5 Fluido de Perfuração

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FLUIDO DE 
PERFURAÇÃO
Material elaborado em parceria PrOMinP e Petrobras.
Autor: Francisco Aldemir Teles Belem
FLUIDO DE 
PERFURAÇÃO
Programa Alta Competência
Este material é resultado do trabalho conjunto de muitos técnicos 
da área de Exploração & Produção, da Universidade Petrobras e 
representantes do PrOMinP (Programa de Mobilização da indústria 
nacional de Petróleo e gás natural). Ele se estende para além dessas 
páginas, uma vez que traduz, de forma estruturada, a experiência 
de anos de dedicação e aprendizado no exercício das atividades 
profissionais da Companhia.
É com tal experiência, refletida nas competências do seu corpo de 
empregados, que a Petrobras conta para enfrentar os crescentes 
desafios com os quais ela se depara no Brasil e no mundo.
nesse contexto, o E&P através do Programa Alta Competência, visando 
prover os meios para adequar quantitativa e qualitativamente a força 
de trabalho às estratégias do negócio E&P. 
realizado em diferentes fases, o Alta Competência tem como 
premissa a participação ativa dos técnicos na estruturação e 
detalhamento das competências necessárias para explorar e 
produzir energia.
O objetivo deste material é contribuir para a disseminação das 
competências, de modo a facilitar a formação e reciclagem dos 
empregados. 
A concepção pedagógica dos cursos, além de contemplar os 
aspectos tecnológicos tem uma preocupação constante com os 
aspectos relacionados à preservação da Saúde, Meio Ambiente e 
Segurança de todos os envolvidos em seus processos produtivos. 
Trabalhar com o bem mais precioso que temos – as pessoas – é algo 
que exige sabedoria e dedicação. Este material é um suporte para 
esse rico processo, que se concretiza no envolvimento de todos os 
que têm contribuído para tornar a Petrobras a empresa mundial de 
sucesso que ela é.
SumárioSumário
Capítulo 1. Introdução 
1. introdução 13
Capítulo 2. Histórico 
2. Histórico 17
Capítulo 3. Circulação do fluido 
3. Circulação do fluido 23
Capítulo 4. Fluido de perfuração 
4. Fluido de perfuração 29
4.1. Definição 29
4.2. Funções do fluido de perfuração 30
4.2.1. Limpar, resfriar e lubrificar a broca e a coluna no poço 30
4.2.2. Transportar os detritos cortados pela broca até a superfície 30
4.2.3. Transmitir potência hidráulica à broca 31
4.2.4. Manter sob controle as pressões existentes no poço 32
4.2.4.1. Pressões atuantes em um poço de petróleo 32
4.2.5. Prevenir o desmoronamento das paredes do poço 34
4.2.6. Manter em suspensão os detritos presentes no fluido 34
4.2.7. Permitir a obtenção do maior número possível de informações 
sobre as camadas perfuradas 35
4.2.8. Suportar uma parte do peso das colunas de perfuração 
e de revestimento, devido ao empuxo 37
4.2.9. Formar um reboco ao longo das paredes do poço 38
Capítulo 5. Dano à formação 
5. Dano à formação 41
Capítulo 6. Tipos fluidos de perfuração 
6. Tipos fluidos de perfuração 45
6.1. Fluido à base de água 45
6.1.1. Fluidos iniciais 45
6.2. Fluidos inibidos 48
Capítulo 7. Problemas causados 
7. Problemas causados 55
7.1. Perda de circulação ou perda de retorno 55
7.2. Prisão da coluna 57
Capítulo 8. Fluidos não-aquosos 
8. Fluidos não-aquosos 61
8.1. Fluido à base de óleo 61
Capítulo 9. Fluidos aerados 
9. Fluidos aerados 67
Capítulo 10. Aditivos - fluido à base de água 
10. Aditivos - fluido à base de água 71
Capítulo 11. Aditivos para fuidos não-aquosos 
11. Aditivos para fuidos não-aquosos 77
Capítulo 12. Propriedades físico-químicas 
12. Propriedades físico-químicas 81
12.1. Massa específica (peso do fluido) 81
12.1.1. Problemas relacionados ao peso do fluido 82
12.2. Viscosidade funil (marsh) 82
12.3. Propriedades reológicas 83
12.4. Filtrado e reboco 84
12.5. Teor de sólidos 86
12.6. Teor de areia 87
12.7. Salinidade 87
12.8. Alcalinidades: Pm, Pf e Ph 88
12.9. Teste do MBT (Methilene Blue Test) 88
Exercícios 89
Bibliografia 93
Gabarito 94
Figura 4.1 - Fluido armazenado no tanque 29
Figura 4.2 - Limpeza, resfriamento e lubrificação 30
Figura 4.3 - Transporte de detritos pelo fluido 30
Figura 4.4 - Fórmula para o cálculo da máxima potência na broca 32
Figura 4.5 - Gráficos da pressão de poros e da de fratura 33
Figura 4.6 - Detritos em suspensão no fluido 35
Figura 4.7 - Amostras de calhas armazenadas em caixas 35
Figura 4.8 - Equipamentos para acompanhamento geológico 36
Figura 4.9 - Sistema de circulação de uma sonda 36
Figura 4.10 - Fórmula empuxo 37
Figura 4.11 - Cálculo do fator de flutuação 37
Figura 4.12 - Esquema de reboco 38
Figura 5.1 - Exemplo de alguns mecanismos causadores de dano 42
Figura 6.1 - Estrutura da formação argilosa do grupo das montmorilonitas 49
Figura 7.1 - Perda de circulação 56
Figura 12.1 - (a) Balança densimétrica, (b) Visor de nível 81
Figura 12.2 - (a) Escala de densidade em lb/gal, (b) Marcação para 
densidade da água 81
Figura 12.3 - Teste para viscosidade em funil (marsh) 82
Figura 12.4 - Viscosímetro FAnn - Modelo 35 A 83
Figura 12.5 - Características do viscosímetro FAnn modelo 35 A 83
Figura 12.6 - Filtro Prensa APi 85
Figura 12.7 - Filtrado prensa HTHP 85
Figura 12.8 - Kit retorta 87
Figura 12.9 - Kit para determinação do teor de areia 87
Figura 12.10 - Teste do BMT 88
Lista de Figuras
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Introdução
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Alta Competência
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Capítulo 1. Introdução
1. Introdução
Os fluidos de perfuração e completação são formulados segundo critérios que garantam uma operação segura a um custo mínimo. As propriedades desses fluidos são 
estabelecidas na fase de projeto do poço, a fim de: garantir uma 
remoção de cascalhos eficiente, manter a estabilidade das formações 
perfuradas, conter os fluidos das formações, garantir a segurança 
do poço, prevenir corrosão da coluna e do revestimento, lubrificar 
e refrigerar a broca e a coluna e minimizar torque e arraste. Além 
disso, as propriedades dos fluidos devem ser tais que otimizem 
a taxa de penetração, evitem dano à formação e atendam aos 
requisitos de perfilagem. Os fluidos de completação são fluidos 
limpos (normalmente salmouras) formulados de forma a evitar 
dano à formação produtora e a corrosão dos materiais de fundo de 
poço. Segurança pessoal e preservação ambiental são outros fatores 
determinantes na escolha de um fluido. 
Os fluidos são normalmente preparados na locação e descartados 
ou reaproveitados após a perfuração do poço. Durante a operação, 
as propriedades reológicas, de gelificação, filtração, o pH e a 
massa específica são monitoradas e controladas dentro dos limites 
pré-estabelecidos no programa. Os descartes (fluidos e cascalhos) 
gerados durante a perfuração são tratados para atender à legislação 
ambiental vigente. Os aditivos utilizados no preparo e no tratamento 
dos fluidos são testados segundo normas técnicas elaboradas para 
garantir sua qualidade e também em conformidade com os padrões 
pré-estabelecidos.
Um item a ser destacado é a garantia da remoção de cascalhos. 
Durante o projeto do poço, essa garantia leva à otimização das 
propriedades físicas do fluido e dos parâmetros hidráulicos de 
perfuração, tais como: vazão de bombeio, taxa de penetração e 
rotação da coluna. Durante a perfuração, é realizada a monitoração 
dos parâmetros - indicadores de problemas relacionados à má 
remoção de cascalhos, quais sejam: torque e drags anormais, 
repasses frequentes, pequeno retorno de sólidos nas peneiras e 
aumento das pressões na superfície, como exemplos. 
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Histórico
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Alta Competência
Capítulo 2. Histórico
17
2. Histórico
não existem registros a respeito do primeiro poço perfurado. no entanto, o primeiro processo utilizado para perfurar poços foi o método de percussão. Esse processo apareceu na China, 
durante a dinastia Chou (1122 - 256a.C.) e os documentos chineses 
registram dados sobre poços com centenas de pés de profundidade 
- perfurados na fronteira com o Tibet - para exploração de gás, água 
ou sal, pelo processo spring pole. Este processo consistia em utilizar 
uma peça de madeira que - apoiando-se sobre outra vertical, na 
forma de forquilha - era utilizada à maneira de uma alavanca do 
primeiro gênero. Com ele, os chineses perfuraram mais de 10.000 
poços para sal, alcançando profundidades de até 457 m (1500 pés) 
aproximadamente, à razão de dois pés por dia. Durante a perfuração 
- vez por outra - era adicionada água a fim de amolecer as rochas 
perfuradas e de facilitar sua remoção até a superfície. 
O método chinês de perfuração, por percussão, experimentou 
poucas alterações durante cerca de 22 séculos, porém contribuiu 
para estabelecer a base técnica da perfuração. Segundo os 
historiadores, foram os irmãos David e Joseph ruffner os primeiros 
a perfurar no continente americano. Eles perfuraram um poço ao 
oeste do estado da Virgínia através de rochas inconsolidadas, entre 
os anos 1806 a 1808. 
Em 1833, na França, o engenheiro Fauvelle estava acompanhando a 
perfuração de um poço artesiano pelo método percussivo, quando 
observou um fluxo intenso de água em torno da coluna perfuratriz, 
trazendo para a superfície uma grande quantidade de detritos 
perfurados. Fauvelle raciocinou que o transporte de cascalhos 
do fundo do poço para a superfície poderia ser feito de modo 
semelhante, se fosse injetada água através de uma coluna oca, ao 
mesmo tempo em que a perfuração prosseguisse. Fauvelle, então, 
pôs a sua ideia em prática e desenvolveu uma série de equipamentos 
que - em resumo - consistia de uma coluna de tubos de ferro forjado, 
oca, que podiam ser enroscados nas extremidades. na extremidade 
inferior dessa coluna, era enroscada uma broca - cujo diâmetro era 
maior do que o da coluna tubular - formando-se, portanto, um espaço 
18
Alta Competência
anular através do qual a água injetada e os fragmentos perfurados 
alcançavam a superfície. na extremidade superior da coluna eram 
conectados tubos flexíveis, alimentados por uma bomba.
Em 1859, o Coronel E.L. Drake perfurou o primeiro poço para 
exploração de petróleo no continente americano. no entanto, esse 
primeiro poço representa - na verdade - o clímax de uma época 
iniciada pelos irmãos ruffner.
Parece que foi na década de 1880 que os perfuradores começaram 
a se convencer da importância do fluido de perfuração. Um dos 
primeiros registros desse fato está contido em uma patente requerida 
por M.T.Chapman no ano de 1887. nesse requerimento, Chapman 
menciona o "uso de um fluxo de água e uma quantidade de material 
plástico, com o qual é formada uma camada impermeável ao longo 
do anular do poço". Em outubro de 1900, foi então iniciada a 
perfuração do poço de Spindletop - nas proximidades de Beaumont, 
Texas, nos EUA - o qual representa o maior marco na história 
dos fluidos de perfuração. Logo no início, foram encontradas 
câmaras de areia inconsolidada e, então, Curt Hamil lembrou-se 
de que, ao aumentar a viscosidade da água mediante a adição de 
argila, o fluido de perfuração ajudava a calafetar as paredes do 
poço, estabilizando-o. A circulação do fluido era intermitente, em 
intervalos regulares de tempo. Esse poço de Spindletop alcançou a 
profundidade aproximada de 317 m, em 10/01/1901, quando entrou 
em fluxo com uma produção diária em torno de 100.000 barris por 
dia. O sistema de perfuração rotativo hidráulico alcançava assim 
o primeiro sucesso, consolidando esse processo como técnica de 
perfuração. Claro que o poço de Spindletop não foi o primeiro 
a usar o processo rotativo, como também não foi o primeiro a 
empregar um fluido de perfuração. O sucesso alcançado naquela 
oportunidade representa, entretanto, o ponto culminante de um 
esforço desenvolvido de forma contínua, visando a aperfeiçoar os 
métodos de perfuração. 
O processo de aperfeiçoamento dos sistemas e dos fluidos de 
perfuração foi lento e gradual. Atualmente, admite-se que a história 
dos fluidos de perfuração passou por três períodos: 
Capítulo 2. Histórico
19
O primeiro período, das tentativas, abrange os trabalhos •	
realizados até a perfuração do poço de Spindletop - considerado 
como o primeiro poço comercial de petróleo; 
O segundo período, das experiências isoladas, durante o qual •	
a prática adquirida era aplicada sem maiores preocupações com 
os fundamentos científicos, abrange os trabalhos desenvolvidos 
entre 1901 e 1930; 
O terceiro período começa em 1930 e vai até os dias atuais, •	
observando-se que os trabalhos desenvolvidos no domínio 
dos fluidos de perfuração é eminentemente científico. Os 
melhoramentos introduzidos contribuíram de forma decisiva 
para que o processo rotativo hidráulico se afirmasse no sentido 
de serem alcançadas maiores profundidades, a custos mais 
baixos, num menor intervalo de tempo. 
Como visto no resumo histórico acima, os fluidos de perfuração 
foram usados pela primeira vez no processo da perfuração rotativa 
há algum tempo, entre 1887 e 1901. no início, o objetivo primário 
do fluido de perfuração era o de remover continuamente os detritos 
perfurados pela broca, também denominados cascalhos. Com o 
desenvolvimento da perfuração rotativa e a evolução tecnológica 
dos fluidos, aquilo que se tinha iniciado como um simples fluido, 
tornou-se hoje uma complexa mistura de líquidos, sólidos, produtos 
químicos e, às vezes, até do próprio ar. De resultados obtidos com 
testes de laboratório e de campo, concluiu-se que a combinação de 
dois grandes fatores - o fluido e a hidráulica de perfuração - exercem 
um efeito bem maior sobre a taxa de penetração do que qualquer 
outro parâmetro controlável no processo de perfuração rotativa. 
A inter-relação entre o fluido e a hidráulica de perfuração tornou-
se clara na década de 30. A partir daí, com a melhor compreensão 
sobre a hidráulica nos jatos da broca, observou-se que a potência 
na broca está relacionada com os parâmetros fundamentais de 
perfuração rotativa: peso sobre a broca, velocidade de rotação da 
coluna e taxa de penetração.
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Circulação 
do fluido
Alta Competência
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Alta Competência
Capítulo 3. Circulação do fluido
23
3. Circulação do fluido
A circulação de fluidos de perfuração teve um avanço significativo no início do século XX, com o aperfeiçoamento das bombas de alta pressão. A bomba de lama é o coração 
de um sistema de circulação. Sua função é transferir energia para 
o fluido, de forma que este possa circular dos tanques até a broca, 
na qual a potência é consumida no jateamento do fluido. Daí o 
fluido ascender à superfície através do espaço anular e retornar 
aos tanques. Usualmente, existem duas bombas de lama por sonda, 
que são associadas em paralelo para perfurar poços na fase inicial, 
cujos diâmetros são superiores a 12 1/4". na perfuração de poços 
com diâmetros iguais ou inferiores a 12 1/4", pode-se fazer uso de 
apenas uma bomba de lama. O mercado atual dispõe de bombas 
de lama triplex de até 1750 HP de potência capazes de bombear 
grandes volumes de fluido a pressões que se situam, normalmente, 
entre 1500 a 3500 psi, e podem ser impulsionadas por motores a 
diesel, elétrico ou a gás. As perdas na transmissão de potência, 
entre o eixo de saída do motor e o eixo de ataque da bomba de 
lama, são da ordem de 15%. A parte hidráulica (fluid end) da bomba 
de lama recebe o fluido através de uma linha de sucção conectada 
ao tanque de sucção. As perdas volumétricas da bomba de lama 
podem variar de 0 a 15%, dependendo do modo como ela está 
instalada e das condições mecânicas das peças que compõem a 
sua parte hidráulica. Algumas bombas de lama recebem fluido de 
uma bomba menor - do tipo centrífuga - chamada de bomba de 
alimentação (pré-carga),a qual é usada para aumentar a eficiência 
volumétrica da bomba de lama. 
O fluido de perfuração é, portanto, bombeado sob pressão através 
da linha de recalque e de superfície, do tubo bengala, da mangueira 
de lama, da cabeça de injeção e do kelly. Esses componentes são 
conhecidos como conexões de superfície. A mangueira de lama e a 
cabeça de injeção, juntos, permitem os movimentos alternativos e 
de rotação da coluna dentro do poço. A partir do kelly, uma haste 
quadrada ou hexagonal com a função de transmitir o movimento 
de rotação à coluna, o fluido segue através dos tubos de perfuração, 
dos comandos e da broca. A energia rotacional é transmitida à broca 
pela coluna de perfuração, e o peso sobre a broca é fornecido pelos 
Alta Competência
24
Alta Competência
comandos. na broca, a energia - na forma de pressão - é transformada 
em energia cinética, quando o fluido passa através de três orifícios 
(ou jatos) de pequeno diâmetro, fabricados com material resistente 
(carbeto de tungstênio). Quando o programa hidráulico é projetado 
de modo correto, a perda de carga na broca varia de 50 a 66% da 
pressão disponível na superfície. 
Após passar pela broca, o fluido de perfuração começa a subir 
através do espaço anular, transportando consigo os fragmentos de 
rocha arrancados pelos dentes da broca. A habilidade do fluido em 
transportar os cascalhos até a superfície depende do regime e da 
velocidade de fluxo nessa região e das propriedades dos fluidos, 
os quais determinam a capacidade de carreamento dos sólidos. no 
interior de um fluido estático, sem movimento, as partículas sólidas 
caem mais rapidamente quando esse fluido é pouco viscoso ou "fino' 
do que quando é muito viscoso ou "grosso". Portanto, no transporte 
de cascalhos para a superfície, a velocidade do fluido deve ser maior 
do que a velocidade de queda do cascalho. Se a vazão da bomba 
de lama é insuficiente para fornecer uma velocidade anular do 
fluido necessária a esse transporte, pode-se aumentar a viscosidade 
do fluido de perfuração com o intento de reduzir a velocidade de 
queda dos cascalhos. Ao atingir a superfície, o fluido deve facilitar 
o descarte dos cascalhos ou fragmentos de rocha para evitar a sua 
recirculação no poço. Por isso, na superfície, deve ser projetado um 
sistema equipado para: 
( 1 ) remover sólidos; 
( 2 ) resfriar; 
( 3 ) Misturar; 
( 4 ) Adicionar produtos químicos; 
( 5 ) remover ar ou gás do fluido de perfuração. 
Capítulo 3. Circulação do fluido
25
Consequentemente, os seguintes equipamentos, ou alguns deles, são 
necessários ao sistema de circulação para garantir o bom desempenho 
do fluido de perfuração: 
( 1 ) Peneiras; 
( 2 ) Tanques de lama; 
( 3 ) Degaseificador; 
( 4 ) Desareiador; 
( 5 ) Desiltador; 
( 6 ) Centrifugador; 
( 7 ) Pistolas de lama, misturadores e funil de mistura.
A separação dos fragmentos grosseiros (cascalhos) é processada 
através de uma peneira vibratória, que deve estar equipada com 
telas adequadas ao tipo de rocha perfurada. As telas usadas 
possuem aberturas que variam de 10 a 80 mesh. Os sólidos que 
passam são removidos por decantação, num tanque próprio. O 
desareiador remove partículas sólidas com diâmetro superior a 
74 microns (areia), e as mais finas - com diâmetro maior do que 
30 microns - são eliminadas pelo desiltador. Após esse processo, o 
fluido retorna à bomba para reiniciar o ciclo de circulação.
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Fluido de 
perfuração
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Alta Competência
Capítulo 4. Fluido de perfuração
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4. Fluido de perfuração
4.1. Definição
O fluido de perfuração é uma dispersão coloidal composta de 
uma fase contínua - que normalmente é água doce ou salgada -, 
e uma fase dispersa - composta de produtos químicos, tais como: 
argila, amido, soda cáustica, polímeros, materiais adensantes, 
bactericidas etc. 
Tipo de dispersão Diâmetro do disperso Exemplo
Solução menor que 1 m µ sal + água
Dispersão coloidal 1 m µ a 1 µ argila + água
Suspensão grosseira maior que 1 µ sílica + água
Tabela 4.1 - Fluidos obtidos durante a perfuração
Figura 4.1 - Fluido armazenado no tanque
30
Alta Competência
4.2. Funções do fluido de perfuração
4.2.1. Limpar, resfriar e lubrificar a broca e a coluna no poço
Figura 4.2 - Limpeza, resfriamento e lubrificação
4.2.2. Transportar os detritos cortados pela broca até a superfície
Figura 4.3 - Transporte de detritos pelo fluido
Capítulo 4. Fluido de perfuração
31
Fatores que afetam a limpeza do poço:
Taxa de penetração;•	
Estabilidade do poço;•	
Velocidade no espaço anular;•	
Propriedades reológicas do fluido;•	
Tempo de circulação;•	
inclinação do poço.•	
4.2.3. Transmitir potência hidráulica à broca
Através da velocidade de saída do fluido pelos jatos da broca, •	
determinada pela pressão de bombeio; 
A pressão de bombeio é a soma das perdas de carga na •	
tubulação, no espaço anular e nos jatos da broca.
As perdas de carga são divididas em:
Perda de carga útil - nos jatos da broca;•	
Perda de carga parasita - perda por atrito. •	
As perdas de carga parasitas estão assim distribuídas:•	
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Alta Competência
Perda de carga na
circulação
PBombeio = ΔPDP + ΔPDC + ΔPJatos
+ ΔPDC/ANN + ΔPDP/ANN + ΔPSuperf
Q = 280 gal/min
ρ = 12.5 ib/gal
PBombeio
Figura 4.4 - Fórmula para o cálculo da máxima potência na broca
4.2.4. Manter sob controle as pressões existentes no poço
Condição: Pporos < Phidrostática < Pfratura•	
4.2.4.1. Pressões atuantes em um poço de petróleo
•	Pressão hidrostática: pressão exercida por uma coluna de fluido.
Para líquidos, essa pressão é dada por:•	
Ph = 0,17 x D x H
Sendo: 
Ph = pressão hidrostática do líquido, em psi; 
D = massa específica do fluido, lb/gal;
H = altura do líquido, m.
Capítulo 4. Fluido de perfuração
33
•	 Gradiente de pressão: razão entre a pressão que age num 
determinado ponto e a profundidade desse ponto. Está 
relacionado à massa específica do fluido de perfuração pela 
seguinte expressão:
•	 Massa específica ou densidade equivalente: pressão em 
determinado ponto expressa em termos da massa específica 
equivalente, como segue:
• Pressão de poros, pressão da formação ou pressão estática: 
pressão dos fluidos contidos nos poros de uma determinada 
formação. 
As formações são classificadas de acordo com a variação do seu 
gradiente, a saber:
Gf < 1,42 psi/m - Pressão anormalmente baixa
1,42 psi/m < Gf < 1,53 psi/m - Gradiente normal
Gf > 1,53 psi/m - Pressão anormalmente alta
Kicks
Lost
circ.
s�'RADIENTE�DE�
���PRESSÎO�DE�POROS�
���E�SAPATA
s�'RADIENTE�DE�FRATURA
s�0ROFUNDIDADE�DE�
���ASSENTAMENTO�SAPATE�
���DO�REVESTIMENTO
Figura 4.5 - Gráficos da pressão de poros e da de fratura
34
Alta Competência
4.2.5. Prevenir o desmoronamento das paredes do poço
A pressão hidrostática exercida pelo fluido de perfuração ao longo 
do poço ajuda a manter, no seu lugar, as formações perfuradas.
•	Fatores	que	favorecem	a	ocorrência	de	desmoronamento:
Massa específica do fluido;•	
Falta de inibição do fluido (tipo de fluido, salinidade etc);•	
Filtrado do fluido elevado (máximo 5 ml / 30 min);•	
Presença de folhelhos intercalados por argilas;•	
Perda de circulação (presença de cavernas).•	
•	Problemas	gerados	devido	ao	desmoronamento:
Limpeza do poço nos trechos alargados;•	
Prisão da coluna; •	
Dificuldade na avaliação dos perfis de poço aberto;•	
Consumo excessivo de cimento e aditivos.•	
4.2.6. Manter em suspensão os detritos presentes no fluido
Por ocasião das paralisações da circulação durante a manobra, a 
conexão ou o reparo da bomba, tanto os cascalhos a serem removidos 
do poço quanto os sólidos inertes presentes no fluido de perfuração 
devem permanecerem suspensão para que não haja decantação deles 
sobre a broca. Um indicativo de que está havendo sedimentação pode 
ser observado durante uma conexão, visto que, ao se quebrar a haste 
quadrada, observa-se um retorno contínuo de fluido pelo interior 
da coluna, podendo acarretar um entupimento dos jatos da broca. 
recomenda-se, nesse caso, uma leitura de no mínimo 3 rpm. 
Capítulo 4. Fluido de perfuração
35
Figura 4.6 - Detritos em suspensão no fluido
A propriedade do fluido responsável pela manutenção dos detritos 
em suspensão é a força gel, determinada nos tempos de 10 seg e 10 
min.
Para a determinação da força gel, utiliza-se um viscosímetro 
rotativo. 
4.2.7. Permitir a obtenção do maior número possível de informações 
sobre as camadas perfuradas
Saco de pano
Caixa com amostra de calha
Figura 4.7 - Amostras de calhas armazenadas em caixas
36
Alta Competência
• Amostras de calha: amostras de cascalhos cortados pela broca 
que são transportados pelo fluido de perfuração até a superfície, 
onde são coletadas conforme indicação abaixo:
Peneira de amostras de calha
Detector de gás
Figura 4.8 - Equipamentos para acompanhamento geológico
•	Coletas de amostra:
Poço pioneiro: de 3 em 3 metros;•	
Poço de desenvolvimento: de 6 em 6 metros.•	
Top Drive
Rig Floor
Blow out
Preventors
Varius casing
Points
Drill Pipe
Open Hole
Annulus
Drill collar
Reserve Pit System
Active Pit System
Mud PumpsStand Pipe
Stand pipe
Manifold
Header
Tank
Shale Shaker
Sand
Trap
Figura 4.9 - Sistema de circulação de uma sonda
Capítulo 4. Fluido de perfuração
37
4.2.8. Suportar uma parte do peso das colunas de perfuração e de 
revestimento, devido ao empuxo
•	Teorema de Arquimedes: todo corpo mergulhado em um fluido 
recebe uma força vertical - orientada de baixo para cima, igual ao 
peso do volume de líquido deslocado pelo corpo.
E=µ*g*V
(u) SI: N [Newton]
1-P=E 2-P>E 3-P<E
µCorpo = µliq. µcorpo > µliq. µliq.<µcorpo
Empuxo = Peso
E = m x g
E E E
E
PPP
P
Conclusões
Figura 4.10 - Fórmula empuxo
Fator de flutuação
We = Peso da coluna no fluido, lb
W = Peso da coluna no ar, lb
ρf = Densidade do fluido, lb/gal
ρs = Densidade do aço, lb/gal
Obs: A densidade do aço é 65,4lb/gal
we = wx 
We = W - Fb
We = W - ρfV
We = W - ρf ρs
( )ρs
ρf1 - 
 W
Figura 4.11 - Cálculo do fator de flutuação
38
Alta Competência
4.2.9. Formar um reboco ao longo das paredes do poço
Esse reboco deve ter uma consistência conveniente a fim de reduzir 
a infiltração da fase líquida do fluido de perfuração na frente das 
zonas permeáveis existentes no poço. 
Fluxo de lama Poço
Torta de filtração externa
Zona invadida pelo 
jato de lama
Formação 
não-contaminada
Figura 4.12 - Esquema de reboco
C
ap
ít
u
lo
 5
Dano à 
formação
40
Alta Competência
Capítulo 5. Dano à formação
41
5. Dano à formação
Dano à formação: significa redução da permeabilidade do reservatório próximo às paredes do poço.
O dano à formação ocorre durante: 
Perfuração: fluido de perfuração (sólidos finos e filtrados);•	
Cimentação: pasta de cimento (filtrado);•	
Completação: fluido de completação; •	
Operação de canhoneio (processo de canhoneio).•	
Mecanismos causadores de dano à formação:
Migração de finos;•	
inchamento de argilas;•	
Formação de emulsão;•	
inversão de molhabilidade;•	
Tamponamento; •	
Bloqueio por água;•	
incrustação (•	 scale);
Depósitos orgânicos;•	
Depósitos bacterianos.•	
42
Alta Competência
Migração de finos
Invação 
de finos
Bloqueio 
na entrada 
do poro
Bloqueio 
do poro 
dentro 
da rocha
Desestabilização
das argilas no 
interior da rocha
Figura 5.1 - Exemplo de alguns mecanismos causadores de dano
C
ap
ít
u
lo
 6
Tipos de fluidos 
de perfuração
44
Alta Competência
Capítulo 6. Tipos de fluidos de perfuração
45
6. Tipos de fluidos de perfuração
À base de água;•	
À base orgânica (não-aquoso); •	
Espuma;•	
Ar comprimido.•	
6.1. Fluido à base de água
Os fluidos à base de água são mais utilizados por serem:
Mais baratos;•	
Mais abundantes na natureza;•	
Menos agressivos ao meio ambiente.•	
Os tipos de fluidos à base de água são os fluidos iniciais e os 
inibidos.
6.1.1. Fluidos iniciais
São fluidos não-inibidos utilizados no início dos poços, quando as 
exigências em relação as suas propriedades são mínimas, em função 
da não-interação do fluido com os minerais das rochas.
• Principais fluidos iniciais:
Fluido convencional;•	
Fluido nativo;•	
Fluido de baixo teor de sólidos;•	
Água doce ou água do mar.•	
46
Alta Competência
• Fluido convencional
a) Composição:
Água doce QSP
Argila ativada 12 a 15 lb/bbl
Soda cáustica 0,5 lb/bbl
b) Propriedades:
Peso específico 8,8 a 9,0 lb/gal
Viscosidade 60 a 90 seg
c) Aplicações: 
Perfuração de poços de grandes diâmetros;•	
Perfuração de areias e calcários;•	
Confecção de tampões viscosos.•	
d) recomendações:
Misturar os produtos na sequência indicada;•	
Utilizar água com salinidade de no máximo 5.000 mg/l;•	
Verificar dureza e teor de cálcio da água de preparo;•	
Verificar a validade da argila – prazo: 06 meses.•	
Capítulo 6. Tipos de fluidos de perfuração
47
• Fluido nativo
É o que utiliza a argila presente nas formações atravessadas pela 
broca, sendo necessária apenas a adição de água para manutenção 
da viscosidade e do peso. É um fluido de baixo custo, visto não ser 
necessária a adição de produtos químicos.
• Fluido de baixo teor de sólidos
a) Composição:
Água doce QSP
Polímero doador de viscosidade 0,5 a 1,0 lb/bbl
Argila ativada 4,0 a 6,0 lb/bbl
Soda cáustica 0,5 lb/bbl
b) Propriedades:
Peso específico 8,5 a 8,7 lb/gal
Viscosidade 45 a 60 seg
c) Aplicação:
Perfuração em zonas de baixo gradiente de pressão (frágeis);•	
Perfuração em zonas com perda de circulação parcial. •	
d) recomendações: semelhantes às do fluido convencional.
Obs: Em função do custo desse tipo de fluido, utilizá-lo somente nas 
situações nas quais o peso do fluido deva ser o mais baixo possível. 
48
Alta Competência
• Água doce ou salgada:
Água doce: perfuração na área terrestre;•	
Água salgada: perfuração na área marítima em função da •	
abundância desse fluido.
Aplicação: perfuração em poços com ocorrência de perda total de 
circulação. nesse caso, injeta-se fluido viscoso nas conexões para 
evitar sedimentação de detritos sobre a broca.
6.2. Fluidos inibidos
São fluidos que têm pouca ou nenhuma interação com as argilas 
presentes nas formações atravessadas pela broca durante a 
perfuração. Essa inibição pode ser de natureza química ou física.
Os fluidos inibidos são divididos em:
Fluidos à base de água; •	
Fluidos à base orgânica.•	
Obs: A inibição dos fluidos à base de água é sempre menor do que 
a inibição dos fluidos à base de óleo. Quando se têm argilas muito 
sensíveis à presença de água, problemas na perfuração são frequentes 
e a continuidade da operação só é possível com a utilização dos 
fluidos à base de óleo.
Os tipos de argilas mais comuns são:
Esmectita - elevado grau de inchamento em presença de água;•	
ilita;•	
Clorita;•	
Capítulo 6. Tipos de fluidos de perfuração
49
Caolinita - pouca reatividade com água, porém desprende-se •	
da rocha com facilidade, causando obstrução dos poros desta; 
Camada mista.•	
Me Me - OH - Si
+;2+ 2+,3+ o o 4+OO2
n - H O2
Figura 6.1 - Estrutura da formação argilosa do grupo 
das montmorilonitasObs: Formações argilosas tornam-se instáveis na presença de alguns 
tipos de fluidos de perfuração à base de água, causando sérios 
problemas durante a perfuração, principalmente quando essa argila 
é do grupo das montmorilonitas. 
• Os principais problemas são:
Enceramento da broca;•	
Anéis de obstrução no espaço anular;•	
Fechamento do poço;•	
Desmoronamento; •	
Prisão da coluna de perfuração;•	
Alargamentos do poço.•	
50
Alta Competência
• Principais fluidos inibidos à base de água:
Fluido à base de cloreto de sódio tratado com polímero;•	
Fluido à base de cloreto de potássio tratado com polímero;•	
Fluido à base de cloreto de potássio com poliacrilamida;•	
Fluido à base de cloreto de potássio com polímero catiônico.•	
• Fluidos salgados: 
São fluidos cuja inibição é proveniente dos cátions fornecidos pelos 
sais. 
Classificação em função da salinidade: 
Baixa salinidade de 10.000 até 40.000 ppm
Média salinidade de 40.000 até 70.000 ppm
Alta salinidade de 70.000 até 311.300 ppm
Saturado salinidade de 311.300 ppm
Os sais mais utilizados na confecção dos fluidos salgados são: o 
cloreto de sódio (naCl) e o cloreto de potássio ( KCl ). O cloreto de 
sódio, em função do seu preço mais baixo e da sua disponibilidade 
na natureza; e o cloreto de potássio, em função do grande poder de 
inibição apresentado por ele.
• Fluido à base de cloreto de sódio tratado com polímero
O sal comum (cloreto de sódio) - de fórmula química naCl - em 
presença de água, dissocia-se em:
Na+ e CI-
O cátion Na+ é o responsável pela inibição das argilas presentes nas 
formações perfuradas.
Capítulo 6. Tipos de fluidos de perfuração
51
a) Aplicação:
Perfuração de formações argilosas;•	
Perfuração marítima, na qual o abastecimento de água •	
industrial é difícil e oneroso;
Perfuração de formações com presença de sal.•	
b) Composição X Concentração
Composição básica Concentração
Água doce QSP
Argila ativada 5,0 a 8,0 lb/bbl
Soda cáustica 1,0 a 1,5 lb/bbl
Amido 6,0 a 8,0 lb/bbl
Polímero de baixa viscosidade 2,0 a 2,5 lb/bbl
Cloreto de sódio (NaCl - sal comum ) 14,0 a 16 lb/bbl
Bactericida 5,0 gal / 100 bbl
Baritina em função do peso desejado
• Fluidos à base de cloreto de potássio tratado com polímero
a) Conceito
São fluidos não-dispersos, com inibição física fornecida pelos polímeros 
e inibição química fornecida pelo sal. O íon potássio atua como um 
eficiente inibidor de inchamento e dispersão de argilas. 
O sal de potássio, de fórmula química KCl , em presença de água, 
dissocia-se em:
K+ e CI-
sendo o cátion K+ o principal responsável pela inibição das argilas 
presentes no poço. 
52
Alta Competência
b) Composição X Concentração
Composição básica Concentração
Água doce QSP 
Óxido de magnésio 0,8 a 1,0 lb/bbl
Amido 6,0 a 8,0 lb/bbl 
Polímero de baixa viscosidade 2,0 a 2,5 lb/bbl
Polímero catiônico 6,0 a 8,0 lb/bbl
Cloreto de potássio ( KCl ) 18,0 a 20,0 lb/bbl
Bactericida 5,0 gal/ 100 bbl 
Calcário fino 10,0 a 15,0 lb/bbl 
Baritina em função do peso desejado
C
ap
ít
u
lo
 7
Problemas 
causados
54
Alta Competência
Capítulo 7. Problemas causados
55
7. Problemas causados
7.1. Perda de circulação ou perda de retorno
É a perda do fluido de perfuração ou da pasta de cimento para 
os espaços porosos, fraturas ou cavernas da formação, durante as 
operações de perfuração. 
•	Tipos de perda de circulação:
Parcial - quando, em condições normais de bombeio, retorna •	
somente uma parte do fluido de perfuração que foi injetado;
Total - quando, em condições normais de bombeio, não há •	
retorno do fluido de perfuração que foi injetado.
• Causas das perdas de circulação:
Naturais:
Presença de cavernas;•	
infiltração em rochas de alta permeabilidade;•	
Ocorrência de fraturas naturais. •	
Induzidas:
Peso do fluido superior ao gradiente de fratura da rocha;•	
Bloqueio do espaço anular por argilas. •	
56
Alta Competência
Lost cirkulation
Mud flow in
Figura 7.1 - Perda de circulação
• Métodos de combate:
Tampão de material de perda;•	
Tampão de cimento;•	
Tampão de cimento com bentonita;•	
Tampão de silicato com cloreto de cálcio;•	
Aumento da viscosidade do fluido; •	
redução do peso do fluido. •	
Capítulo 7. Problemas causados
57
7.2. Prisão da coluna
Durante a operação de perfuração, a coluna de perfuração pode ficar 
presa, ocasionalmente, o que impede o seu movimento para cima e/
ou para baixo.
A coluna de perfuração poderá ficar presa por:
Acunhamento;•	
Desmoronamento;•	
Prisão por diferencial de pressão;•	
Chaveta.•	
Quando ocorre:
Durante descida da coluna após troca de broca;•	
Durante queda de objetos estranhos no poço;•	
Quando há desmoronamento; •	
Durante o fechamento do poço; •	
Durante a retirada da coluna com arraste elevado (•	 Drag);
Quando ocorre pressão hidrostática elevada.•	
•	Desmoronamento - queda das paredes do poço:
Areia;•	
Folhelho.•	
58
Alta Competência
•	Fechamento - redução do diâmetro na parte superior do poço:
inchamento de argila;•	
Presença de sal.•	
•	Diferencial de pressão - consiste na fixação da coluna à parede do 
poço devido a uma força causada pela diferença de pressão entre 
a coluna hidrostática do fluido e a pressão de poros da formação. 
Ocorre geralmente em frente a formações porosas e permeáveis 
(arenitos) e em fluidos com alto filtrado e espessura de reboco. 
C
ap
ít
u
lo
 8
Fluidos 
não-aquosos
60
Alta Competência
Capítulo 8. Fluidos não-aquosos
61
8. Fluidos não-aquosos
Os fluidos não aquosos também são conhecidos como fluidos de emulsão inversa, e são classificados em: 
Fluido à base de óleo diesel – fora de uso;•	
Fluido à base de parafina;•	
Fluido à base de éster;•	
Fluido à base de glicol. •	
8.1. Fluido à base de óleo
Os fluidos são ditos à base de óleo quando a fase contínua 
ou dispersante é constituída por óleo e a fase dispersa é 
água salgada adicionada sob forma de minúsculas gotículas, 
emulsionadas pela ação tensoativa de um surfactante específico. 
Esses fluidos são também conhecidos como fluidos de emulsão 
inversa. Os demais componentes dos fluidos à base de óleo 
são: emulsificantes (primário, secundário), saponificantes e 
alcalinizantes, redutores de filtrado, agentes de molhabilidade, 
dispersantes e gelificantes e adensantes.
• Composição básica:
Óleo sintético, óleo mineral ou parafina; •	
Emulsificante primário; •	
Emulsificante secundário;•	
Agente de molhabilidade;•	
Controlador de filtrado;•	
62
Alta Competência
Óxido de cálcio; •	
Salmoura (água + sal);•	
Argila organofílica;•	
Adensante.•	
•	Principais características dos fluidos à base de óleo:
Baixíssima solubilidade das formações de sal, tais como: halita, •	
silvita, taquidrita, carnalita e anidrita; 
Atividade química controlada pela natureza e pela concentração •	
do eletrólito dissolvido na fase aquosa;
Alta capacidade de inibição em relação às formações argilosas •	
hidratáveis;
Alto índice de lubricidade ou baixo coeficiente de atrito;•	
resistência a temperaturas elevadas até 400 ºF;•	
Baixa taxa de corrosão;•	
Amplo intervalo para variação do peso específico, isto é: 7,0 lb/•	
gal até 18,0 lb/gal. 
•	Aplicação:
Poços profundos com elevados gradientes geotérmicos, cujas •	
temperaturas superam 300 ºF;
rochas solúveis em água, tais como os evaporitos e domos •salinos;
Poços direcionais e horizontais;•	
Capítulo 8. Fluidos não-aquosos
63
rochas hidratáveis e plásticas, como folhelhos e argilitos; •	
Poços com baixa pressão de poros ou baixo gradiente de •	
fratura;
Formações produtoras danificáveis por fluidos à base de •	
água;
Poços que geram ambientes corrosivos;•	
Liberação de coluna.•	
• Limitações do uso:
Poço com perda de circulação;•	
Sondas que não possuam sistema de remoção de sólidos •	
adequados;
Descarte dos cascalhos em locais projetados especificamente •	
para esse fim.
• Principais contaminantes: 
Água; •	
Sólidos.•	
C
ap
ít
u
lo
 9
Fluidos aerados
66
Alta Competência
Capítulo 9. Fluidos aerados
67
9. Fluidos aerados
Conceito - É o fluido cujo ar atmosférico ou gás inerte é utilizado em parte ou no todo como fluido de perfuração.
• Tipos de fluidos aerados:
Ar puro ou um gás tipo n2, CO•	 2;
Espuma.•	
•	Principais características:
Baixo peso específico (0,3 lb/gal até 7 lb/gal);•	
Uso de ar ou gás como componente.•	
Obs: O uso de equipamentos especiais, tais como: compressores, 
booster, medidores de vazão e outros tornam muito restrita a 
utilização desses fluidos, em função dos custos elevados desses 
equipamentos.
• Composição:
Água;•	
Argila ativada;•	
KCl;•	
Soda cáustica;•	
inibidor de corrosão espumante;•	
Polímero.•	
68
Alta Competência
• Aplicação:
Perdas de circulação severas;•	
Minimização de danos à formação;•	
Aumento da taxa de penetração.•	
C
ap
ít
u
lo
 1
0
Aditivos - fluido 
à base de água
70
Alta Competência
Capítulo 10. Aditivos - fluido à base de água
71
10. Aditivos - fluido à base de 
água
a) Doadores de viscosidade
Argila ativada (nome comercial: bentonita);•	
Polímero de alto peso molecular (CMC – AVAS);•	
Goma xantana;•	
b) Doadores de alcalinidade (Ph)
Soda cáustica;•	
Potassa cáustica;•	
Cal viva / cal hidratada.•	
c) Redutores de filtrado
Amido de mandioca, amido de milho;•	
Polímero de baixo peso molecular (CMC - ADS);•	
Hidroxipropilamido (HPA).•	
d) Inibidores de argila
Polímeros catiônicos; •	
Cloreto de sódio (naCl);•	
Cloreto de potássio (KCl);•	
Poliacrilamida. •	
72
Alta Competência
e) Adensantes
Sais diversos;•	
Baritina;•	
Hematita;•	
Calcário. •	
f) Dispersantes
Lignossulfonato;•	
Polímeros de baixo peso molecular. •	
g) Liberadores de coluna - ácidos graxos
Pipe lax•	 ;
Free pipe•	 ;
Ez-spot•	 .
h) Preventor de enceramento de broca
Detergente. •	
i) Antiespumante
j) Bactericida
Triazina;•	
Guaternário de amônio.•	
Capítulo 10. Aditivos - fluido à base de água
73
k) Sequestrador de gás sulfídrico
Esponja de ferro;•	
Óxido de zinco.•	
l) Redutor de fricção
Lubrificante.•	
C
ap
ít
u
lo
 1
1
Aditivos 
para fluidos 
não-aquosos
76
Alta Competência
Capítulo 11. Aditivos para fluidos não-aquosos
77
11. Aditivos para fuidos não-
aquosos
Parafina, biodiesel e óleo diesel (em desuso);•	
Ácidos graxos;•	
Surfactantes;•	
redutores de filtrado;•	
Argila organofílica;•	
Baritina e hematita; •	
Cloreto de cálcio ou cloreto de sódio; •	
Calcários fino e médio; •	
Óxido de cálcio (cal viva). •	
C
ap
ít
u
lo
 1
2
Propriedades 
físico-químicas
80
Alta Competência
Capítulo 12. Propriedades físico-químicas
81
12. Propriedades físico-químicas
12.1. Massa específica (peso do fluido)
Fisicamente, é a massa de fluido por unidade de volume. Usualmente, 
é expressa em lb/gal (libra por galão). 
Obs: no campo, é conhecida como peso do fluido. Equipamento para 
medição: balança densimétrica.
(a) (b)
Figura 12.1 - (a) Balança densimétrica, (b) Visor de nível
(a) (b)
Figura 12.2 - (a) Escala de densidade em lb/gal, (b) Marcação para 
densidade da água
Obs: É muito importante a verificação da calibração da balança.
82
Alta Competência
12.1.1. Problemas relacionados ao peso do fluido
a) Peso do fluido insuficiente: 
Desmoronamento das paredes do poço;•	
Kick•	 ; 
Fechamento do poço. •	
b) Peso do fluido excessivo:
Prisão de coluna por diferencial de pressão; •	
Perda de circulação parcial ou total;•	
redução na taxa de penetração.•	
12.2 Viscosidade funil (marsh)
É uma medida prática da variação da viscosidade do fluido. Essa 
medida consiste na determinação do tempo gasto pelo fluido 
para escoar através de um orifício existente na parte inferior do 
funil e preencher um caneco até a marca de ¾ de galão (950 ml) 
ou 1000 ml. 
Meassured Orifice
(3/16º ID) 
One Quart Line12º
2º
6º
FUNNEL
CUP
Figura 12.3 - Teste para viscosidade em funil (marsh)
Capítulo 12. Propriedades físico-químicas
83
12.3 Propriedades reológicas
A reologia trata da deformação e do escoamento dos fluidos 
quando submetidos à ação de uma força. Estuda as relações entre 
a tensão de cisalhamento e a razão de deformação que definem as 
condições de escoamento de um fluido. 
Figura 12.4 - Viscosímetro FAnn - Modelo 35 A
BOB
Sleeve
Fluid
Figura 12.5 - Características do viscosímetro FAnn modelo 35 A
84
Alta Competência
Classificação reológica dos fluidos: 
Fluidos newtonianos: existe uma relação linear entre a tensão •	
cisalhante e a taxa de deformação;
Fluidos não-newtonianos: são aqueles cuja viscosidade varia •	
de acordo com a taxa de deformação. 
no grupo dos fluidos não-newtonianos, destacam-se:
Fluidos plásticos: caracterizados pela existência de um limite •	
de escoamento, isto é, torna-se necessário um mínimo de tensão 
de cisalhamento para que o escoamento seja iniciado;
Fluidos pseudo-plásticos: são aqueles cuja viscosidade aparente •	
diminui à medida que aumenta a taxa de deformação;
Fluidos dilatantes: são aqueles cuja viscosidade aparente •	
aumenta à medida que aumenta a taxa de deformação.
12.4. Filtrado e reboco
Filtrado APi;•	
Filtrado HTHP.•	
Filtrado API• : volume de líquido (filtrado) coletado numa proveta 
durante 30 min, a uma pressão de 100 psi. recomendado para 
fluidos à base de água;
Reboco• : material que fica depositado na parede do poço 
devido à perda do fluido em frente às formações permeáveis
Capítulo 12. Propriedades físico-químicas
85
Water Loss Test
CO Cartridge
Wall
Cake
2
LID
Fluid
container
Filter
Paper
Screen Filtrate
Graduated
Cylinder
100 psi
Figura 12.6 - Filtro Prensa APi
Filtrado HPHT• : volume de líquido (filtrado) coletado numa 
proveta durante 30 min, a uma pressão de 500 psi e a uma 
temperatura de 300 ºF. 
Figura 12.7 - Filtrado prensa HTHP
86
Alta Competência
12.5. Teor de sólidos
O teste de retorta consiste na destilação de um volume de 10 ml 
de fluido, no período de 30 min, obtendo-se as frações de água, 
óleo e sólidos. 
Classificação dos sólidos perfurados: 
Sólidos Exemplo
inertes de baixa densidade areia, calcário, siltes
inertes da alta densidade baritina, hematita
ativos da baixa densidade argilas plásticas
•	 Problemas	 causados	 pelos	 sólidos	 incorporados	 ao	 fluido	 de	
perduração durante a perfuração:
Baixas taxas de penetração;•	
redução da potência hidráulica na broca;•	
redução da vida útil da broca; •	
redução da vida útil dos componentes do sistema de •	
circulação; 
Pouca eficiência dos tratamentos químicos do fluido;•	
Probabilidade de prisão por diferencial de pressão;•	
Probabilidade de perda de circulação por aumento da •	
densidade do fluido;
Maior custo na manutenção das bombas.•	
Capítulo 12. Propriedades físico-químicas
87
Figura 12.8 - Kit retorta
12.6. Teor deareia
Figura 12.9 - Kit para determinação do teor de areia
12.7. Salinidade
Está diretamente relacionada à inibição do fluido;•	
Serve de contraste entre zonas de água doce e zonas de óleo •	
identificadas através do perfil de resistividade.
88
Alta Competência
12.8. Alcalinidades: Pm, Pf e Ph
Pm = alcalinidade do fluido;
Pf = alcalinidade do filtrado;
pH = potencial de hidrogênio.
12.9. Teste do MBT (Methilene Blue Test)
Figura 12.10 - Teste do BMT
Exercício
89
Exercicios
1) Qual a função da bomba de lama?
_______________________________________________________________
_______________________________________________________________
________________________________________________________________
2) Durante a perfuração, é necessário que haja na superfície um sis-
tema equipado para tratar o fluido. Que procedimentos fazem parte 
deste tratamento?
_______________________________________________________________
________________________________________________________________
3) Quais equipamentos são necessários ao sistema de circulação para 
garantir o bom desempenho do fluido de perfuração?
_______________________________________________________________
_______________________________________________________________
________________________________________________________________
4) Diferencie fluido de perfuração de fluido de completação:
_______________________________________________________________
_______________________________________________________________
_______________________________________________________________
_______________________________________________________________
_______________________________________________________________
_______________________________________________________________
_______________________________________________________________
________________________________________________________________
5) Quais os fatores podem afetar a limpeza do poço?
_______________________________________________________________
_______________________________________________________________
________________________________________________________________
90
Alta Competência
6) O reboco tem a função de reduzir a infiltração da fase líquida do 
fluido de perfuração na frente das zonas permeáveis existentes no 
poço. identifique essas zonas correlacionando a numeração do es-
quema com os parênteses. 
( ) Zona invadida 
pelo jato de lama Fluxo de lama 1
2
3
4
( ) Torta de filtração 
externa
( ) Poço
( ) Formação não 
contaminada
7) Cite quatro mecanismos que podem causar dano à formação por 
redução de permeabilidade.
_______________________________________________________________
_______________________________________________________________
________________________________________________________________
8) Cite os diferentes tipos de fluidos de perfuração:
________________________________________________________________
Exercício
91
9) Correlacione os diferentes tipos de fluidos na coluna da esquerda 
com suas definições na coluna da direita:
( A ) Fluidos iniciais ( ) É o que utiliza a argila presente nas 
formações atravessadas pela broca, 
sendo necessária apenas a adição de 
água para manutenção da viscosidade 
e do peso. É um fluido de baixo custo, 
visto não ser necessária a adição de 
produtos químicos.
( B ) Fluido nativo ( ) Têm pouca ou nenhuma interação 
com as argilas presentes nas forma-
ções atravessadas pela broca durante 
a perfuração. Essa inibição pode ser 
de natureza química ou física.
( C ) Fluido inibidos ( ) São fluidos não inibidos, utilizados no 
início dos poços, quando as exigências 
em relação às suas propriedades são 
mínimas, em função da não interação 
do fluido com os minerais das rochas.
10) Classifique as causas das perdas de circulação como naturais ( N ) 
ou induzidas ( I ):
( ) Presença de cavernas.
( ) Peso do fluido superior ao gradiente de fratura da rocha. 
( ) infiltração em rochas de alta permeabilidade.
( ) Bloqueio do espaço anular por argilas.
( ) Ocorrência de fraturas naturais. 
11) Cite as situações em que a coluna de perfuração poderá ficar 
presa:
_______________________________________________________________
________________________________________________________________
92
Alta Competência
12) Classifique os aditivos de fluidos à base de água segundo o 
código a seguir:
( A ) Doadores de viscosidade 
( B ) Doadores de alcalinidade
( C ) redutores de filtrado
( ) Soda cáustica.
( ) Argila ativada.
( ) Potassa cáustica.
( ) Amido de mandioca, amido 
de milho.
( ) Polímero de alto peso mole-
cular (CMC – AVAS).
( ) Cal viva/cal hidratada.
( ) Polímero de baixo peso mo-
lecular (CMC - ADS).
( ) Hidroxipropilamido (HPA).
( ) Goma xantana.
13) Cite quatro exemplos de aditivos para fluidos não aquosos:
_______________________________________________________________
_______________________________________________________________
_______________________________________________________________
________________________________________________________________
14) Correlacione os fluidos não-newtonianos da coluna da esquerda 
com a sua definição na coluna da direita:
( A ) Fluidos plásticos ( ) São aqueles cuja viscosidade 
aparente aumenta à medida 
que aumenta a taxa de de-
formação.
( B ) Fluidos pseudo-plásticos ( ) São aqueles cuja viscosidade 
aparente diminui à medida 
que aumenta a taxa de de-
formação.
( C ) Fluidos dilatantes ( ) Caracterizados pela existên-
cia de um limite de escoa-
mento, isto é, torna-se neces-
sário um mínimo de tensão 
de cisalhamento para que o 
escoamento seja iniciado.
DrESSEr DO BrASiL. Manual de engenharia dos fluidos de perfuração. rio de 
Janeiro, 1983.
MACHADO, José C. V. Reologia e escoamento de fluidos. rio de Janeiro: interciência, 
2002.
MAnUAL AMOCO. Technology & Training. 3.ed. 1996. 
MOOrE, Preston L. Drilling practices manual. 2. ed. Tulsa, Oklahoma: PennyWell, 
1986.
nL Baroid. Manual Drilling Fluids Technology. Taxas, USA: Houston, 1979.
PETrOGUiA. Petrobras. 1 ed. rio de Janeiro, 1989.
STEFAn, Petrus. Manual de fluidos de Perfuração. Salvador: Petrobrás, 1982.
THOMAS, José Eduardo. Fundamentos de Engenharia de Petróleo. rio de Janeiro: 
interciência, 2001.
Bibliografia
Bibliografia
93
94
Alta Competência
Gabarito
1) Qual a função da bomba de lama?
Sua função é transferir energia para o fluido, de forma que ele possa circular dos 
tanques até a broca, na qual a potência é consumida no jateamento do fluido.
2) Durante a perfuração, é necessário que haja na superfície um sistema equipado 
para tratar o fluido. Que procedimentos fazem parte deste tratamento?
Remover sólidos; resfriar; misturar; adicionar produtos químicos e remover ar ou 
gás do fluido de perfuração.
3) Quais equipamentos são necessários ao sistema de circulação para garantir o 
bom desempenho do fluido de perfuração?
Peneiras; tanques de lama; degaseificador; desareiador; dessiltador; centrifugador; 
pistolas de lama, misturadores e funil de mistura.
4) Diferencie fluido de perfuração de fluido de completação:
O fluido de perfuração é uma dispersão coloidal composta de uma fase contínua 
- que normalmente é água doce ou salgada, e uma fase dispersa - composta de 
produtos químicos, tais como: argila, amido, soda cáustica, polímeros, materiais 
adensantes, bactericidas etc. Os fluidos de completação são fluidos limpos 
(normalmente salmouras) formulados de forma a evitar dano à formação produtora 
e a corrosão dos materiais de fundo de poço. 
5) Quais os fatores podem afetar a limpeza do poço?
Taxa de penetração; estabilidade do poço; velocidade no espaço anular;propriedades reológicas do fluido; tempo de circulação; inclinação do poço.
6) O reboco tem a função de reduzir a infiltração da fase líquida do fluido de 
perfuração na frente das zonas permeáveis existentes no poço. identifique essas 
zonas correlacionando a numeração do esquema com os parênteses.
( 3 ) Zona invadida pelo jato de 
lama
( 2 ) Torta de filtração externa
( 1 ) Poço
( 4 ) Formação não contaminada
Fluxo de lama 1
2
3
4
7) Cite quatro mecanismos que podem causar dano à formação por redução de 
permeabilidade.
Migração de finos; inchamento de argilas; formação de emulsão; inversão de 
molhabilidade; tamponamento; bloqueio por água e incrustação.
Gabarito
95
8) Cite os diferentes tipos de fluidos de perfuração:
À base de água; à base orgânica; espuma e ar comprimido.
9) Correlacione os diferentes tipos de fluidos na coluna da esquerda com suas 
definições na coluna da direita:
( A ) Fluidos iniciais ( B ) É o que utiliza a argila presente nas formações 
atravessadas pela broca, sendo necessária apenas a 
adição de água para manutenção da viscosidade e 
do peso. É um fluido de baixo custo, visto não ser 
necessária a adição de produtos químicos.
( B ) Fluido nativo ( C ) Têm pouca ou nenhuma interação com as argilas 
presentes nas formações atravessadas pela broca 
durante a perfuração. Essa inibição pode ser de 
natureza química ou física.
( C ) Fluido inibidos ( A ) São fluidos não inibidos, utilizados no início dos 
poços, quando as exigências em relação às suas 
propriedades são mínimas, em função da não 
interação do fluido com os minerais das rochas.
10) Classifique as causas das perdas de circulação como naturais ( N ) ou 
induzidas ( I ):
( N ) Presença de cavernas.
( I ) Peso do fluido superior ao gradiente de fratura da rocha. 
( N ) infiltração em rochas de alta permeabilidade.
( I ) Bloqueio do espaço anular por argilas.
( N ) Ocorrência de fraturas naturais. 
11) Cite as situações em que a coluna de perfuração poderá ficar presa:
Acunhamento, desmoronamento, prisão por diferencial de pressão ou chaveta.
12) Classifique os aditivos de fluidos à base de água segundo o código a seguir:
( A ) Doadores de 
viscosidade
( B ) Doadores de 
alcalinidade
( C ) redutores 
de filtrado
( B ) Soda cáustica.
( A ) Argila ativada.
( B ) Potassa cáustica.
( C ) Amido de mandioca, amido de milho.
( A ) Polímero de alto peso molecular (CMC – AVAS).
( B ) Cal viva/cal hidratada.
( C ) Polímero de baixo peso molecular (CMC - ADS).
( C ) Hidroxipropilamido (HPA).
( A ) Goma xantana.
96
Alta Competência
13) Cite quatro exemplos de aditivos para fluidos não aquosos:
Poderia ter citado um dos seguintes: parafina, biodiesel e óleo diesel (em desuso); 
ácidos graxos; surfactantes; redutores de filtrado; argila organofílica; baritina e 
hematita; cloreto de cálcio ou cloreto de sódio; calcários fino e médio e óxido de 
cálcio (cal viva).
14) Correlacione os fluidos não-newtonianos da coluna da esquerda com a sua 
definição na coluna da direita:
( A ) Fluidos plásticos ( C ) São aqueles cuja viscosidade aparente au-
menta à medida que aumenta a taxa de 
deformação.
( B ) Fluidos pseudo-plásticos ( B ) São aqueles cuja viscosidade aparente di-
minui à medida que aumenta a taxa de 
deformação.
( C ) Fluidos dilatantes ( A ) Caracterizados pela existência de um 
limite de escoamento, isto é, torna-
se necessário um mínimo de tensão de 
cisalhamento para que o escoamento 
seja iniciado.