14 Fluidos de Completação

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FLUIDOS DE 
COMPLETAÇÃO
Autor: Valdir Pereira Barbosa 
FLUIDOS DE 
COMPLETAÇÃO
Este material é o resultado do trabalho conjunto de muitos técnicos 
da área de Exploração & Produção da Petrobras. 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 na 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 criou o 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 de novos empregados 
e a reciclagem de antigos.
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.
Programa Alta Competência
Programa Alta Competência
SumárioSumário
Introdução 11
Capítulo 1. Classificação das Operações 
1. Classificação das Operações 15
1.1. Completação 15
1.2. Restauração 16
1.3. Recompletação 17
1.4. Limpeza 17
1.5. Estimulação 18
1.6. Avaliação 18
1.7. Abandono 18
Capítulo 2. Fluidos de Completação 
2. Fluidos de Completação 23
2.1. Funções primárias 24
2.2. Propriedades desejadas 24
2.3. Tipos de fluido 25
2.3.1. Fluidos de completação à base água 26
2.3.2. Fluidos de completação à base óleo 29
2.4. Packer fluid 31
2.4.1. Propriedades desejadas 32
Capítulo 3. Aditivos de Fluido de Completação 
3. Aditivos de Fluido de Completação 35
3.1. Água 36
3.2. Adensantes – Brine 36
3.2.1. Processo de fabricação de salmouras 37
3.2.2. Tipos de soluções salinas 38
3.2.3. Temperatura de cristalização 44
3.2.4. Efeito da pressão na TCT 46
3.3. Controladores de pH 47
3.4. Teoria das emulsões e surfactantes 47
3.4.1. Tipos de Emulsões 48
3.4.2. Surfactantes 49
3.5. Inibidor de corrosão 51
3.5.1. Sequestrante de oxigênio 51
3.6. Bactericida 52
3.6.1. Bactérias redutoras de sulfatos – BRS 52
3.7. Inibidores de argilas 54
3.8. Riscos de SMS no manuseio de produtos químicos 54
Capítulo 4. Dano à formação 
4. Dano à formação 59
4.1. Interação rocha-fluido 60
4.1.1. Inchamento e Dispersão de Argilas 61
4.1.2. O efeito do pH sobre a dispersão das argilas 62
4.2. Bloqueio por emulsão e inversão de molhabilidade 63
4.3. Bloqueio por água 64
4.4. Mistura de águas incompatíveis 65
4.5. Danos devido à invasão de sólidos 66
4.5.1. Filtração 67
4.5.2. Sistemas de filtração 69
4.5.3. Limpeza do sistema 71
Capítulo 5. Procedimentos de fluidos de completação 
5. Procedimentos de fluidos de completação 75
5.1. Nomenclatura dos fluidos de completação 75
5.2. Padrão do CAMAI 76
5.2.1. Providências preliminares 76
5.2.2. Composição química 76
5.2.3. Modo de preparo de CAMAD E CAMAI 79
5.3. Padrão do CAINJ 80
5.3.1. Providências preliminares 80
5.3.2. Composição química 81
5.4. Padrão de CADIT 82
5.4.1. Modo de preparo de CADIT 82
5.5. Padrão de CASAC 83
5.5.1. Providências preliminares 83
5.5.2. Composição química 84
5.5.3. Modo de preparo 85
5.6. Lista dos principais padrões de fluido de completação 
do E&P SERV/US-PO/SF (Serviço de Fluidos) localizados no SINPEP. 85
Capítulo 6. Cálculos envolvendo fluidos de completação 
6. Cálculos envolvendo fluidos de completação 89
6.1. Fórmulas e unidades de medida mais utilizadas 89
6.2. Situação problema - Cálculos de volume, amortecimento, 
nível estático e pressão de fratura 92
6.2.1. Cálculos de volumes de poço e anulares 93
6.2.2. Amortecimento de poço 94
6.2.3. Margem de riser 96
6.2.4. Cálculos de diluição de fluidos de completação 97
Exercícios 100
Glossário 105
Bibliografia 106
Gabarito 107
11
Introdução
A indústria do petróleo investe grande quantidade de dinheiro, tempo e esforços na recuperação da maior quantidade possível dos hidrocarbonetos existentes nos reservatórios. 
Nessa área de esforços se encontram a recuperação secundária e 
terciária. Entretanto, a completação do poço, com o propósito de 
produção ou injeção é o mais importante.
A má qualidade de um poço, algumas vezes, é proveniente das 
características indesejáveis dos fluidos utilizados.
Existem dois problemas que causam dano à formação, e, apesar disso, 
muitas vezes são ignorados. Sua existência, efeitos e consequências 
normalmente só aparecem posteriormente. São eles:
A completação de um poço com reboco e ou invasão de sólidos •	
na formação;
Algumas formações contendo argilas hidratáveis e materiais •	
sílticos são sensíveis ao filtrado de água doce (ou qualquer água 
com composição diferente da água da formação) e podem ser 
danificadas pelo inchamento ou migração dessas argilas. Esse 
mesmo fenômeno pode ocorrer também com o silte.
O primeiro caso, felizmente, pode ser sanado com a surgência do 
poço, acidificação ou fraturamento, quando a extensão do dano for 
de 6 polegadas ou menos.
Por causa da frequência da presença de argilas − passíveis de 
inchamento − na maioria dos reservatórios, é muito importante 
que a fase contínua do fluido utilizado na perfuração e trabalhos 
posteriores, seja similar aos fluidos da formação. Isto irá prevenir o 
dano natural que pode ser grande e muito profundo, se não tivermos 
um bom controle do filtrado.
12
Alta Competência
O fluido ideal que seja adequado a todas as situações e circunstâncias 
indistintamente ainda não foi descoberto. O que podemos ter, no 
melhor dos casos, é um fluido que, conhecido todos os parâmetros 
necessários, seja formulado para atender àquela situação específica, 
uma vez que cada poço é um caso distinto.
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Classificação 
das Operações
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Alta Competência
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Capítulo 1. Classificação das Operações
1. Classificação das Operações
Toda operação efetuada em poço, após a etapa de perfuração, é chamada completação. Por outro lado, toda operação realizada em poço que já está produzindo ou injetando (poço 
completado) é chamada de intervenção.
As operações de intervenção podem ser: 
Completação; •	
Restauração;•	
Recompletação; •	
Limpeza;•	
Estimulação;•	
Avaliação;•	
Abandono.•	
1.1. Completação
É um conjunto de operações executadas no poço, visando a colocá-
lo em condições de produção de óleo ou gás, ou injeção, dentro dos 
requisitos da técnica e segurança.
As operações que constituem a completação de um poço são:
Instalação dos equipamentos de superfície;•	
Condicionamento do poço;•	
Avaliação da qualidade do cimento;•	
16
Alta Competência
Canhoneio;•	
Instalação da coluna de produção;•	
Método de elevação artificial, se necessário;•	
Testes de avaliação;•	
Perfilagens de avaliação;•	
Colocação do poço em produção.•	
1.2. Restauração
Após a completação, qualquer trabalho executado no poço, visando 
a restabelecer as condições normais de fluxo do reservatório para 
o poço e vice-versa é denominado restauração, que também inclui 
corrigir falhas mecânicas no revestimento ou má cimentação, eliminar 
ou reduzir a produção de fluidos indesejáveis. 
Atividades de restauração:
Correção de elevada produção de água – alto •	 RAO (razão 
água-óleo);
Correção da produção excessiva de gás – alto •	 RGO (razão gás-
óleo);Colocação de equipamentos e/ou materiais para exclusão de •	
areia – gravel;
Recanhoneio de zona completada ou recompletada e/ou •	
ampliação de canhoneio;
Injeção de produtos químicos – inibidores, solventes, •	
bactericidas, acidificação.
17
Capítulo 1. Classificação das Operações
1.3. Recompletação 
Essas operações são executadas com o objetivo de substituir zona(s) 
em produção ou injeção de um poço, de isolar zonas em produção ou 
injeção ou mesmo de converter poço produtor em poço de injeção.
São trabalhos de recompletação:
Isolamento de zona(s) ou substituição de zonas;•	
Canhoneios de nova(s) zona(s);•	
Abandono temporário ou definitivo;•	
Conversão de poço produtor em injetor ou vice-versa.•	
1.4. Limpeza
É um conjunto de atividades executadas no interior do revestimento 
de produção objetivando limpar o fundo do poço ou substituir os 
equipamentos de superfície para um maior rendimento técnico e 
econômico.
São trabalhos de limpeza:
Substituição, ou recondicionamento de equipamento superficial •	
ou subsuperficial;
Pistoneio;•	
Reposicionamento de equipamentos na coluna;•	
Limpeza de sólidos depositados no fundo do poço tamponando •	
os canhoneados;
Desequipar poços produtores ou de injeção;•	
Pescaria.•	
18
Alta Competência
1.5. Estimulação
É o conjunto de atividades com o objetivo de aumentar o índice de 
produtividade ou injetividade do poço, através da criação de fraturas 
artificiais.
São trabalhos de estimulação:
Fraturamento hidráulico;•	
Fraturamento ácido.•	
1.6. Avaliação
É o conjunto de atividades executadas no poço, visando a definir os 
parâmetros da formação, verificar a natureza dos fluidos e o índice 
de produtividade ou injetividade.
São trabalhos de avaliação:
Teste de formação;•	
Testes seletivos;•	
Perfilagem de produção.•	
1.7. Abandono
Definitivo – o poço não será mais utilizado;•	
Provisório ou temporário: quando há previsão ou possibilidade •	
de retorno ao poço no futuro.
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Capítulo 1. Classificação das Operações
 
E&P/GERPRO/GETEP/GEQUIP
ARQ.: E&PBC005.CDR - 11/07/97
REDUÇÃO 3 1/2“ EU x 4 1/2” EU
PACKER HIDRÁULICO MOD. “HHL” 7” 47-B2, 3 1/2” EU
MANDRIL DE GAS LIFT 4 1/2“ EU
MANDRIL DE GAS LIFT 3 1/2“ EU
NIPLE “R” 2.75”
SSSV MOD. “TRDP-1A-SSA”, 3.81”, 4 1/2” EU C/ LINHA DE
CONTROLE DUPLA E “T” DE DERIVAÇÃO, a 30 m (sem BUP)
e 10 m (com BUP) abaixo da Mudline
TSR COM PERFIL “F” 2.81”
LINER 7“, 26/29 LB/PÉ, GRAU P-110
REDUÇÃO 4 1/2“ TDS PIN x 4 1/2” EU PIN
TUBING HANGER GLL SG-5 16 3/4“ 5 KSI
ÁRVORE DE NATAL MOLHADA “GLL”
TUBOS DE PRODUÇÃO 3 1/2“ EU - 9,3 LB/PÉ, N-80
REVESTIMENTO DE PRODUÇÃO 9 5/8“, 43,5/47 LB/PÉ, GRAU P-110
TUBO DE PRODUÇÃO 3 1/2“ EU - 9,3 LB/PÉ, N-80
SHEAR OUT TRIPLA
NIPLE “F” 3,68” 
TUBOS DE PRODUÇÃO 4 1/2“ EU - 12,75 LB/PÉ, N-80
Poço produtor
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Fluidos de 
Completação
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Alta Competência
Capítulo 2. Fluidos de Completação
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2. Fluidos de Completação
Os fluidos de completação são bombeados para dentro do poço após a perfuração ou durante uma intervenção. Esses fluidos, por serem bombeados para uma “zona de interesse” 
(reservatório), devem ter certas características específicas em função 
do cenário apresentado. Os fatores que devem ser considerados nessa 
definição são: 
Tipo de reservatório (arenito, carbonato, presença de folhelhos •	
e outros);
Resistência à corrosão (tipo de metalurgia e elastômeros); •	
Limitações técnicas dos aditivos;•	
Restrições ambientais;•	
Logística;•	
Custos.•	
De forma conceitual, são os fluidos colocados em frente à zona de 
interesse, antes ou imediatamente após a perfuração, ou ainda 
utilizados em operações posteriores, tais como: completação, 
restauração, recompletação, limpeza e outros trabalhos que tem por 
fim obter um acréscimo de produção.
24
Alta Competência
2.1. Funções primárias
Os fluidos de completação têm por funções primárias:
Controlar as pressões existentes;•	
Impedir a invasão dos fluidos da formação para dentro do poço;•	
Manter a estabilidade do poço;•	
Promover o carreamento de materiais decantados, tais como: •	
areia, cascalhos, pedaços de ferro (pequenos), cimento etc.
2.2. Propriedades desejadas 
Um fluido de completação deve, sempre que possível, ser capaz de:
Remover sólidos (cortados, areias etc) do poço e carreá-los até •	
a superfície;
Permitir fácil separação dos sólidos removidos, na superfície;•	
Permitir o máximo de controle do filtrado, com a mínima •	
deposição de sólidos no poço;
Permitir que a circulação seja processada com um mínimo de •	
perda de carga;
Ter as propriedades físicas, químicas e reológicas facilmente •	
controláveis;
Controlar as pressões de subsuperfície com a variação da •	
densidade;
Não danificar as zonas produtoras;•	
Ser estável, não tóxico, e essencialmente limpo;•	
Capítulo 2. Fluidos de Completação
25
Ser não corrosivo;•	
Permitir a obtenção do máximo de informações possíveis sobre •	
as formações penetradas;
Ser inerte à contaminação por sais solúveis, minerais, cimentos •	
etc;
Ser estável na temperatura do poço;•	
Ser inerte à ação das bactérias;•	
Conservar as propriedades desejadas quando submetido •	
repetidamente aos diversos esforços (cizalhamento etc);
Não trapear gás facilmente;•	
Ser econômico;•	
Ambientalmente amigável.•	
2.3. Tipos de fluido
Os fluidos de completação podem ser classificados em duas bases:
Fluido de completação à base água:
Fluidos de perfuração modificados;•	
Soluções salinas (BRINES);•	
Fluidos especiais;•	
Espumas.•	
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Alta Competência
Fluido de completação à base óleo:
Petróleo, óleos viscosificados, emulsões verdadeiras;•	
Emulsão inversa;•	
Emulsões especiais.•	
2.3.1. Fluidos de completação à base água
São fluidos nos quais a fase contínua é a água, e os aditivos químicos 
são adicionados a essa fase no preparo dos fluidos.
2.3.1.1. Fluidos de perfuração modificados
Estes fluidos são os mais econômicos uma vez que já se encontram 
no poço e nos tanques, necessitando apenas de um tratamento para 
colocá-los nas condições programadas.
O ajuste desses fluidos necessita, normalmente, da inclusão de 
material para controlar a filtração, peso específico e viscosidade. Em 
alguns casos há a necessidade de substituir o fluido antigo por um 
fluido novo, e eventualmente sem sólidos.
Estar disponível, ser econômico, ter filtrado baixo, peso específico 
correto, viscosidade e força gel ideal são características necessárias 
em um fluido desse tipo. Contudo, a simples presença dessas 
propriedades não torna esses fluidos as melhores opções para o uso, 
pois a presença dos sólidos básicos como bentonita, baritina, calcita 
e outros sólidos perfurados pode causar danos ao poço e dificultar a 
separação de sólidos na superfície.
As vantagens de disponibilidade e a pouca necessidade de ajuste − 
para deixá-los com as características desejadas − tornam esses fluidos 
mais econômicos.
Capítulo 2. Fluidos de Completação
27
As maiores desvantagens são os tipos e quantidades de sólidos 
existentes. A presença desses sólidos insolúveis aumenta muito 
a probabilidade de dano, devido à possibilidade de redução da 
permeabilidade ou de tamponamento dos canhoneados. Esses fluidos 
também prejudicam as operações de squeeze.
Em suma, esse fluido não é o mais recomendável para operações em 
que a presença de sólidos possa vir a prejudicar a zona produtora.
2.3.1.2. Soluções salinas (Brines)
As soluções salinas (Brines) são consideradas quimicamente como 
mais estáveis em relação a outros tipos de fluidos de completação. 
Esses fluidos devem estar livres de sólidos, pois resíduos da própria 
água ou impurezas do próprio sal podem causarproblemas de 
tamponamento. Logo, é necessário filtrar esse fluido antes do início 
da sua utilização. 
Os sais comuns utilizados no preparo desses fluidos são: 
Cloreto de sódio;•	
Cloreto de cálcio;•	
Cloreto de potássio;•	
Cloreto de zinco. •	
Outros sais como formiato, brometo de sódio, brometo de cálcio, 
brometo de zinco ou combinação deste com outros sais podem ser 
usados, porém o custo é, normalmente, elevado.
A principal vantagem é o seu poder de inibir o inchamento de argilas. 
Outra vantagem é a relativa facilidade de preparo e manuseio das 
soluções, excetuando as que envolvem brometo e cloreto de zinco.
28
Alta Competência
As principais desvantagens das soluções salinas são:
Não possuir controle de filtração;•	
Possuir uma limitada capacidade de carreamento;•	
Cristalização do sal nas soluções quer seja por saturação, quer •	
por baixas temperaturas;
Toxicidade de algumas soluções;•	
Altas taxas de corrosão de algumas soluções;•	
Custo alto em alguns casos, principalmente quando se deseja •	
corrigir alguma propriedade.
2.3.1.3. Fluidos especiais poliméricos
São fluidos à base água elaborados para atender determinadas 
situações, tendo baixo impacto sobre a produtividade do poço.
As características normalmente projetadas para esses fluidos são:
Controle da filtração;•	
Inibir inchamento de argilas pelo fluido que possa ser perdido •	
para formação;
Viscosidade para remover areia, materiais cortados e outros;•	
Um comportamento reológico em que as perdas de carga por •	
fricção não sejam um problema;
Viscosidade controlada com aditivos que tenham uma •	
quantidade bem pequena de resíduos sólidos e que possam ser 
removidos facilmente;
Capítulo 2. Fluidos de Completação
29
Os sólidos colocados em suspensão devem ser solúveis em óleo •	
ou ácidos;
Ter estabilidade térmica por longos períodos de tempo;•	
Ter estabilidade química em relação ao pH, salinidade, dureza, •	
bactérias etc.).
Um grande obstáculo ao uso desses fluidos é a sua pouca estabilidade 
à temperatura. Isso ocorre porque os produtos viscosificadores são 
normalmente compostos por polímeros orgânicos que tendem a ter 
uma resistência à temperatura menor do que 250oF. O trabalho em 
temperaturas superiores só é viável, com alguma restrição, apenas 
com a introdução de alguns aditivos e novos produtos químicos. 
Esses fluidos podem ser adensados até 14 ppg (pound per galon = 
lb/Gal) com aditivos solúveis em ácido. Uma seleção no tamanho das 
partículas dos materiais adensantes também ajuda no controle do 
filtrado e na perda de fluido para formação.
O custo desse tipo de fluido é maior do que os fluidos de perfuração 
modificados, porém é menor do que o custo das soluções salinas 
com peso equivalente. Isso é especialmente verdadeiro quando são 
necessários altos pesos como 11,5 a 16 ppg, pois os sais - como cloreto 
de cálcio e brometo de cálcio - além de ser caros, necessitam ser usados 
em grandes quantidades.
Um bom controle de filtrado e o uso de Cloreto de potássio (KCl), 
em quantidade suficiente para inibir o inchamento das argilas, 
assegurará uma grande redução na probabilidade de danos nas 
formações de interesse. Com o controle dos fenômenos reológicos, é 
possível limpar o poço com boas taxas de fluxo e também a suspensão 
de sólidos, quando em condições estáticas.
2.3.2. Fluidos de completação à base óleo
São fluidos em que a fase contínua é um óleo, sendo os aditivos 
químicos adicionados a essa fase no preparo dos fluidos.
30
Alta Competência
2.3.2.1. Petróleo, óleos viscosificados, emulsões verdadeiras
Esses fluidos podem ser apenas o óleo crú ou óleos viscosificados.
O óleo cru não pode ser adensado por não ter nem viscosidade nem 
força gel suficiente para suspender os materiais adensantes. O mesmo 
acontece com os óleos viscosificados, que sob temperatura elevadas 
perdem as características reológicas de sustentação. A viscosidade 
destes fluidos (óleos viscosificados) é induzida pela adição de 
gelificantes e/ou viscosificadores que promovem a sustentação dos 
agentes adensantes adicionados. Com o aumento da temperatura, a 
viscosidade decresce e existe decantação dos adensantes.
O peso específico é normalmente baixo, apresentando boa 
estabilidade a altas temperaturas e corrosão.
Como vantagem pode-se afirmar, sem dúvida, que estes são os 
melhores fluidos para serem usados em frente à zona de interesse.
Esses fluidos apresentam grande disponibilidade, custo relativamente 
baixo e não causam dano à formação, se o teor de asfaltenos e 
parafinas não forem elevados. É excelente como packer fluid, por 
não apresentar problemas de corrosão, exceto em presença de gás 
sulfídrico dissolvido.
O adensamento é sua principal desvantagem tornando necessária a 
adição de gelificante, o que irá encarecê-lo sobremaneira. Isso ocorre 
porque esses fluidos não possuem um comportamento reológico 
suficiente para sustentar os sólidos adensantes, O perigo de incêndio 
é um risco constante nas operações em que é usado o óleo cru.
Esses fluidos ainda têm a desvantagem de manifestar um elevado 
índice de poluição, necessitando para operá-los, principalmente no 
mar, de equipamentos que preservem o meio ambiente.
Capítulo 2. Fluidos de Completação
31
2.3.2.2. Emulsões inversas
São as chamadas emulsões de água em óleo. São fluidos de perfuração 
não aquosos modificados. Seu uso requer a redução do teor de sólidos, 
sendo, muitas vezes, necessário o uso de um fluido novo com ou sem 
sólidos.
Os materiais desenvolvidos para o preparo desses fluidos são estáveis 
em temperaturas altas e essas lamas podem operar em uma faixa de 
peso específico que varia de 8,0 a 20 ppg.
O filtrado é baixo, sendo praticamente apenas óleo. Assim, os 
problemas com as argilas quase não existem. Porém, pode tornar a 
formação molhada pelo óleo no raio alcançado pelo filtrado.
O custo é alto, restringindo seu uso a casos particulares. Além disso, 
apresenta um elevado índice de poluição.
2.3.2.3. Emulsão verdadeira
São as chamadas emulsões verdadeiras, óleo em água, de uso 
restrito na completação. O fluido consta de uma emulsão óleo e 
água, com agente emulsionante e viscosificante, estabilizador de 
argila e material para combater perda de fluido.
São considerados excelentes para prevenção de dano, limpeza do 
poço e poder de sustentação, apresentando, contudo, alto índice de 
poluição. 
2.4. Packer fluid
É qualquer fluido deixado no poço após sua completação ou qualquer 
outra operação. É um fluido anticorrosivo que fica acima do “packer” 
entre o tubing e o revestimento por longos períodos de tempo.
Normalmente é uma solução salina. Eventualmente, em casos 
específicos, pode ser até uma emulsão inversa.
32
Alta Competência
Sua função é manter o controle das pressões no revestimento, tubing 
e packer, sem causar corrosão aos metais expostos. Isso permite a 
manipulação do tubing e/ou packer sem decantação de detritos sobre 
os mesmos.
O fluido à base de formiato foi inicialmente desenvolvido como 
packer fluid.
2.4.1. Propriedades desejadas
Não ser corrosivo ou permitir um controle de corrosão;•	
Ser livre de sólidos ou ter condições de manter os sólidos em •	
suspensão por longos períodos em condições estáticas;
Permitir que os equipamentos do poço possam ser •	
movimentados à vontade;
Não apresentar dificuldade na reentrada do poço em operações •	
de workover;
Poder operar como fluido completação/amortecimento com •	
pequena ou nenhuma modificação;
Não danificar a formação.•	
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Aditivos de 
Fluido de 
Completação
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Alta Competência
Capítulo 3. Aditivos de Fluido de Completação
35
3. Aditivos de Fluido de Completação
É importante lembrar que a maioria dos produtos químicos usados nasoperações de campo é vendida com um nome comercial ou código de companhia. Por isso somente poucos 
sabem utilizá-los, compreender seus nomes genéricos ou o seu 
comportamento quando em contato com outros aditivos químicos.
Além disso, é importante que, antes de uma operação ser executada, 
testes de compatibilidade sejam realizados em todos os demais 
aditivos e misturas que serão usados na operação. Estes testes devem 
ser repetidos durante a operação para prevenir contra possíveis 
variações nos lotes dos aditivos químicos.
Composição básica dos fluidos de completação:
Água;•	
Adensantes (sal ou mistura de sais);•	
Doadores de pH ( NaOH, Ca(OH)•	 2, HCl e outros);
Surfactantes;•	
Bactericidas;•	
Inibidores de corrosão;•	
Estabilizados de argilas;•	
Polímeros – fluidos especiais.•	
36
Alta Competência
3.1. Água
A água utilizada deve ser preferencialmente água “doce”. Em 
muitos casos a utilização da água do mar pode apresentar vantagens 
econômicas, porém cuidados especiais devem ser tomados. Sempre 
devemos analisar o pH, salinidade, cálcio e magnésio e ferro total.
3.2. Adensantes – Brine
O agente adensante, como no caso das soluções, é o sal (NaCl, KCl, 
CaCl2, CaBr2, ZnBr2, outros) que deve ser selecionado de acordo 
com o custo e a necessidade da operação. A combinação dos sais 
tem de ser cuidadosamente calculada a fim de evitar o fenômeno da 
precipitação de um dos sais.
Outro fator importante a ser considerado é que o 
fluido deve ser isento de sólidos, pois estes podem 
causar plugueamento da formação produtora, ge-
rando, com isso, uma redução da produtividade do 
poço.
Importante!
As salmouras comerciais são fornecidas em duas formas: sal seco ou 
salmouras. O sal seco, como NaCl, KCl, são produzidos em minas ou 
por simples evaporação. Outros sais como brometo de sódio, formiato 
de sódio e cloreto de cálcio são fabricados na forma líquida. Os sais 
secos, então, são obtidos a partir da desidratação da salmoura líquida. 
São, por essa razão, muito caros, pois consomem muita energia. O 
brometo de zinco é produzido somente na forma líquida.
Capítulo 3. Aditivos de Fluido de Completação
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3.2.1. Processo de fabricação de salmouras
I) Cloreto de Cálcio e Brometo de Cálcio
1º) O gás bromo é extraído por reação com o gás cloro.
2º) Ácido clorídrico e ácido bromídrico são preparados por reação 
com o gás hidrogênio.
3º) É usado hidróxido de cálcio ou carbonato de cálcio combinado 
com o agente ácido do item anterior para produzir o cloreto de cálcio 
ou brometo de cálcio. 
II) Brometo de Zinco
Zinco ocorre na natureza como sulfato de zinco, óxido, carbonato de 
zinco. Na forma de hidróxido de zinco reage com o ácido bromídrico 
(HBr) gerando o sal brometo de zinco em solução aquosa.
38
Alta Competência
III) Sal Formiato – KHCO2, NaHCO2 e CsHCO2
O ácido fórmico reage com o hidróxido de potássio (KOH). Essa reação 
química produz o formiato em solução aquosa.
3.2.2. Tipos de soluções salinas
As soluções salinas podem ser dividas em:
Soluções salinas simples;•	
Soluções salinas compostas.•	
Soluções salinas mais usuais
Solução salina Nome do sal (sais) Tipo Densidade Peso-ppg
KCl Cloreto de potássio Simples Baixa 9,7
NaCl Cloreto de sódio Simples Baixa 10
NaCl + KCl
Cloreto de sódio + Cloreto de 
potássio
Composta Baixa 10
NaCl + CaCl2
Cloreto de sódio +Cloreto de 
cálcio
Composta Alta 11,1
CaCl2 Cloreto de cálcio Simples Alta 11,6
NaBr Brometo de sódio Simples Alta 12,7
NaBr + NaCl
Brometo de sódio + Cloreto 
de sódio
Composta Alta 12,7
CaBr2 Brometo de cálcio Simples Alta 14,2
CaCl2 + CaBr2
Cloreto de cálcio+ Brometo 
de cálcio
Composta Alta 15,1
CaCl2 + CaBr2 + 
ZnBr2
Cloreto de cálcio+ Brometo 
de cálcio+Brometo de zinco
Composta Alta 19,2
CaBr2 + ZnBr2
Brometo de cálcio+Brometo 
de zinco
Composta Alta 20,2
Capítulo 3. Aditivos de Fluido de Completação
39
3.2.2.1. Soluções salinas simples
São compostas de um único sal que é dissolvido em água 
industrial. O máximo de densidade possível para cada solução é 
considerado aquele peso específico para o qual o freezing point 
está entre 60 ºF e 70 ºF.
a) Solução de cloreto de potássio
É um excelente fluido de completação para formações que apresentam 
argila, sejam sensíveis à água e apresentem baixa densidade.
Densidade máxima de 9,7 ppg a 60ºF;•	
Massa Específica (KCl) = 1,988 g/cm•	 3;
Taxa de corrosão tolerável, sugere-se usar inibidor de corrosão •	
e pH entre 7-10;
Compatível com grande parte dos aditivos;•	
Solubilidade igual 32 g/100g de água a 70 •	 0F.
b) Solução de cloreto de sódio
É a solução mais simples, mais econômica usada como fluido de 
completação. Para prevenir inchamento de argila usa-se até 3% de 
NaCl. Deve-se manter o pH entre 7–8.
Densidade máxima de 10 ppg a 60 0F.•	
Massa Específica (NaCl) = 2,16 g/cm3;•	
Pouco corrosiva;•	
Compatível com grande parte dos aditivos;•	
Solubilidade igual 36g/100g de água.•	
40
Alta Competência
É o adensante mais usado nos fluidos de completa-
ção, por ser simples, econômico, pouco corrosivo e 
ambientalmente amigável. 
Importante!
c) Cloreto de cálcio
Essa solução é de fácil dissolução, porém para densidades próximas 
de 11,6 ppg torna-se problemática devido a sua temperatura de 
cristalização (56 0F). Isso torna impraticável seu uso em climas frios 
com temperatura ambiente menor do que 15 0C. Também é usado 
para inibir hidratação e migração de argilas.
O cloreto de cálcio anidro (95% ou 97%) somente é usado para 
corrigir densidade. Ele seco contém muitos contaminantes insolúveis 
tornando-o mais turvo, porém podem ser filtrados. Outro fator 
importante é a liberação de calor durante a dissolução alcançando 
em torno de 93,3 0C (200 ºF). Logo, medidas adicionais de segurança 
devem ser tomadas para reduzir a liberação de vapores, quando 
envolver o uso em bombas e equipamentos.
Densidade máxima de 11,7 ppg a 60 •	 0F;
Massa Específica (CaCl•	 2) = 2,152g/cm
3 (Anidro);
Massa Específica (CaCl•	 2) = 1,68g/cm
3 (Hexahidratado);
Taxa de corrosão baixa, porém sugere-se usar inibidor de •	
corrosão e pH pouco acima de 7 para evitar precipitação dos 
hidróxidos dos metais alcalinos terrosos.
Capítulo 3. Aditivos de Fluido de Completação
41
d) Brometo de cálcio
Usados em formulações com densidades de 11,7 ppg a 15,1 ppg, 
sempre que seja necessário inibir a hidratação e migração de argilas.
Massa Específica (CaBr•	 2) = 3,353 a 68
0F;
Libera calor.•	
e) Solução de formiato de sódio ou potássio
São sais orgânicos derivado do ácido fórmico. São sólidos brancos, 
solúveis em água e glicerol, ligeiramente solúveis em álcool. São 
usados para evitar precipitação, quando a água da formação contém 
bicarbonatos, sulfatos.
Esses compostos apresentam as seguintes fórmulas químicas: 
Formiato de sódio = HCOONa
Formiato de potássio = HCOOK
Formiato de Césio = HCOOCs
Preferencialmente usados em ambiente HTHP por serem menos 
corrosivos do que o cloreto de cálcio e por manterem a viscosidade 
da goma xantana.
Deve-se ter atenção redobrada às mudanças no pH, pois - em 
condições de pH baixo(ácido) - libera ácido fórmico. Se o pH estiver 
acima de 10 (alcalino), as borrachas de Viton serão prejudicadas. 
Em condições de pH Alto(alcalino) pode haver alteração do inibidor 
de corrosão.
Densidade 8,4 ppg a 11,0 ppg;•	
Massa Específica = 1,919 (formiato de sódio);•	
42
Alta Competência
Menor agressividade ao meio ambiente;•	
Menor caráter corrosivo às instalações;•	
Baixa temperatura de cristalização – cuidado ao usar em grande •	
lâmina d’água.
3.2.2.2. Soluções salinas compostas
Solução composta por uma mistura de dois ou mais sais. A mistura de 
diferentes sais permite ajustes específicosnas densidades desejadas 
com os respectivos pontos de saturação. Esse recurso é importante 
para produzir uma combinação que seja, ao mesmo tempo, estável na 
temperatura desejada e que tenha um valor econômico satisfatório.
Nem sempre a adição de sal por via seca é o melhor método. Nesses 
casos, recomenda-se ajustar a densidade requerida pela mistura de 
soluções previamente conhecidas.
a) Solução de Cloreto de sódio / Carbonato de sódio
Essa solução não é apropriada para inibir argila da formação, pois 
devido ao aumento de pH pode provocar precipitação dos íons cálcio 
e magnésio da água na formação.
Densidade entre 10 a 10,6 ppg;•	
Não corrosivo;•	
Compatível com grande parte dos aditivos;•	
86 lb de NaCl e 47 lb de carbonato de sódio em 0,893 bbl de •	
água obtêm -se 1 bbl de solução com densidade de 10,6 ppg a 
60 0F.
Capítulo 3. Aditivos de Fluido de Completação
43
b) Solução de cloreto de sódio / Cloreto de cálcio
Densidade entre 10 a 11,1 ppg;•	
Corrosão menos acentuada do que a solução de cloreto de •	
sódio.
c) Solução de Cloreto de cálcio / Cloreto de zinco
O cloreto de zinco é tóxico e suas soluções apresentam alto índice de 
corrosão. Não deve ser usado como packer fluid, pois com o tempo ele 
neutraliza a ação do inibidor de corrosão.
Densidade acima de 11,7 até 16 ppg;•	
Menor custo do que outras soluções de alto peso;•	
Alta corrosão (porém menor do que o cloreto de zinco puro). •	
Deve ser usado também um inibidor de corrosão.
d) Solução de cloreto de cálcio / Brometo de cálcio
Para salmouras no range de densidade de 11,7 até 15,1 ppg é usado a 
combinação desses dois sais. São preparados pela mistura de cloreto 
de cálcio líquido e concentrado líquido de brometo de cálcio ou de 
brometo de cálcio sólido usado em associação com essas salmouras.
O brometo de cálcio tem um custo, aproximadamente, dez vezes 
superior ao do cloreto de cálcio.
O TCT (True Crystalization Temperature), ou Temperatura de 
cristalização verdadeira, deve sempre ser levado em consideração.
Taxa de corrosão menos acentuada do que as soluções com •	
cloreto de zinco;
Deve-se ter cuidado com a liberação de calor na adição do •	
brometo de cálcio.
44
Alta Competência
e) Solução de brometo de zinco/brometo de cálcio/cloreto de cálcio
Essa solução, contendo três sais, é usada quando requer densidade 
entre 15,2 a 19,2 ppg. A presença do cloreto de cálcio tende a reduzir 
o custo do fluido a valores compensatórios.
A solução pode ser formulada para vários pontos de •	
cristalização;
Cuidado – Solução de brometo de zinco tem baixo pH e deve •	
ser manuseada com cuidado, evitando qualquer contato.
•	Em	contato	com	os	olhos	pode	causar	perda	de	visão.
•	Sal	higroscópico	poderá	absorver	água	do	ar,	reduzindo	sua	
densidade quando estocado em ambientes abertos.
3.2.3. Temperatura de cristalização
Temperatura de cristalização ou TCT de uma salmoura é a menor 
temperatura na qual a fase sólida começa a se formar, resultando 
em uma mistura de partículas sólidas e solução. Esses sólidos são uma 
mistura de cristais de sal e água.
Como pode ser visto no gráfico abaixo, seguindo a norma API RP 13J, 
o sistema é resfriado cuidadosamente (1 0F/min) em um banho de 
gelo e medido com termômetro durante todo o tempo. Esse teste é 
realizado sob condições de pressão atmosférica.
A temperatura decresce até certo ponto, então aumenta e finalmente 
estabiliza em uma temperatura constante.
A temperatura em que o primeiro cristal se forma é definida •	
como FCTA (First Crystal to Apear).
Capítulo 3. Aditivos de Fluido de Completação
45
A temperatura em que os cristais começam, quase •	
instantaneamente, a crescer e estabilizar (a uma temperatura 
constante) é definida como temperatura de cristalização 
verdadeira – TCT (True Crystalization Temperature).
A temperatura em que, a partir do aquecimento do sistema •	
(1 0F/min), o último cristal se dissolve é denominada LCTD (Last 
Crystal to Dissolve).
A TCT é extremamente afetada por alterações na composição da 
salmoura. Por ser mais confiável de medir e de reproduzir de forma 
segura, é a mais largamente utilizada.
Temperatura (0F)
Tempo
80
75
70
65
60
55
50
45
40
6:05:44 6:08:13 6:11:01 6:14:24 6:17:17 6:20:10 6:23:02 6:25:55
TCT=570 F
FCTA
LCTD
Gráficos de Temperatura de Cristalização de solução de cloreto de cálcio e 
brometo de cálcio
O gráfico a seguir mostra uma curva típica de temperatura de 
cristalização para várias salmouras. A TCT, como pode ser observada, 
diminui com o aumento da densidade da salmoura até um ponto 
determinado, que é chamado de eutetic point, voltando a subir a 
partir desse ponto.
O eutetic point ou ponto eutético representa a menor temperatura 
de cristalização que pode ser observada. Ë a menor temperatura em 
que a solução livre de sólidos pode existir.
46
Alta Competência
Temperatura (0F)
Densidade (lb/gal)
60
40
20
0
-20
-40
-60
-80
8 8.5 9 9.5 10 10.5 11 11.5 12
Ponto 
Eutético
Ponto 
Eutético
Ponto Eutético
Cloreto de potássio
Cloreto de sódio
Cloreto de cálcio 
Temperatura de Cristalização
3.2.4. Efeito da pressão na TCT
O efeito da pressão na solubilidade, na maioria das aplicações, é 
relativamente pequeno. A expansão da salmoura com a temperatura, 
para águas rasas, produz um efeito mais pronunciado no volume 
do que na pressão. Esse efeito gera uma salmoura de menor peso 
específico no fundo do poço do que na superfície.
Contudo, em lâminas d’água profundas, esse efeito pode se tornar 
significativo, pois envolve a combinação de alta pressão e baixa 
temperatura. Logo, a aplicação de salmouras em lâminas d’águas 
profundas deve ser precedida de um estudo para conhecer melhor 
esse efeito – Pressurized Crystalization Temperature – PCT.
TCT ( )
Pressure (psi)
60
55
50
45
40
35
30
25
0 5.000 10.000 15.000
Efeito da Pressão em Salmoura – CaCl2/CaBr2 – 40 
oF - TCT (ºF)
Capítulo 3. Aditivos de Fluido de Completação
47
3.3. Controladores de pH
O controle do pH deve ser rigoroso para cada caso específico. Uma 
faixa boa de operação seria de um ph neutro para um fracamente 
alcalino (7,0 - 8,0). Essa faixa tende a evitar a precipitação de cristais 
de cálcio e magnésio. Por outro lado, soluções de NaCl e KCl permitem 
que o trabalho ocorra com um pH mais elevado.
A utilização de inibidores de corrosão, associada ao controle do pH, é 
sempre recomendável, desde que se tenha o cuidado de verificar sua 
compatibilidade com os outros aditivos existentes.
Os principais doadores e reguladores de pH utilizados em fluido de 
completação são :
Hidróxido de sódio;•	
Bicarbonato de sódio;•	
Ácido clorídrico;•	
Ácido acético e fórmico.•	
3.4. Teoria das emulsões e surfactantes
Emulsão é uma mistura de dois líquidos não miscíveis, um disperso 
no outro, sendo estabilizada por um agente emulsificante. A fase 
contínua é chamada de fase dispersante, e a outra, de fase dispersa.
Numa formação geralmente encontramos água e óleo, formando 
duas fases. Para que haja emulsão é necessária a presença de um 
agente emulsificante e de agitação. No óleo cru são encontrados, em 
maior ou menor escala, agentes emulsificantes, tais como asfaltenos, 
resinas, cresóis, fenóis, ácidos orgânicos, sais metálicos, siltes, argilas 
etc, que estabilizam as emulsões formadas ao redor do poço. O agente 
emulsificante concentra-se na interface óleo-água, impedindo a 
união das gotículas de água.
48
Alta Competência
3.4.1. Tipos de Emulsões
Emulsões água em óleo – emulsão inversa;•	
Emulsões óleo em água – emulsão verdadeira.•	
A emulsão mais comumente encontrada nos poços produtores de 
óleo são as emulsões água em óleo. Essas emulsões são, geralmente,espessas, viscosas e podem reduzir a vazão de fluxo do poço.
Vários fatores podem afetar a estabilidade de uma emulsão. Podemos 
citar como exemplo:
Tamanho da gotícula de água dispersa•	 - quanto menor o 
tamanho das partículas de água dispersas no óleo, mais estável 
será a emulsão.
Tipo de severidade da agitação•	 - quanto maior a ação de 
corte aplicada à mistura água em óleo, menor será o tamanho 
das partículas e mais estável é a emulsão. Logo, recomenda-se 
injetar fluido na formação em uma menor vazão possível.
Viscosidade da fase externa•	 - a emulsão formada por 
agitação, em um óleo de alta viscosidade, não é muito estável, 
isso em função das partículas não serem muito pequenas; 
porém apresentam grandes dificuldades na separação, devido 
à viscosidade do óleo. Os óleos viscosos retardam o movimento 
do agente emulsificante para interface água-óleo.
Tipo de agente emulsificante•	 - o mecanismo de atuação 
destes agentes estabilizantes não pode ser generalizado, as 
propriedades e funções também variam gradativamente, 
porém podemos considerar duas variáveis para definirmos o 
desempenho de um agente desemulsificante: a) velocidade de 
migração até a interface; b) desempenho da interface.
Capítulo 3. Aditivos de Fluido de Completação
49
3.4.2. Surfactantes
A tensão superficial é uma propriedade dos líquidos que o distingue 
dos gases. Em um líquido, as moléculas se atraem mutuamente. Esta 
força, chamada de força de Van der Walls ou força eletrostática, está em 
equilíbrio no interior do líquido. Contudo, na superfície, onde estas 
forças não são balanceadas, é desenvolvida uma tensão perpendicular. 
Quanto maior a atração entre essas moléculas, maior será a tensão 
superficial do líquido, e maior a quantidade de trabalho por unidade 
de área para ruptura da superfície do líquido. Esta quantidade de 
trabalho (tensão superficial) é específica para cada líquido a uma 
determinada temperatura.
Surfactantes são aditivos químicos compostos de um grupo 
solúvel em óleo (grupo lipofílico) e um grupo solúvel em água 
(grupo hidrofílico). Esses aditivos possuem a habilidade de baixar 
a tensão superficial de um líquido por adsorção na interface entre 
um líquido e um gás. Os surfactantes baixam também a tensão 
superficial entre dois líquidos imiscíveis, por adsorção na interface 
entre os dois líquidos, ou por redução nos agentes de contato, por 
adsorção nas interfaces entre um líquido e um sólido.
Os grupos lipofílicos, responsáveis pela solubilidade em óleo, 
geralmente são formados por hidrocarbonetos alifáticos lineares ou 
ramificados, contendo ou não grupos aromáticos. Desemulsificantes 
comerciais utilizam grupos formados por resinas fenólicas e alquídicas. 
Compostos do tipo fluorcarbonetos vêm sendo utilizados como 
redutor de tensão superficial.
Os grupos hidrofílicos, determinantes da solubilidade em água da 
molécula do surfatctante, são altamente polares, iônicos ou não-
iônicos. Os grupos mais importantes são os carboxilatos, sulfonatos, 
sulfatados, as aminas e os condensados de óxido de etileno.
O óleo tem uma tensão superficial mais baixa do que a água, por isso 
a tensão superficial de uma mistura água-surfactante ser mais baixa 
do que a tensão superficial da água pura, talvez mais baixa do que a 
do óleo.
50
Alta Competência
Tensão superficial
Água 71,97 dinas/cm
Octano 21,77 dinas/cm.
Benzeno 28,90 dinas/cm.
Tetracloreto de Carbono 26,66 dinas/cm.
Alguns dos mais efetivos surfactantes, mesmo quando usados em 
baixas concentrações, podem reduzir a tensão superficial da água 
destilada para cerca de 22 dinas/cm.
a) Preventores de emulsão
Surfactantes preventores de emulsão são formados por compostos 
orgânicos, de longa cadeia molecular, que adsorvem na interface 
água-óleo impedindo a formação de gotículas de água geradoras da 
emulsão.
b) Antiespumantes
É comum, em fluidos de completação, a formação de espumas devido 
à agitação. Isso diminui a qualidade do fluido, reduz o peso específico 
e dificulta o bombeio.
Esses surfactantes são álcoois de peso molecular médio, glicóis e 
também siliconados. Eles atuam na interface água-óleo substituindo 
os surfactantes naturais ou não, que estabilizam a espuma. Com 
isso há um aumento da tensão superficial, drenando o líquido e 
quebrando a espuma.
Capítulo 3. Aditivos de Fluido de Completação
51
3.5. Inibidor de corrosão
A maioria dos surfactantes catiônicos à base de aminas é utilizada 
como inibidores de corrosão, principalmente em acidificação. 
Esses materiais funcionam por adsorção na superfície do aço da 
coluna e revestimento, formando um filme protetor e impedindo 
o contato do ácido com o aço. Como as operações de acidificações 
utilizam geralmente estes aditivos, testes de laboratório deverão 
ser realizados para verificação da compatibilidade com os outros 
surfactantes em uso. Outros inibidores de corrosão, como os fosfatos, 
silicatos, tiocianatos, podem ser usados.
Nos fluidos de completação, a corrosão ocorre devido ao contato da 
solução salina e das reações com oxigênio, pois os sais dissolvidos 
promovem a condutividade necessária para que a reação se 
proceda.
Devido à presença de oxigênio, temos a seguinte reação:
3.5.1. Sequestrante de oxigênio
É usado o bissulfito ou sulfito de sódio para sequestrar o oxigênio e 
reduzir a corrosão.
O bissulfito não é sequestrante. Ele é mantido em meio ácido em 
solução tamponada em pH em torno de 4. É usado cobalto como 
catalizador da reação.
52
Alta Competência
O bissulfito é transformado em sulfito com o aumento de pH. 
O sulfito é que reage com o oxigênio conforme abaixo:
O teor de oxigênio dissolvido na água do mar na CNTP é da 
ordem de 7 a 8 ppm. Fatores como agitação, área de contato 
com a atmosfera, temperatura, pressão, salinidade e pH afetam o 
fenômeno de adsorção de oxigênio pelo fluido.
O uso de 200 ppm de bissulfito é suficiente para sequestrar o 
oxigênio dissolvido nos tanques em um período de 2 a 3h. O teor 
de oxigênio deverá ficar situado em um patamar de concentração 
igual ou inferior a 0,05 mg/l.
3.6. Bactericida
Os bactericidas têm por finalidade evitar o desenvolvimento de 
bactérias no fluido e a degradação dos polímeros utilizados por estes 
microorganismos, no caso de fluidos viscosos. Desenvolvem também 
certo poder inibidor de corrosão por destruir bactérias que podem, 
direta ou indiretamente, atacar os equipamentos metálicos.
3.6.1. Bactérias redutoras de sulfatos – BRS
A água do mar é o fluido à base para preparo dos fluidos de 
completação de poços de petróleo e é a principal fonte de 
contaminação microbiana do sistema de fluidos. As bactérias 
redutoras de sulfatos (BRS) também ocorrem em outros ambientes 
aquáticos, terrestres, incluindo os reservatórios de petróleo. A 
grande maioria das famílias de BRS é anaeróbica restrita e, por 
conta de sua habilidade de metabolizar sulfatos, produz o gás 
sulfídrico - H2S. 
Capítulo 3. Aditivos de Fluido de Completação
53
Além de ser altamente tóxico, o H2S é extremamente corrosivo, 
sendo, portanto, agressivo para os elementos metálicos que 
compõem o poço e demais equipamentos do sistema de produção e 
perfuração. Adicionalmente, a reação do ânion sulfeto com o cátion 
ferroso leva à formação de um precipitado de sulfeto ferroso - FeS, 
potencialmente causador de dano à formação. 
São conhecidas BRS que crescem em temperaturas entre 5 a 70 ºC.
Acredita-se que tanto a água de formação quanto o fluido de 
completação, isoladamente, não suportem o crescimento de BRS, no 
caso da água de formação por conta dos seguintes fatores:
Dieta nutricional deficiente;•	
Dieta nutricional completa, porém existem restrições de •	
natureza físico-química como pH, temperatura, elevada 
salinidade, pressão, potencial de oxirredução do meioetc;
Inexistência de quantidades expressivas de BRS.•	
As BRS não se desenvolvem em salinidade acima de 
150.000 ppm de NaCl.
Importante!
O aparecimento de BRS ocorre quando a água do mar, utilizada 
para preparar os fluidos de completação/ intervenção, entra em 
contato com água de formação, em proporção e condições físicas 
definidas. Essa “janela de geração de H2S” em tese resulta de uma:
Complementação de nutrientes;•	
Alteração de parâmetros físicos como: pH, salinidade, redução •	
de temperatura, potencial de oxirredução;
54
Alta Competência
Introdução de oxigênio no reservatório permitindo que •	
bactérias aeróbicas metabolizem hidrocarbonetos e gerem 
metabólitos capazes de serem anabolizados pelas BRS;
Introdução de BRS no reservatório.•	
3.7. Inibidores de argilas
Os inibidores de argilas são utilizados para prevenir inchamentos e 
desagregação das argilas com consequente migração de finos para 
o interior da formação produtora. Cátions como K+, Ca++, NH4 
+, Al+++ 
são excelentes inibidores.
3.8. Riscos de SMS no manuseio de produtos químicos
I - Manter atualizadas as fichas de emergências que deverão ficar 
nos locais de movimentação de produtos químicos. 
É importante estar consciente de que as informações destas •	
fichas são para a proteção do pessoal que fará a movimentação 
e manuseio dos produtos químicos de forma segura e para 
auxiliá-los em caso de emergências;
II - Procurar analisar todos os riscos já levantados no SMSnet 
(aspectos e impactos), e caso existam, nas análises de riscos (AST, 
APP, APR, HAZOP).
Levantar os riscos que não foram contemplados para as •	
operações de fluidos de completação.
III - Em relação aos aditivos químicos é importante observar:
Ao receber material acompanhar o recebimento e estocar os •	
materiais perigosos em área específica;
Procurar manter agrupados os materiais por classe de risco e/•	
ou similares para facilitar o controle de estoque e minimizar os 
riscos por incompatibilidade;
Capítulo 3. Aditivos de Fluido de Completação
55
Quando do recebimento de produtos perigosos em grande •	
quantidade, acondicionados em cesta, e quando não for possível 
armazená-los na área adequada, posicioná-los no convés, 
identificar a cesta como contendo material perigoso e isolar a 
área;
Informar aos que trabalham com produtos químicos os •	
equipamentos de proteção individual (EPIs) necessários para: 
manuseio, movimentação, coleta de amostras;
Certificar-se de que o material recebido veio com ficha de •	
emergência e da existência da mesma em nossos arquivos;
Certificar-se de que todos os aditivos estão bem identificados •	
e em condições boas de armazenamento. 
IV - Acessar com frequência os seguintes caminhos: Home Page do 
E&P/SERV/US-PO/SF – Opção SMS:
Produtos Químicos – contém as fichas de segurança e •	
emergência de produtos químicos e fluidos na Bacia de Campos, 
Bacia de Santos e Bacia do Espírito Santo;
Resíduos – acesso ao MGR da UN-BC (PG-2E7-00003);•	
Legislação – Normas PETROBRAS, Normas ABNT e Normas •	
Internacionais;
SMSnet;•	
Manual de Segurança (PG-2E7-00007) e demais padrões •	
contidos nele.
56
Alta Competência
V - Sempre consultar o material básico da unidade que estiver 
trabalhando:
Planilhas de Análise de Riscos: Aspectos & Impactos, Análise •	
Preliminar de Perigos (APP), Análise Preliminar de Riscos (APR), 
Programa de Prevenção de Riscos Ambientais (PPRA), HAZOP, e 
outros;
Plano de Contingência da Unidade Marítima (verificar se as •	
hipóteses acidentais deste atende as nossas atividades).
C
ap
ít
u
lo
 4
Dano à 
formação
58
Alta Competência
Capítulo 4. Dano à formação
59
4. Dano à formação
O dano à formação pode ser definido como qualquer restrição à produção, nas cercanias do poço ou intervalo completado, que restringe a máxima produção natural de 
fluidos ou gases.
A função principal da engenharia de reservatório é manter a 
condutividade dos fluidos. A permeabilidade pode ser reduzida 
pela invasão de fluidos estranhos, líquidos e/ou sólidos para dentro 
da formação. A causa desta contaminação é, geralmente, os 
fluidos de perfuração e completação. O termo dano à formação é 
frequentemente usado, mas os seus mecanismos nem sempre são 
entendidos.
Todos os fluidos de uma formação são encontrados e produzidos 
através de poros, fraturas e “vugs” (canais abertos no reservatório) 
ou combinação destes orifícios.
Durante alguma operação de campo, tais como: perfuração, 
completação, workover e produção, inevitavelmente nós 
danificamos a zona produtora, e estes danos não podem ser 
prevenidos inteiramente. Eles podem ser minimizados, mas para 
tanto deveremos saber como, quando e onde eles ocorrem, a 
fim de mudarmos os procedimentos de campo causadores desses 
danos.
As zonas produtoras são raramente homogêneas na natureza e a 
invasão do filtrado pode provocar danos à formação por diversos 
caminhos.
A seguir falaremos sobre cada tipo de dano devido à invasão ou 
filtrado
60
Alta Competência
4.1. Interação rocha-fluido
A interação rocha-fluido em sedimentos argilosos pode ser explicada 
a partir de três mecanismos principais:
Capacidade de troca de bases;•	
 Adsorção;•	
Hidratação.•	
A composição elementar da estrutura cristalina dos argilominerais 
é diferente para cada um deles, fazendo com que os sedimentos 
argilosos possuam diferentes graus de reatividade, quando em 
contato com fluidos aquosos.
As argilas são classificadas em incháveis e migráveis:
Argila inchável é aquela que varia de tamanho em função •	
da natureza e da concentração iônica do fluido que a envolve. 
Quanto menor o conteúdo de sais dissolvidos na água, maior 
será o inchamento e vice-versa. É importante perceber que um 
encolhimento excessivo da partícula de argila não é desejável 
(esmectita e argilas de camada mista).
Argila migrável é aquela que se dispersa devido à movimentação •	
dos fluidos através dos poros. Existe uma velocidade crítica 
acima da qual a argila é desalojada e arrastada indo se alojar 
na garganta de poro de menor diâmetro. Na verdade todas as 
argilas são suscetíveis à migração, porém as principais argilas 
migráveis pertencem ao grupo da caolinita, ilita e clorita.
Capítulo 4. Dano à formação
61
4.1.1. Inchamento e Dispersão de Argilas
É, provavelmente, o mais comum dos agentes causadores de dano à 
formação devido à invasão do filtrado. O filtrado, sendo água doce, 
pode causar hidratação e inchamento das argilas montmoriloníticas 
associadas com a rocha reservatório. Além disso, as argilas não 
incháveis - como a caolinita e Illita - por se hidratar superficialmente e 
se dispersar na presença de água doce, também podem causar danos 
à formação. Por causa dessa dispersão, elas podem se tornar móveis e 
serem transportadas para as constrições dos poros, formando rebocos 
filtrados microscópicos nos orifícios dos poros. Este tipo de dano é 
geralmente permanente, uma vez que as partículas argilosas são 
compressíveis e o reboco não pode ser removido facilmente.
Os principais efeitos do filtrado base água são os seguintes:
a) Capacidade de troca de cátion
Todas as argilas são carregadas negativamente. Nas argilas 
montmoriloníticas, estas cargas são predominantes nas faces do 
cristal argiloso, enquanto os vértices são carregados positivamente. 
A densidade das cargas negativas sobre as faces das argilas é fator 
predominante na capacidade da troca de cátion. Por esta razão, 
a montmorilonita tem uma maior capacidade de troca iônica em 
relação às outras argilas, por isso a sua sensibilidade à invasão de 
fluidos. Lembramos ainda que as argilas incham ao absorverem 
camadas de água entre seus cristais.
b) Hidratação de Cátions
O inchamento das argilas em contato com a água é provenienteda 
hidratação dos cátions atacados na argila. O grau de inchamento 
depende do cátion adsorvido na argila e da quantidade dos sais 
dissolvidos na água.
Quando o cálcio é o cátion intercambiável, a argila absorverá uma 
camada de água bem ordenada somente com umas poucas moléculas 
espessas. Contudo, quando o sódio é um cátion intercambiado, a 
argila adsorverá umas camadas desordenadas de água as quais são 
muito mais espessas.
62
Alta Competência
c) Efeito do tipo de cátion e concentração
Quando uma montmorilonita, em equilíbrio com os fluidos da 
formação, é contatada por águas de diferentes sais, uma troca de 
cátions pode ocorrer. O cálcio, íon divalente, é muito efetivo em 
deslocar os íons monovalentes.
O potássio é efetivo em deslocar cálcio. Com essas trocas de cátions 
ocorrem variações no diâmetro das argilas. O íon potássio (K+) é 
utilizado com este propósito e com eficiência elevada, devido às 
seguintes características que possui:
Tamanho adequado (2,66 A•	 o) para se encaixar entre as folhas 
tetraédricas (2,80 Ao);
Grau de coordenação, favorável a interações entre si e aos •	
anéis hexagonais de Oxigênio;
Baixa energia de hidratação;•	
Baixa capacidade de hidratar-se.•	
A utilização do K+ vem enfrentando restrições ambientais em algumas 
áreas.
4.1.2. O efeito do pH sobre a dispersão das argilas
Através de métodos científicos foi confirmado que o pH é um fator 
influente na dispersão das partículas argilosas. As partículas das 
argilas nos poros de uma rocha são significantemente perturbadas e 
se tornam móveis a partir de um pH 8 ou maior (alcalino). Este efeito 
se torna crítico quando o pH sobe para 10. Por isso a importância de 
se manter o pH dos fluidos de completação na faixa de 7-8.
Através de estudos recentes, foi demonstrado que a concentração de 
2% de cloreto de potássio pode ser o tratamento ideal para prevenir 
inchamento de argila, porém, podemos utilizar também 10% de 
cloreto de sódio.
Capítulo 4. Dano à formação
63
4.2. Bloqueio por emulsão e inversão de molhabilidade
Outro mecanismo comum para danificar uma formação, por 
invasão de filtrado, é a emulsão formada ao redor do fundo do 
poço. Esta emulsão resulta em uma mistura altamente viscosa 
provocando um bloqueio capilar.
As gotas de água na emulsão atuam como partículas coloidais, 
idêntico as argilas, e pode bloquear os canais de fluxo e restringir a 
condutividade dos fluidos. Este mecanismo é comumente chamado 
de “bloqueio por emulsão” e pode ocorrer com os fluidos à base 
água e à base óleo.
Para combater tal problema nós utilizamos os desemulsificantes 
ou solventes. Devemos efetuar testes de compatibilidades entre os 
desemulsificantes e os fluidos da rocha, a fim de conhecermos a 
afinidade entre o caráter iônico do surfactante e o caráter iônico 
da rocha reservatório. Podemos usar uma mistura de diesel, xileno e 
butil glicol.
Para quebrar uma emulsão, o surfactante deve ser adsorvido na 
superfície das gotículas de emulsão, para coalescê-las (uni-las). O 
volume de tratamento deve ser maior ou igual ao volume do fluido 
causador do dano perdido na formação.
A maioria das rochas reservatórios é molhável pela água – (water 
wet), isto significa que nas formações portadoras de óleo e/ou gás, 
alguma água sempre estará associada com a formação produtora. Se 
uma rocha se tornar “molhável” por óleo - “oil wet”- a água pode ser 
deslocada e formar uma emulsão com o óleo da formação. Por isso a 
necessidade de sempre procurarmos manter a rocha “water-wet”.
A extensão da redução de produção, em um poço bloqueado, 
dependerá da viscosidade da emulsão e do raio da área afetada, isto 
em situação de fluxo radial. Emulsão água-em-óleo exibe viscosidade 
muitas vezes maior do que a viscosidade de emulsão óleo-em-água.
64
Alta Competência
A presença e o caráter dos “‘finos" podem ocorrer da própria 
formação, ou podem ocorrer de uma estimulação ou contacto com 
fluidos estranhos. Geralmente a molhabilidade é um fator importante 
na estabilidade da emulsão, e em determinar a fase contínua da 
emulsão. Quando há “finos molháveis”, a água tende a reduzir a 
estabilidade da emulsão de água em óleo e vice-versa.
4.3. Bloqueio por água
Em alguns tratamentos químicos são injetadas grandes quantidades 
de água na formação. O retorno da produtividade original de óleo, 
e potencializada em gás, pode ser lento, especialmente em poços de 
baixa pressão do reservatório e com baixa permeabilidade.
Este problema é causado pela pressão capilar que cria pressões altas 
a ponto de baixar a produção do poço.
A equação de Laplace define a pressão capilar para meio poroso:
Pc = 2. 
γ
LV.cosθ/Ref 
Onde:
γLV - tensão superficial
θ - ângulo de contato
Ref - raio efetivo
A pressão resultante será a pressão efetiva para remoção do fluido:
P = Pestática – Pfuxo – Pc
Capítulo 4. Dano à formação
65
O bloqueio por água pode ser prevenido pela adição de um 
surfactante para baixar a tensão superficial ou álcool ao fluido 
injetado. O álcool além de baixar a tensão superficial, aumenta o 
ângulo de contato e é menos adsorvido sobre a rocha de formação. 
Os principais álcoois usados são metanol, etanol e isopropanol.
4.4. Mistura de águas incompatíveis
Todos os fluidos que possam penetrar na formação devem ser, 
previamente, analisados quanto ao problema de compatibilidade 
com os fluidos existentes na formação.
a) Fluidos injetados numa formação com diferentes salinidades, 
ocasionando desequilíbrio iônico, provocando inchamento ou 
dispersão de argila. 
Por isso existe a necessidade de se utilizar concentrações de sais 
adequados, idênticos a da formação, ou sais específicos para combater 
tal problema, por exemplo, cloreto de potássio a 2% em peso e cloreto 
de sódio a 10% em peso, ou cloreto de cálcio a 3% em peso.
b) Evitar utilizar água do mar. 
Este fluido tem em sua constituição plânctons, bactérias, e o que é 
mais crítico: sua concentração de sulfato da ordem de 2000 a 3000 
ppm, que pode em presença de bário, cálcio e estrôncio (quase sempre 
presentes nos fluidos da formação) danificar a rocha reservatório, 
com os sulfatos correspondentes. Esse dano é profundo e não existe 
ainda um tratamento preventivo ou corretivo, economicamente viável 
para sua remoção. Inibidores de incrustação estão sendo usados com 
resultados satisfatórios.
c) A utilização de fluidos saturados pode vir a ser um problema, 
quando em contacto com águas de formação que estejam saturados 
ou próximos à saturação, com consequente precipitação dos sais 
menos solúveis na formação.
66
Alta Competência
d) O ferro dissolvido nos fluidos que invadem a formação precipita 
hidróxido de ferro em presença de oxigênio. Tais precipitados ajudam 
a consolidar os scales existentes.
Incrustação em coluna
4.5. Danos devido à invasão de sólidos
Os sólidos associados aos fluidos de perfuração e completação causam 
uma sensível redução na permeabilidade da rocha.
Quando o fluido penetra no intervalo produtor, alguns dos sólidos 
podem penetrar num pequeno intervalo próximo ao fundo do poço e 
bloqueiam internamente os poros e canais de fluxos. A entrada destes 
sólidos depende do diâmetro das partículas sólidas e da porosidade 
e permeabilidade da zona produtora. Em outras palavras, os sólidos 
devem ser bem maiores do que os orifícios dos poros e/ou canais de 
fluxo.
Os sólidos que danificam uma formação podem ser classificados 
como compressíveis e incompressíveis.
Sólidos compressíveis são os que mais danificam, uma vez que •	
sendo deformáveis, podem tomar a forma dos poros, formando 
rebocos internos que selam completamente os canais de fluxo 
que conectam os poros.
Capítulo 4. Dano à formação
67
Infelizmente a maioria dos sólidos que penetram numa formação são 
argilas compressíveis,tendo por isso um maior potencial de dano.
Sólidos incompressíveis meramente se acunham nos poros •	
abertos, deixando alguma comunicação entre os espaços 
porosos. Inicialmente, nós devemos reconhecer que uma 
formação arenítica é um excelente filtro, utilizando três 
princípios básicos:
•	Filtração	(poros	abertos);
•	Adsorção	(grande	área	superficial);
•	Sedimentação	(profundidade	dos	poros).
Por isso, o mais importante caminho para evitar dano à formação 
produtora é manter as partículas dos fluidos de perfuração e 
completação com um diâmetro que impeça a formação de pontes 
internas. A ponte deve ser externa e formada sobre a face da 
formação, e não dentro de poros (canais de fluxo).
4.5.1. Filtração
Os sólidos podem ser divididos em três categorias distintas:
a) Partículas que invadem - são aquelas menores do que 1/6 do diâmetro 
médio da garganta de poro. Estas partículas fluem livremente pela 
formação seguindo o sentido do fluxo.
b) Partículas que formam bridge - são as cujo tamanho varia entre 1/6 
e metade do diâmetro médio da garganta de poro. Estas partículas 
ficarão trapeadas próximas ao poço causando um dano severo, que 
uma vez instalado não será facilmente removido.
c) Partículas que plugueiam - são as que possuem diâmetro maior do 
que metade do tamanho médio da garganta de poro. Ficarão retidas 
na face do canhoneado, formando um reboco, e serão facilmente 
produzidas quando o poço entrar em fluxo. Poderão, entretanto, ficar 
trapeadas se um tratamento de contenção de areia for realizado.
68
Alta Competência
O nível de filtração necessário é dependente das características 
da formação e pode ser determinado por diversos métodos. O 
desenvolvido por Blick and Civan nos fornece resultados bastante 
aproximados:
Onde:
k = permeabilidade (mD)
d = diâmetro médio do poro (µm)
ϕ = porosidade
Para Marlim e Albacora, teríamos:
d = d =
K . 32

1/2
= 45 micra
1700 . 32
27
1/2

Então:
Partículas que invadirão: < 7,7 µm
Partículas que formarão bridge: > 7,5 e < 22,5 µm
Partículas que pluguearão: > 22,5 µm
Capítulo 4. Dano à formação
69
4.5.2. Sistemas de filtração
a) Cartucho
Uma das mais comuns e mais utilizadas técnicas de filtração é a que 
emprega cartuchos como elementos de filtro. Quando se trabalha com 
cartucho é importante ter bem definida a diferença entre filtração 
nominal e filtração absoluta.
Nominal: é aquela em que um valor arbitrário é dado pelo •	
fabricante, baseado numa percentagem de remoção em peso de 
todas as partículas maiores do que um determinado tamanho. 
Normalmente significa que 90% em peso de um contaminante 
acima do diâmetro especificado é removido do fluido. Este tipo 
de filtração está caindo em desuso.
Absoluta: é a que remove quase a totalidade das partículas •	
maiores do que o diâmetro especificado. Não faz sentido 
falarmos em filtração absoluta sem associarmos a ela o Fator 
Beta, que é a razão entre a quantidade de partículas presentes 
em um fluido antes e depois da filtração. 
Exemplificando: um Fator Beta de 5000, para um filtro absoluto de 2 
µm, significa que somente uma partícula maior do que 2 µm passará 
pelo cartucho para cada 5000 partículas presentes no fluido a ser 
filtrado.
Fator Beta = 5000 partículas que entram /1 partículas que sai = 5000
Eficiência de remoção = Concentração de entrada – concentração 
de saída / concentração de entrada Er (%) = (5000 -1 /5000).100 = 
99,98%
70
Alta Competência
Eficiência na Filtração Absoluta
Fator Beta Eficiência %
5 80,0
10 90,0
100 99,0
1000 99,9
5000 99,98
10000 99,99
A diferença entre os dois tipos de cartuchos está na forma e na matéria 
prima com que são fabricados. Algumas outras características:
Nominal
Grande range de tamanho de poro;•	
Superfície lisa;•	
Pequena área de filtração; •	
Filtração profunda; •	
Baixo custo. •	
Absoluto
Pequena variação de tamanho de poro;•	
Superfície plissada;•	
Grande área de filtração;•	
Filtração de superfície;•	
Custo elevado.•	
Capítulo 4. Dano à formação
71
b) Terra Diatomácea (DE)
É um elemento filtrante (pó) composto por "esqueletos" de algas 
microscópicas que foram depositados no fundo dos oceanos no período 
mioceno. Forma um reboco altamente permeável, incompressível e 
insolúvel em presença de fluido de completação.
O filtro prensa de terra diatomácea (DE) é composto basicamente 
de um skid onde placas metálicas são dispostas verticalmente, 
apoiadas em suportes horizontais. Quando estas placas são 
prensadas, formam-se câmaras entre elas, na superfície das quais 
o reboco de DE se formará. À medida que o fluido é filtrado, os 
sólidos removidos passam a integrar o meio filtrante aumentando a 
eficiência da filtração.
A filtração em terra diatomácea é mais efetiva e fornece maior área 
de filtração do que os cartuchos.
Os sistemas padrão de filtração utilizam uma unidade de filtração 
absoluta, como back up, a jusante da filtração com DE para prevenir 
que as partículas que passarem pelo filtro prensa, e até mesmo 
partículas de DE, sejam bombeadas para o poço.
A qualidade do fluido deve ser monitorada continuamente a 
montante e a jusante dos filtros, através da contagem de partículas 
(método muito complexo) ou pela medição da turbidez.
NEFELOMETRIA é uma análise quantitativa de soluções coloidais ou 
de suspensões, baseada na medição da luz difundida ao atravessá-la. 
A unidade nefelométrica de medida de Turbidez é o NTU.
4.5.3. Limpeza do sistema
Os cuidados com a limpeza de um fluido devem começar na sua 
preparação e transporte. Os tanques de transporte e armazenamento 
devem sofrer uma rigorosa inspeção antes de receber o fluido, e se 
necessário, deverão ser raspados, limpos e pintados novamente. São 
recomendados os mesmos cuidados com as linhas, mangueiras e 
demais componentes do sistema.
72
Alta Competência
Tanques de fluidos na superfície, tubos e linhas devem estar •	
limpos;
Filtrar todos os fluidos através de filtros de 2 um, na •	
superfície;
Adicionar sequestrador de O•	 2 ao sistema para prevenir a 
formação de partículas de óxido de ferro. Um sequestrante de 
ferro deve ser usado para impedir formação de hidróxido de 
ferro, principalmente, quando se utiliza coluna enferrujada;
Usar fluidos de completação e perfuração que formem pontes •	
externas (sobre a formação) com um peso específico que forneça 
o menor diferencial de pressão possível.
C
ap
ít
u
lo
 5
Procedimentos 
de fluidos de 
completação
74
Alta Competência
Capítulo 5. Procedimentos de fluidos de completação
75
5. Procedimentos de fluidos 
de completação
São apresentados abaixo os principais tópicos referentes à composição e modo de preparo de cada fluido de completação – CAMAI, CAINJ e CASAC.
Esses procedimentos são revisados a cada dois anos, por esse motivo 
é possível que alguns procedimentos sejam futuramente revisados. 
Por ser uma apostila de caráter meramente informativo, não foi 
informado o número do padrão, como também alguns itens foram 
suprimidos. Atentar que, com as atualizações normais do padrão, 
esses itens podem ser alterados, logo sugerimos sempre abrir o 
padrão atual para fazer qualquer trabalho.
5.1. Nomenclatura dos fluidos de completação
CADOC •	 - Água doce ou industrial sem aditivos.
CAMAR•	 - Água do mar sem aditivos.
CAMAD•	 - Fluido de completação preparado com água do mar 
adensada com sais solúveis (NaCl, KCl, CaCl2 etc ), sem aditivos.
CAMAI •	 - Fluido de completação preparado com água do mar 
adensada com sal (KCl ou NaCl ) e aditivos ou somente aditivos, 
podendo também ser obtido a partir da diluição do CADIT (base 
KCl ou NaCl) com água do mar.
CAINJ•	 - Solução de cloreto de amônio (NH4Cl) e aditivos.
CASAC•	 - Packer-fluid preparado pelaadição de inibidor de 
corrosão aos fluidos de completação (CAMAI, CADIT, CALUB).
76
Alta Competência
5.2. Padrão do CAMAI
Este procedimento tem por finalidade estabelecer a composição, 
formulação e modo de preparo de fluido de completação com água 
do mar.
5.2.1. Providências preliminares
Verificar o funcionamento dos equipamentos do sistema a ser •	
utilizado no preparo (sistema de fluidos da sonda, batch mix 
etc).
Lavar rigorosamente todo o sistema de fluidos, tanques, linhas •	
e calhas.
Utilizar água do mar para verificar o funcionamento das •	
válvulas e drenos.
Corrigir vazamentos se necessário.•	
5.2.2. Composição química
I) CAMAI COM PESO DE 8,6 A 10,0 lb/gal:
Produtos Função Concentração
ÁGUA DO MAR DILUENTE QSP
CLORETO DE POTÁSSIO INIBIDOR DE ARGILAS
CONFORME
TABELA 1
CLORETO DE SÓDIO ADENSANTE
BISSULFITO DE SÓDIO @ 40% (1) SEQUESTRADOR DE OXIGÊNIO 0,045% v/v
GLUTARALDEIDO @ 40% (1) (2) BACTERICIDA 0,053
PREVENTOR DE EMULSÃO (3) PREVENTOR EMULSÃO 0,20
SOLUÇÃO DE SODA CÁUSTICA 
@ 25%
CONTROLADOR DE pH ATÉ pH 8 - 9
Capítulo 5. Procedimentos de fluidos de completação
77
Produtos Quantidade para 100 bbl
CADOC QSP
CLORETO DE POTÁSSIO OU DE SÓDIO CONFORME TABELA 1
BISSULFITO DE SÓDIO 7,2litros
GLUTARALDEIDO 8,5
PREVENTOR DE EMULSÃO (3) 32
SOLUÇÃO DE SODA CÁUSTICA @ 25%/ ATÉ pH 8 - 9
As concentrações de 40% referem-se ao teor mínimo de matéria 
ativa presente nos aditivos utilizados pelo SF.
O teor máximo de oxigênio permitido no fluido de completação é 
de 0,1 ppm, determinável pelo kit colorimétrico da Chem Mets. 
O teor mínimo de bissulfito a ser mantido no fluido de •	
completação é de 100 ppm. A concentração de bissulfito no 
fluido de completação pode ser analisada através do PE-3ED-
00346 - Determinação Titulomérica de Sulfito em Fluido.
Se necessário adicionar mais bissulfito, calcular o volume •	
requerido para corrigir 100 bbl de fluido com a fórmula 
abaixo:
Vol. NaHSO3 (l/100 bbl) = concentração NaHSO3 no fluido (ppm) x 7,2 
(l @ 40 %)/200 (ppm).
(2) Somente usar bactericida à base de glutaraldeído puro (sem 
outros aditivos na formulação), a fim de possibilitar a transformação 
de CAMAI em CASAC.
78
Alta Competência
(3) Quantidade geralmente utilizada, devendo ser consultado 
o banco de dados de quebra de emulsão antes da elaboração da 
programação de fluidos. Para campos de óleos pesados (p.e.: Marlim, 
Barracuda), caso não sejam observadas referências no banco de 
dados, aumentar a concentração p/ 0,3%. Antes de aditivar com 
agentes lubrificantes atentar para o fato que é necessário testes 
para avaliar a influência do agente lubrificante sobre o desempenho 
dos preventores de emulsão.
Sem maiores referências utilizar, genericamente, 48 l /100 bbl (0,3% 
v/v) para óleos pesados e para reservatório Turoniano dos campos de 
Espadarte e Marimbá 96 l / 100 bbl (0,6% v/v) de ULTRAWET 140.
II) CAMAD COM PESO DE 8,6 A 10,0 lb/gal:
Produtos Função Concentração
ÁGUA DO MAR DILUENTE QSP
CLORETO DE SÓDIO ADENSANTE
Produtos Quantidade para 100 bbl
ÁGUA DO MAR QSP
CLORETO DE SÓDIO CONFORME TABELA 1
Propriedades
SALININIDADE CONFORME TABELA 1
pH 7 – 9
Ca++ (mg/l) 500 - 700
Mg++ (mg/l) 1500 - 2000
Turbidez antes da filtração (NTU) 350
Turbidez após filtração (NTU) < 30
Capítulo 5. Procedimentos de fluidos de completação
79
Tabela 1
Produto 
Densidade 
(ib/gal)
Concentração 
em água do 
mar (ib/bbl)
QSP 100bbl 
(sc de 50 Kg)
Salinidade 
aproximada 
(mg/L NaCI)
KCI (*) 8,6 3,5 3,5 48 100
NaCI
8,7 15 14 67 900
8,8 20 19 84 400
8,9 26 24 103 300
9,0 32 29 124 500
9,1 38 35 140 300
9,2 45 41 160 100
9,3 52 48 178 500
9,4 59 54 197 400
9,5 65 59 216 700
9,6 72 66 236 200
9,7 79 72 256 100
9,8 86 79 276 400
9,9 93 85 297 600
10,0 100 91 311 300
5.2.3. Modo de preparo de CAMAD E CAMAI
Adicionar a água do mar ao tanque de preparo.•	
Adicionar os produtos sólidos, relativos ao fluido a ser •	
preparado, na sequência indicada no item 5.2.2, cuidando 
para obter sua completa dissolução.
Ajustar o pH, adicionando o agente alcalinizante indicado na •	
composição, lentamente, até obter o valor especificado.
80
Alta Competência
Filtrar todo o fluido em unidade de filtração absoluta com •	
cartuchos de 2 µm.
Adicionar os aditivos líquidos, relativos ao fluido a ser •	
preparado, indicados no item 5.2.2.
atenÇÃo
De acordo com a composição, adicionar o 
bactericida 3 horas antes da utilização. Inibidores de 
corrosão e sequestradores de oxigênio deverão ser 
adicionados o mais próximo possível da hora prevista 
para bombeio, a fim de evitar a decomposição 
prematura destes produtos, tornando a ajustar o 
pH, se necessário. O preposto do SF deverá solicitar 
a unidade de filtração absoluta com cartuchos para 
2 µm, antecipadamente.
5.3. Padrão do CAINJ
Este procedimento tem por finalidade estabelecer a formulação e 
modo de preparo de CAINJ.
A água do mar não deve ser utilizada no preparo de 
CAINJ para operações de acidificação.
Importante!
5.3.1. Providências preliminares
Verificar o funcionamento dos equipamentos do sistema a •	
ser utilizado no preparo (sistema de fluidos da sonda, batch 
mixer etc).
Lavar rigorosamente todo o sistema de fluidos, tanques, linhas •	
e calhas.
Capítulo 5. Procedimentos de fluidos de completação
81
Utilizar água do mar para verificar o funcionamento das •	
válvulas e drenos.
Corrigir vazamentos, se necessário.•	
5.3.2. Composição química
Produtos Função Concentração
água industrial ou do mar Diluente QSP
Cloreto de amônio Inibidor de argilas 5,3 lb/bbl (MÍNIMA)
THPS (tetrakishidroximetilfosfônio 
sulfato) (1) (2) (3)
Biocida
150 ppm de matéria ativa
(3 l / 100 bbl)
Preventor de emulsão (4) Preventor emulsão 0,20 % v/v
(1) A concentração de matéria ativa presente no THPS é de no 
mínimo 80%. 
(2) O THPS é facilmente oxidado. Portanto, o produto deve ser o 
último a ser adicionado ao fluido, imediatamente antes do seu 
bombeio. Outro ponto a observar é que a agitação do tanque deve 
ser suficiente apenas para homogeneisar o fluido e ser desligada 
finda a referida homogeneização. 
(3) O fluido de deslocamento do CAINJ, também deve ser aditivado 
com THPS.
(4) Quantidade geralmente utilizada, devendo ser consultado o 
banco de dados de quebra de emulsão ANTES DA ELABORAÇÃO DA 
PROGRAMAÇÃO DE FLUIDOS. 
Para campos de óleos pesados (p.e.: Marlim, Barracuda), caso não 
sejam observadas referências no banco de dados, aumentar a 
concentração p/ 0,3%. Antes de aditivar com agentes lubrificantes, 
devemos atentar para o fato de que são necessários testes para 
avaliar a influência do agente lubrificante sobre o desempenho dos 
preventores de emulsão. 
82
Alta Competência
Sem maiores referências, deve-se utilizar, genericamente, 48 l /100 
bbl (0,3% v/v) para óleos pesados e para poços do reservatório 
turoniano de Espadarte e Marimbá, 96 l / 100 bbl (0,6% v/v) de 
ULTRAWET 140.
Produtos Quantidade para 100 bbl
água industrial ou do mar QSP
Cloreto de amônio/cloretoamo 8 sacos de 30 kg
Bactericida a base de THPS 150 ppm de matéria ativa (3 l / 100 bbl)
Preventor de emulsão (3) 32 litros
Propriedades
SALININIDADE (mg/l) 65.000 - 70.000 
pH 6 - 7
Ca++ (mg/l) 50 - 400
Mg++ (mg/l) 20 - 1500
Turbidez antes da filtração (NTU) <30
Turbidez após filtração (NTU) < 10
5.4. Padrão de CADIT
5.4.1. Modo de preparo de CADIT
Adicionar água doce (CADOC) ao tanque de preparo.•	
Adicionar os produtos à água industrial na sequência •	
indicada.
Filtrar todo o fluido em unidade de filtração absoluta com •	
cartuchos de 2 ìm.
Capítulo 5. Procedimentos de fluidos de completação
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atenÇÃo
Independente