Fluidos de perfuração - aspectos básicos

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Fluidos de perfuração – Parte I 
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Desenho esquemático do poço no campo de Mexilhão 
Profundidade total = 6094 m 
Profundidade vertical = 4796 m 
Trecho horizontal = 1118 m 
Fase de 8.1/2” = 1533 m 
Temperatura = 300 F 
Pressão = 9800 psi 
Definições 
 
→ São misturas complexas de sólidos, líquidos, produtos químicos e, por vezes, até 
gases; 
 
→ Fluido de perfuração é um fluido circulante usado para tornar viável uma 
operação de perfuração (API, AmericanPetroleum Institute,1991); 
 
→ Do ponto de vista químico, eles podem assumir aspectos de suspensão, dispersão 
coloidal ou emulsão, dependendo do estado físico dos componentes. 
 
Aspectos gerais 
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Características 
 
→ Ser estável quimicamente; 
→ Ser inerte em relação a danos às rochas produtoras; 
→ Facilitar a separação dos sólidos perfurados na superfície; 
→ Aceitar qualquer tratamento físico e/ou químico; 
→ Ser bombeável; 
→ Apresentar baixo grau de corrosão e de abrasão em relação aos equipamentos de 
superfície; 
→ Baixa toxicidade e alta biodegradabilidade 
→ Apresentar custo compatível com a operação 
→ Facilitar as interpretações geológicas 
 
Aspectos gerais 
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FLUIDOS DE PERFURAÇÃO 
BASE AR 
 
BASE ÁGUA 
 
BASE ÓLEO 
 
Aspectos gerais 
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→ Poços HPHT; 
 
→ Formações de folhelhos argilosos e 
plásticos; 
 
→ Formações de arenitos produtores 
danificáveis por fluidos à base de 
água; 
 
→ Poços direcionais ou delgados ou de 
longo afastamento; 
 
→ Formações com baixa pressão de 
poros ou de fratura. 
 
 
 
 
 
 
 
→ Zonas com perdas de circulação 
severas; 
 
→ Formações produtoras com pressão 
muito baixa; 
 
→ Regiões com escassez de água; 
 
→ Regiões glaciais com camadas 
espessas de gelo. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
→ Baixo custo 
 
→ Ambientalmente correto 
 
→ Baixa toxicidade 
 
→ Alta biodegradabilidade 
 
 
 
 
 
 
 
Figura 1 – Sistema de circulação do fluido de perfuração 
Sistema de Circulação 
Limpeza do poço - Influência da inclinação 
Uma boa limpeza de poço pode ser definida como aquela em que a 
distribuição de cascalhos e o leito formado ao longo do poço não causam 
problemas para a operação que está em andamento. 
LIMPEZA DO POÇO – Poços com ângulos entre 0 - 45  
 Viscosidade; 
 Limite de escoamento; 
 Vazão do fluido 
LIMPEZA DO POÇO – Poços com ângulos entre 45 - 65  
 Viscosidade; 
 Limite de escoamento; 
 Vazão do fluido 
 
 + 
 
 inclinação do poço 
LIMPEZA DO POÇO – Poços com ângulos entre 65 - 90  
“Os cascalhos formam um leito 
na parte de baixo do poço, 
enquanto o fluido se move na 
parte superior dos tubos de 
perfuração”. 
Funções dos fluidos de perfuração 
Ph >> Pf 
 
 
 
Ph < Pf 
 
 
Fornecer pressão hidrostática (Ph) ao poço 
Estabilizar as paredes do poço Resfriar e lubrificar a broca 
Carrear e manter os cascalhos em suspensão 
Reboco 
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 Inibir a reatividade de reações argilosas 
 
 
Figura 1 – Modelo ilustrativo da influência do 
inchamento de argilas no processo de perfuração. 
 Aprisionamento de ferramentas; 
 Desmoronamento das paredes do 
poço; 
 Alargamento do poço; 
 Comprometimento da permeabilidade 
da rocha reservatório. 
Causas do intumescimento da argila no 
poço: 
Funções dos fluidos de perfuração 
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Problemas de poço 
associados ao fluido 
de perfuração 
Problemas associados ao fluido de perfuração na perfuração 
Formações reativas ao fluido de perfuração 
fragilizam e desabam para o poço formando 
regiões alargadas. Antes da descida de 
revestimentos o poço deve ser bem 
condicionado pois podem topar 
principalmente em trechos de “build up” ou 
“drop off” de poços desviados. 
Solução: Usar fluido de perfuração inerte. 
Perfuração de formações reativas ao fluido de 
perfuração 
Quando o peso do fluido de perfuração é 
maior do que a pressão da formação e a 
coluna de perfuração destrói o reboco da 
parede do poço aparece uma força 
segurando a coluna prendendo-a. 
 
Solução: Controlar o filtrado e o peso 
do fluido de perfuração 
Prisão da Coluna de Perfuração por Pressão 
Diferencial 
Esse tipo de problema é mais comum em zonas 
salíferas como halitas, porém também existem 
folhelhos móveis. Quando a densidade de um 
extrato de rocha é menor do que a densidade da 
rocha encaixante, a rocha de menor densidade 
tende a mover-se para uma posição de equilíbrio 
que ao ser perfurada flui para o poço. 
Solução: Aumentar o peso do fluido de 
perfuração se possível ou assentar uma 
coluna de revestimento extra. 
Perfuração de formações móveis 
Determinada vazão e reologia projetada para 
poços verticais não atende a necessidade de 
carreamento em poços direcionais ou horizontais. 
Solução: Parar a perfuração, fazer “back 
reaming” até a sapata para limpeza do poço e 
antes de prosseguir a perfuração condicionar a 
reologia do fluido de perfuração. 
Baixa Eficiência de Carreamento dos Cascalhos 
Problemas associados ao fluido de perfuração na perfuração 
Instabilidade de Poços Inclinados 
Nesse exemplo foi encontrado um extrato de 
rocha encaixado com menor elasticidade e o peso 
de fluido é insuficiente para manter as paredes do 
poço estabilizadas. 
 
Solução: Aumentar o peso do fluido de 
perfuração. Fazer repasse e circular para 
limpar o poço enquanto aumenta-se o peso do 
fluido de perfuração. 
Esse problema geralmente ocorre quando o fluido não 
tem uma boa inibição, interage muito com a formação e 
não encapsula adequadamente os cascalhos. Os 
cascalhos vão formando uma massa que vai fechando 
o anular e quanto mais perfuramos mais empacotamos 
sedimentos e, mais risco de prisão da coluna de 
perfuração. 
Solução: condicionar o fluido de perfuração e/ou 
adotar procedimento de perfurar, circular, perfurar 
até encontrar formações mais consolidadas. 
Formação de “pack offs” 
Problemas associados ao fluido de perfuração na perfuração 
Essa é uma situação extremamente difícil. A broca 
deve ser retirada para a sapata o mais rápido 
possível para avaliar o grau de perda e identificar 
a solução do problema. A perfuração não pode 
prosseguir. 
Solução: Tampões de material grosseiro 
para obliterar ou tampões de cimento. 
Perda de circulação total do retorno do fluido de 
perfuração Quando a pressão de poros é maior do que a 
pressão exercida pelo fluido de perfuração, a força 
criada da formação para o poço vence a 
resistência coesiva da rocha e faz explodir os 
cascalhos para o poço sobrecarregando o anular 
podendo prender a coluna de perfuração 
Perfuração de Formações Pressurizadas 
Solução: Parar a perfuração e circular para 
limpeza do poço enquanto aumenta 
gradativamente o peso do fluido de 
perfuração. 
Problemas associados ao fluido de perfuração na perfuração 
Acunhamento da Coluna de Perfuração por 
Cascalhos ou Detritos 
A equipe de perfuração atenta para evitar que 
qualquer detrito caia no poço que podem prender 
a coluna por acunhamento. 
Solução: Trabalhar coluna para baixo e circular 
para limpeza do poço. 
As principais causas de queda do cimento em 
torno da sapata é a ação mecânica da coluna de 
perfuração, pasta de cimento mole ou 
contaminada ou ainda aexistência de formações 
muito moles facilmente laváveis pelo fluido de 
perfuração. Para evitar situações como esta o 
ideal seria “rat holes” zero. 
Acunhamento da Coluna de Perfuração por 
Cimento 
Problemas associados ao fluido de perfuração na perfuração 
“Wash outs” são alargamentos do poço 
produzidos pela ação do fluido de perfuração 
sobre formações inconsolidadas. Na perfuração 
direcional produz-se “wash outs” na posição em 
que o motor de fundo fica apoiado para 
perfuração orientada. 
Formação de “wash outs” 
Solução: Limitar a vazão (650 GPM) e 
minimizar a vibração da coluna de 
perfuração. 
O colapso do revestimento ocorre porque 
houve erro de projeto ao não prever 
corretamente a pressão do anular, pela 
existência de rochas no anular com alto grau 
de mobilidade, pela expansão térmica do 
fluido de perfuração confinado no anular e etc. 
Colapso do Revestimento 
Solução: “Back off” e “Sidetrack” 
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Propriedades físicas e 
químicas dos fluidos 
de perfuração 
Propriedades Físicas 
 
→ Densidade 
 
→ Parâmetros Reológicos 
 
→ Forças Géis 
 
→ Parâmetros de Filtração 
 
→ Teor de Sólidos 
 
→ Lubricidade 
 
 
FLUIDOS DE PERFURAÇÃO 
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Densidade 
 
 Os limites de variação da densidade para perfurar uma determinada fase são 
definidos pela pressão de poros (limite mínimo) e pressão de fratura (limite máximo). 
 
 
 
BALANÇA DENSIMÉTRICA 
PROPRIEDADES FÍSICAS 
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JAN 
AÇU 
ALG 
370 
811 
996 
3030 
20” @ 370 m 
13 3/8” @ 820 m 
9 5/8” @ 1500 m 
7” @ 3080 m 
Projeto do poço – Perfil de geopressões 
Pressão de Poros 
Peso da lama 
Pressão de Fratura 
Parâmetros Reológicos 
 O comportamento do fluxo de um fluido é definido pelos parâmetros reológicos. 
Para isto considera-se que o fluido segue um modelo reológico, cujos parâmetros vão 
influir diretamente no cálculo de perdas e velocidade de transporte dos cascalhos. 
 
VISCOSÍMETRO 
PROPRIEDADES FÍSICAS 
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Como determinar? 
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Forças Géis 
 Alguns fluidos são tixotrópicos, isto é, adquirem um estado semi-rígido quando 
estão em repouso e voltam a adquirir um estado de fluidez quando estão novamente 
em movimento. A força gel é um parâmetro também de natureza reológica que 
indica o grau de gelificação devido à interação elétrica entre as partículas dispersas. 
 
PROPRIEDADES FÍSICAS 
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Parâmetros de Filtração 
 
 Filtrado; 
 Espessura do reboco. 
 
 
 
FILTRO PRENSA 
PROPRIEDADES FÍSICAS 
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Parâmetros de Filtração 
 
 
PROPRIEDADES FÍSICAS 
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Formar um filme de baixa permeabilidade (reboco ou filter-cake) nas 
paredes do poço 
Reboco formado em papel de filtro após 
ensaio para determinação do volume de 
filtrado. 
REBOCO (FILTERCAKE) 
REBOCO (FILTERCAKE) 
Teor de sólidos 
Esta medida é efetuada pelo equipamento chamado de retorta a qual fornece 
os percentuais de água e sólidos existentes no fluido, lidos diretamente numa 
proveta de 10 ml. 
Teor de Sólidos 
 
 Desgaste dos 
Equipamentos de Circulação 
Fratura das Formações 
 
Prisão da Coluna de 
Perfuração 
 
Redução da Taxa de 
Penetração 
 
Teor de Sólidos 
PROPRIEDADES FÍSICAS 
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Lubricidade 
 
Fluidos de perfuração com características lubrificantes podem proporcionar aumento da 
vida útil da broca, aumento da taxa de perfuração e redução do torque e arraste. 
PROPRIEDADES FÍSICAS 
Propriedades Químicas 
 
→ Concentração Hidrogeniônica – pH 
 
→ Alcalinidades 
 
→ Teor de Cloretos (Salinidade) 
 
→ Teor de Bentonita ou de Sólidos Ativos 
 
PROPRIEDADES QUÍMICAS 
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Concentração hidrogeniônica – pH 
 
→ O pH dos fluidos de perfuração é medido através de papéis indicadores ou de 
potenciômetros, e é geralmente mantido no intervalo alcalino baixo, isto é, de 7 a 
10. 
 
→ O objetivo principal é reduzir a taxa de corrosão dos equipamentos e evitar a 
dispersão das formações argilosas. 
 
 
 
PROPRIEDADES QUIMICAS 
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Alcalinidades 
 
 A determinação das alcalinidades considera as espécies carbonatos (CO3
--) e 
bicarbonatos (HCO3
-) dissolvidos no fluido, além dos íons hidroxilas (OH-) dissolvidos e 
não dissolvidos. 
 
 
 
PROPRIEDADES QUÍMICAS 
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Teor de Cloretos (Salinidade) 
→ O teste de salinidade de um fluido é uma análise volumétrica de precipitação. Esta 
salinidade é expressa em mg/l de cloretos ou ppm de NaCl equivalente. 
 
 
PROPRIEDADES QUÍMICAS 
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Principais aditivos dos 
fluidos de perfuração 
Principais aditivos dos fluidos de perfuração 
 Emulsificantes 
 
 Dispersantes 
 
 Lubrificantes 
 
 Inibidores de argila 
 
 Redutores de filtrado 
 
 Controladores de pH 
 
 Bactericidas 
 
 Viscosificantes 
 
 Adensantes 
Polímeros utilizados em fluidos de perfuração - Viscosificantes 
Goma xantana – Viscosificante 
A dispersão deve ser um processo que antecede a solubilização do polímero, onde a melhor 
forma de preparar um fluido com alta viscosidade é mantê-lo sob agitação vigorosa durante a 
adição do polímero. 
 
Pré-dispersão: Alguns polímeros de difícil dispersão em água podem ser previamente umectados em 
pequeno volume de solvente orgânico 
 Fluidos de perfuração – Presença de polieletrólitos 
Polieletrólito Redução do volume hidrodinâmico 
EX: Goma xantana, CMC, amido ... 
Figura 1 - Modelo ilustrativo da formação de polieletrólitos 
 Os polieletrólitos, que apresentam elevada carga em sua cadeia 
principal, tendem a exibir uma estrutura rígida. Entretanto, a adição de sal ou 
de outra espécie iônica à mistura, pode tornar as cadeias poliméricas mais 
flexíveis, alterando a conformação do polímero. 
 É relevante destacar que a configuração alcançada pela 
macromolécula pode contribuir decisivamente para melhoria das propriedades 
reológicas dos fluidos de perfuração. 
 Sistema de cadeias poliméricas de polieletrólitos totalmente diluídas, 
apresentando uma conformação estendida. Observa-se que com o aumento 
da concentração de polímero em solução, as cadeias iniciam um 
emaranhamento que modifica sua conformação, podendo originar uma malha 
gel. 
Figura 2 - Região de concentração de soluções poliméricas, a) diluída, b) semi diluída e c) concentrada 
Fluidos de perfuração – Concentração crítica (C*) 
Mecanismo de filtração utilizando CMC e carbonato de cálcio (CaCO3) 
Redutores de filtrado em fluidos de perfuração 
 Redutores de filtrado – Sinergismo 
Amido CMC 
Sinergismo Amido x CMC 
 Fluidos de perfuração – Inibidores de inchamento 
→ As argilas podem interagir com: 
 
 Fluidos injetados 
 Sofrer parcial dissolução 
 
→ Danos à formação 
 
 Inchamento 
 
→ Estabilizadores de argila 
 
 Soluções de polímeros (polímeros catiônicos) 
 Cloreto de potássio (KCl) 
 Fluidos de perfuração – Inchamento de argilas 
Ca2+ 
Na+ 
Espaçamento basal 
Ca 
Inibidores de argilas 
 Fluidos de perfuração – Inchamento de argilas 
 
 
 
 
 
 
 
Prof. Fabio Pereira FagundesFluido de perfuração base 
sintética 
 
 
 
Emulsão óleo-água Emulsão água-óleo 
Água Óleo 
Orientação do tensoativo em emulsão óleo-água (a) e em emulsão inversa (b). 
A cadeia carbônica (apolar) dessas substâncias é responsável pela solubilidade parcial 
em óleo, enquanto que a parte polar é responsável pela solubilidade parcial em água 
Estabilidade das emulsões 
Fatores que influenciam a estabilidade das emulsões 
 Tipo e concentração dos tensoativos 
 Tempo e intensidade de agitação 
 Distribuição e o tamanho das gotículas 
 Razão dos volumes das fases e temperatura 
 Balanço hidrofílico-lipofílico 
A.. Dois líquidos imiscíveis separados em duas fases (I e II). 
B. Emulsão da fase II dispersa na fase I. 
C. A emulsão instável progressivamente retorna ao seu 
estado inicial de fases separadas. 
D. O surfactante se posiciona na interface entre as fases I e 
II, estabilizando a emulsão 
Tensoativo aniônico 
Tipos de emulsificantes 
Tensoativo catiônico 
De acordo com a natureza do grupo hidrofílico, os tensoativos podem ser 
classificados em aniônicos, catiônicos e não iônicos. 
“Os fluidos de perfuração representam de 15 a 18% do custo total de perfuração de poços petrolíferos” 
Não-iônicos 
Anfóteros 
No fluido de perfuração base sintética os tensoativos são formados in situ a 
partir de misturas de ácidos graxos (que podem conter também poliamidas). 
Esses ácidos reagem com hidróxido de cálcio, ou de sódio, formando um sal 
de ácido graxo 
 água 
Comportamento do tensoativo na interface água-óleo 
do fluido de perfuração base óleo 
 
 
 
 
 
 
 
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Reologia de fluidos de 
perfuração 
 
 
 
Reologia de fluidos de perfuração 
 
 
 
 
 
 
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• Reologia é a ciência que estuda a deformação e o fluxo de matéria. 
 
 
• Caracteriza o comportamento do fluido sob uma variedade de 
condições, incluindo os efeitos da temperatura, pressão e taxa de 
deformação. 
 
Reologia 
 
 
 
 
 
 
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Cisalhamento teórico 
 
Tanques 1 - 5 s-1 
Anular 100 - 500 s-1 
Drill pipes 100 - 700 s-1 
Comandos 700 – 3.000 s-1 
Jatos da broca 10.000-100.000 s-1 
 
 
 
 Reologia 
 
 
 
 
 
 
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Tensão de Cisalhamento, Taxa de cisalhamento e Viscosidade 
Isaac Newton, em 1687, definiu a viscosidade de um fluido como a resistência ao 
deslizamento de suas moléculas devido à fricção interna e, quanto maior o grau 
de fricção interna de um fluido, maior é a sua viscosidade. 
Reologia 
 
 
 
 
 
 
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Reologia – Efeito do cisalhamento no fluido 
 
 
 
 
 
 
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Reologia – Fluidos newtonianos 
 
 
 
 
 
 
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Representação gráfica do comportamento de um fluido newtoniano. 
 Fundamentalmente, os fluidos se classificam, de modo abrangente, em 
newtoniano e não-newtoniano. Os fluidos são newtonianos quando a viscosidade só é 
influenciada pela temperatura e pressão. No escoamento desse fluido, em regime 
laminar, existe uma proporcionalidade entre a tensão cisalhante e a taxa de 
cisalhamento, obtendo-se um valor de viscosidade única e absoluta, visto que, a razão 
entre esses dois parâmetros é constante, logo, a relação entre a tensão e a taxa de 
cisalhamento é linear 
Reologia – Diferentes tipos de comportamento de fluidos 
 
 
 
 
 
 
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Viscosímetro Rotativo Fann 
Viscosímetro Rotativo Fann 
Viscosímetro Rotativo Fann 
 
 
 
 
 
 
 
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Tixotropia 
Tixotropia versus reopetia 
Viscoelasticidade de 
géis de fraturamento 
 O fraturamento hidráulico ocorre em um segmento isolado do poço, 
envolvendo basicamente 3 etapas seqüenciais: 
 
 A deformação mecânica induzida pela pressão do fluido de fraturamento na 
superfície da fratura; 
 O influxo de fluido juntamente com o agente propante em seu interior; 
 A propagação da fratura. 
Fraturamento hidráulico 
Fraturamento propante (a) e fraturamento com água (b). (Adaptado de 
Reinicke et al, 2010) 
Fraturamento hidráulico 
 
Polímeros aplicados em géis de fraturamento 
 O fraturamento hidraulico é uma operação de estimulação utilizada em poços 
de petróleo com o intuito de aumentar a área de contato entre a zona de produção e o 
poço através de uma fratura, visando a elevação do fluxo de óleo e gás. 
 
Zona de fraturamento 
 Géis de fraturamento – Goma guar e HPG 
Gel de fraturamento à base de Hidroxipropilguar (HPG) 
 
 Injeção de um fluido viscoso sob pressão suficiente para a abertura e 
propagação de uma fratura adjacente ao poço 
 
 Agente propante (Bauxita) com o objetivo de manter a fratura quando a 
aplicação da pressão for aliviada. 
Quebra do gel – persulfato de 
amônio ((NH4)2S2O8) 
 
 
HPG Goma guar 
Influência da estrutura molecular na aplicação do 
polímero 
 O grupamento hidroxipropil na estrutura do hidroxipropilguar(HPG) confere 
maior tolerância à presença de solventes polares (etanol, metanol e etinelo glicol) 
 
Influência da estrutura molecular na fabricação do gel 
Géis de fraturamento derivados de GG e HPG 
Características físico-químicas dos géis: 
 Concentração do polímero 
 Concentração do reticulante 
 Temperatura 
 Tempo de repouso 
 Presença de sal 
 Alta viscosidade 
 Estabilidade térmica 
 Solubilidade em água 
 Facilidade de quebra 
 
 Borato de sódio dissocia completamente para formar ácido bórico 
B(OH) e íons borato B(OH)4. Os íons borato reagem com os grupos CIS das 
hidroxilas presentes na goma guar ou HPG. 
Subramanian Kesavan ; Robert K. Prud'homme.Rheology of guar and HPG Cross-Linked by Borate. Macromolecules 1992,25, 
2026-2032 
 
Gel de fraturamento - Reticulação do polímero 
 Gel de fraturamento - Fenômeno do “salting out” 
Pereira, Ítalo . EFEITO DA FORÇA IÔNICA SOBRE AS PROPRIEDADES REOLÓGICAS DE GÉIS DE FRATURAMENTO À BASE DE GOMA GUAR E HIDROXIPROPILGUAR (2010) 
 
 Cerca de até 80% do óleo continuam nos reservatórios; 
 
 O entendimento dos mecanismos de retenção do óleo no meio poroso e 
a melhoria dos métodos de recuperação constituem áreas de pesquisa de 
grande importância; 
 
 Há um esforço de aumento do fator de recuperação do óleo em 70% nos 
próximos 10 anos. 
Recuperação aumentada de petróleo 
fabiofagundes_unp@yahoo.com.br