
CON-BACT Peróxido de 
hidrogênio 
Desinfecção Microrganismos 0,05PHOSLAN Poliortofosfatos Tratamento Águas amareladas e 
duras 
0,00 
 
 
Formulações Típicas "Receitas" 
 
PARA 
FURAR 
PRODUTOS DOSAGEM 
(kg/m³) 
ARENITOS Soda 
Cáustica 
CELUTROL® 
HV-1 
0,05 
2,8 – 4,8 
ARENITOS 
ARGILOSOS 
(lentes) 
Soda 
Cáustica 
CELUTROL® 
HV-1 
SM® VIS 
0,05 
1,0 – 3,8 
2,0 – 3,0 
ARGILA 
ARENOSA 
Barrilha leve 
SM® 2000 
0,70 
1 – 3 
ARGILA Barrilha leve 
SM® 2000 
SM® VIS 
0,70 
1 – 2 
2 – 5 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
Curso de Fluidos de perfuração e Completação 
UNITBR 
14 
 
 
Formulações Típicas para Furo Direcional / Horizontal 
PARA FURAR ETAPA PRODUTOS kg/m³ 
ARENITOS FURO PILOTO 100 mm Barrilha Leve 
Bentonita 
CELUTROL HV-1 
SM2000 
0,7 
25 
0,5 
0,5 
ALARGAMENTO até 305 mm Barrilha Leve 
Bentonita 
CELUTROL HV-1 
SM2000 
0,7 
25 
1,0 
0,5 
ALARGAMENTO =ou> 375 mm Barrilha Leve 
Bentonita 
CELUTROL HV-1 
SM2000 
SM LUBE 
0,7 
35 
1,0 
0,5 
1,0 
PUXADA DO DUTO Barrilha Leve 
Bentonita 
SM2000 
SM LUBE 
0,7 
35 
0,5 
1,5 
ARGILA FURO PILOTO 100 mm Barrilha 
Leve 
SM2000 
0,7 
2,0 
ALARGAMENTO até 305 mm Barrilha Leve 
Bentonita 
SM2000 
0,7 
25 
0,5 
ALARGAMENTO =ou> 375 mm Barrilha Leve 
Bentonita 
SM2000 
SM LUBE 
0,7 
25 
1,0 
1,0 
PUXADA DO DUTO Barrilha Leve 
Bentonita 
SM2000 
SM LUBE 
0,7 
35 
0,5 
1,5 
 
Formulações para Problemas Típicos em Perfuração 
OCORRÊNCIAS TÍPICAS PRODUTOS INDICADOS DOSAGEM (kg/m³) 
ENCERAMENTO DE BROCA SM VIS 
SM LUBE 
2- 5 
1 – 2 
INCORPORAÇÃO DE ARGILA AO FLUIDO SM VIS 2 – 5 
PRISÕES POR ARGILA EXPANSIVA SM THIN 
SM LUBE 
5 - 8 
2 – 5 
PRISÃO DIFERENCIAL SM LUBE 
SM THIN 
10 – 15 
12 – 18 
CONTROLE DE FILTRADO E REBOCO CELUTROL HV-1 
CELUTROL ADS 
1 – 3,8 
1 – 5,8 
FUGA E/OU PERDA DE CIRCULAÇÃO SM SEAL 
SUPER EXPAND 
50 – 100 
100 
Curso de Fluidos de perfuração e Completação 
UNITBR 
15 
COMPACTOLIT 1000 
 
Manual de orientação para tratamentos e intervenções em fluidos de 
perfuração para minério de ferro. 
Problemas durante a perfuração Sintomas identificáveis e tipo de análise 
quantitativa 
Correção 
Fluxo de água entrando no furo Aumento do volume no tanque; 
Fluido afina muito e lava o reboco das 
paredes; 
Densidade diminui; 
Problemas de desmoronamentos nas 
entradas de água; 
Limpeza ineficiente; 
Ferramenta tranca seguidamente. 
Aumentar a densidade com 
barita para controlar o fluxo de 
água. 
Degradação do fluido por bactérias Fluido afina e separa fases; 
Odor ruim de matéria orgânica em 
degradação; 
Aspecto do fluido totalmente fora de padrão. 
Adicionar bactericidas SM®BAC 
GREEN; 
Adicionar soda cáustica ou 
barrilha leve e elevar o pH; 
Trocar todo o fluido e desinfetar 
caixas e ferramentas. 
Enceramento de coroas e brocas Redução no avanço de perfuração; 
Coroas, brocas e hastes saem enceradas nas 
manobras; 
Desgastes excessivos de coroas e faces de 
roletes de broca tricônicas travados; 
Redução na vazão da bomba de lama. 
Utilizar o fluido inibido com 
SUPERVIS®, SM® THIN 1000 e 
SM
®
 LUBE; 
Aplicar SM® LUBE e SM® THIN 
1000 (por dentro das hastes e 
empurrar com a bomba para o 
fundo). 
Corrosão química e por abrasão Hastes e revestimentos esburacados; 
Hastes desgastadas por abrasão; 
Redução na vida útil da coluna de 
perfuração; 
Perfurar sem retorno de fluido; 
Quebra excessiva de roscas das conexões. 
Controlar pH > 7,5 com barrilha 
leve; 
Utilização de fluidos poliméricos 
e dos lubrificantes SM® LUBE ou 
SM® TORQ LUBE; 
Aplicação de graxa nas hastes na 
ausência de retorno; 
Utilização de SM
®
 SEAL desde o 
início para manter retorno de 
fluido. 
Curso de Fluidos de perfuração e Completação 
UNITBR 
16 
Prisão diferencial Ferramenta fica colada, não gira, nem sobe 
ou desce, mas a circulação permanece; 
Trecho perfurado de alta permeabilidade e 
baixa pressão com perda excessiva de fluido; 
Reboco com características favoráveis a 
colagem da coluna de comandos; 
Perda de verticalidade na perfuração que 
provoca o contato da coluna de comandos 
com a parede do furo. 
Utilizar fluido com rigoroso 
controle de filtrado e reboco; 
Usar a linha CELUTROL® para 
controle de filtrado e reboco; 
Rigoroso controle de 
verticalidade; 
Utilização de coluna de 
comandos e estabilizadores; 
Processo de descolagem utiliza 
SM® THIN 1000 e SM® LUBE 
aplicados em dosagens elevadas 
(> 10 L/m³). 
Dificuldade em descer ou sacar 
revestimento 
Desmoronamentos das paredes do poço; 
Argilas expansivas que incham e caem; 
Revestimento pára antes do fundo ou prende 
ao ser retirado. 
Adicionar barita para aumentar 
peso; 
Aplicar inibidores SM® HIB e SM® 
VIS para conter hidratação das 
argilas esmectíticas ou ÓLEO 
FIXADOR para estabilizar o 
reboco; 
Passar graxa na parte externa do 
revestimento. 
Perda de circulação Redução do volume no tanque; 
Perda de retornos; 
Perdas abruptas do fluido; 
Redução nas pressões de circulação. 
Adicionar produtos selantes 
como SM® SEAL e bentonita; 
Reduzir a densidade do fluido se 
ela estiver excessiva; 
Em casos extremos fazer 
tampão de COMPACTOLIT, 
cimento ou gesso; 
Reduzir a velocidade da bomba. 
Trancamentos sucessivos da coluna de 
perfuração 
A ferramenta prende seguidamente; 
Presença de argilas expansivas; 
A ferramenta desce, mas prende ao subir. 
Usar fluido inibido com 
SUPERVIS®, SM® HIB ou SM® VIS; 
Trabalhar com pH elevado (em 
torno de 11,5 a 12); 
Usar o surfactante SM® LUBE. 
 
 
 
 
Curso de Fluidos de perfuração e Completação 
UNITBR 
17 
 
 
 
 
 Problema: contaminantes na água de preparação ou proveniente da Fm 
 Tipo de Contaminante Sintomas identificáveis e tipo de análise quantitativa Correção 
pH < 5,5: polímero precipita 
> 12,0: polímero degrada 
> 10,5: bentonita flocula 
> 12,0 bentonita desidrata 
Medir pH inicial com a fita 
Medir pH final com a fita 
Para águas com pH < 6,0 adicionar 50 a 100 
g de barrilha leve. 
Para água com pH próximo ao neutro (7,0) 
a própria bentonita, se for utilizada, corrige 
o pH. 
Para fluidos poliméricos adicionar 50 a 100 
g de barrilha leve se o pH for < 7,5. 
Gás sulfídrico (H2S) Odor de enxofre (“ovo podre”); 
Medições sucessivas de redução de pH; 
*Tratar o fluido com a Linha SM
® 
BAC 
GREEN que em pequenas dosagens 
eliminará o gás; 
*Ajustar o pH com barrilha leve. 
Cloretos Rápido aumento na concentração de cloretos; 
Aumento de peso do fluido; 
Rápida redução de alcalinidade; 
Aumento do filtrado; 
Reboco de filtrado mais grosso/poroso; 
Aumento ou inversão das propriedades reológicas. 
Passar a utilizar sistema saturado de água 
salgada 
Carbonato de cálcio / magnésio (> 
50 mg/L) ou cimento ou gesso 
Presença de bicarbonatos, carbonatos, sulfatos e hidróxidos 
de cálcio nos laudos de análise das águas de preparação; 
Presença de cálcio e magnésio nas litologias perfuradas 
Elevação do pH; 
Viscosificantes (Bentonita, SUPERVIS
®
 e CELUTROL
®
 MIX 
PLUS) não obtém rendimento, mesmo em grandes 
dosagens 
Fluido afina a partir de uma determinada profundidade; 
separação de fases; 
Fluido flocula e aumenta a viscosidade; 
Análise feita com titulação para identificação do teor de 
dureza (em CaCO3). 
Tratar água de preparação ou o próprio 
fluido com barrilha leve leve ou 
bicarbonato de sódio numa relação de 150 
g/m³ de barrilha leve ou bicarbonatopara 
cada 100 mg/L de dureza; 
Uso de polímeros resistentes a salinidade 
como CELUTROL
®
 HV-1; 
Uso de Hexa T
®
 ou SM
®
 THIN 1000 para 
deflocular. 
Curso de Fluidos de perfuração e Completação 
UNITBR 
18 
Incorporação de argilas e excesso de 
areia 
Aumento na viscosidade 
Aumento na densidade 
Aumento do teor de sólidos 
Elevação do filtrado e espessura do reboco 
Utilizar fluido inibido com SUPERVIS
®
 , SM
®
 
VIS e SM
®
 HIB; 
Melhorar decantação de superfície 
Instalar desareiador 
Reduzir o gel para fluido descarregar 
melhor os sólidos 
Bibliografia 
DRILLING FLUIDS ENGINEERING MANUAL. M-I Drilling Fluids. Houston, USA. Revision 03-31-
1998. 1025 p., pag. 4B-1 a 4B-23, fig. 3,4, 6,7, 8, 10,11,12,13; pag. 7.1, fig. 1; pag. 15.7, fig. 12; pag. 
15.9, fig. 14 
Quezada, A.E.D.; Oliveira, T; Barboza; A.L.F.; Aplicações de Carboximetilcelulose em Fluidos de 
Perfuração, Gr.Ultra, 1992 
Pereira, E.; Bianchi, C.; Filho, F.W.B.F.; Souza, J.C.S de.; Reprogramação dos Fluidos de Perfuração em 
Poços da SABESP no Vale do Paraíba, X Encontro Nacional de Perfuradores de Poços, Campo Grande 
(MS), pp. 73-83, 1997 
Pereira, E; Aspectos Práticos Importantes dos Fluidos de Perfuração Modernos, X Congresso Brasileiro 
de Águas Subterrâneas, Fortaleza (CE), 1998 
UNIPER Hidrogeologia e Perfurações Ltda., Relatório Técnico de Serviço de Construção do Poço 
Tubular Profundo P-03, Loteamento Flor do Campo, Município de Tremembé (SP), Cia. De Saneamento 
Básico do Estado de São Paulo – SABESP, 03/2001