Fluidos de Completação Parte 1

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Fluidos de Completação
Francileide Gomes da Costa.
Química de Petróleo
CENPES/PDGP/IRF
Perfuração
Restauração
Abandono
OPEX 
econômico
Sim
Não
Poço Perfurado
Poço 
Abandonado
Locação
Poço Restaurado
Completação
Poço Completado
Produção / 
Injeção
Poço Fechado
Ciclo de vida do Poço de 
Desenvolvimento
Completação
• Recebe o poço e inicia o programa de 
condicionamento do revestimento e demais 
operações básicas e especiais
- Instala coluna de completação
- Instala equipamentos de superfície ou de 
cabeça do poço
- Induz surgência e entrega o poço para a 
produção
Completação
Fazem parte da completação todas as 
operações efetuadas no poço desde a sua 
perfuração até o momento que o poço entra 
em produção / injeção, visa transformar o 
poço perfurado em uma unidade produtiva, 
isto é, produzir petróleo e/ou gás, ou a injetar 
água, gás, polímero ...
Operações que fazem parte da 
completação
• Condicionamento do revestimento
• Fluido de completação
• Avaliação da cimentação
• Canhoneio
• Compressão de cimento
• Indução de surgência
• Amortecimento de poços
• Abandono de zonas
Projeto de Completação
• Poço: objetivo e ambiente (on-/off-shore)
- Poços exploratórios
- Desenvolvimento (produção, injeção, 
monitoramento)
• Reservatório
- Fluidos
- Pressão e suas variações
- Interfaces entre fluidos e suas variações
- Número de estratos (camadas)
- Características das rochas
Projeto de Completação
• Tipo de produção, perfil do poço, 
isolamento de zonas
- Segurança
- Poço em fluxo e elevação artificial
- Condições operacionais
• Estimulação, Medição, Manutenção, 
outras intervenções
Tipos básicos de completação
• Poço aberto (somente na zona produtora)
• Poço aberto com liner
• Revestido, canhoneado
• Revestido, canhoneado com tubulação de 
produção
• Geral: Frac, Gravel pack, Acidificação
Tipos de Completação
Completação
• Movimentação da Unidade de Intervenção
• Instalação de Equipamento de Segurança (BOP, 
...)
• Condicionamento de Poço
• Tratamento da Formação
• Instalação de Coluna de Produção
• Retirada de Equipamento de Segurança (BOP, 
...)
• Instalação de Material de Superfície (ANM, ...)
Operações da Completação
ÁGUA
GÁS
ÓLEO
BROCA
DRILL PIPE
RASPADOR
CONDICIONADOR
DE TOPO LINER
ÁGUA
GÁS
ÓLEO
CANHÃO
CABO
ELÉTRICO
JATOS
CCL
ÁGUA
GÁS
ÓLEO
CIMENTAÇÃO
PRIMÁRIA
FLUIDO DE
COMPLETA-
ÇÃO
CBL/VDL/GR/CCL
CCL
GR
Atividades
• Corte de tampões de abandono temporário;
• Corte da flapper valve;
• Corte de tampões permanentes;
• Raspagem do revestimento de produção;
• Teste hidrostático do revestimento;
• Condicionamento do liner; 
• Amortecimento;
• Limpeza e remoção de detritos; 
• Combate a perda de circulação e substituição do fluido do poço.
Completação - Condicionamento do 
revestimento de produção/liner
Completação -
Equipamentos de 
Segurança
• Instalação da BAP no housing
(completação molhada); 
• Instalação do BOP 
(Submarino ou Superfície) e 
teste.
Completação - Condicionamento 
do revestimento
Etapas:
• É descida uma coluna com broca de 8 
1/2” na extremidade para cortar os 
tampões de cimento no interior do 
revestimento de 9 5/8”. 
• Um raspador também é descido para 
condicionar o revestimento, 
preparando-o para receber os 
equipamentos de completação. 
• É utilizada água do mar (adensada com 
sal, caso necessário) e tampões 
viscosos nessa operação
Completação - Corte de cimento e 
condicionamento de topo do liner
Etapas:
• Para o corte do tampão de 
cimento no interior do liner, a 
coluna de trabalho anterior é
retirada e trocada, 
• É descida uma broca de 
6,1/8”, um raspador e um 
condicionador do liner - cuja 
função é preparar esse ponto 
crítico para a passagem dos 
equipamentos
Completação - Troca de 
fluido
• A mesma coluna que 
realizou o 
condicionamento do liner é
utilizada para trocar a água 
do mar por fluido de 
completação. 
• Raspador
• Escovas
• Magneto
• Cesta Coletora
• Condicionador de Topo do Liner
Completação - Principais Equipamentos de 
Condicionamento de Poço
RASPADOR 
DE
REVESTIMENTO
Escova de Revestimento
Magneto
FILTRO
ESCOVA DE RISERS CESTA DE DETRITOS
O que ocorre após a completação do poço ?
Inicia-se a produção de óleo e/ou gás ou a 
injeção de água.
Durante a vida útil do poço, são necessárias 
algumas operações para manutenção ou 
aquisição de dados.
• Intervenções em Poços
Nome genérico com que se costuma designar 
as operações efetuadas em um poço após a 
sua perfuração, com utilização de sondas.
São consideradas intervenções em poços 
as seguintes atividades: 
• Completação
• Recompletação
• Avaliação (monitoramento do poço / 
reservatório)
• Estimulação
• Restauração 
• Limpeza
• Abandono
Avaliação da formação
Operações executadas no poço, visando 
definir os parâmetros da formação 
reservatório (permeabilidade, tamanho do 
reservatório, pressão estática, ...), as 
propriedades de fluidos (API, RGO, Psat, 
salinidade e componentes da água de 
formação, ...) e o índice de produtividade ou 
injetividade
Avaliação da formação
São trabalhos de avaliação:
• Teste de formação a poço revestido
• Teste de produção
• Teste de injetividade
• Perfilagem de produção
Após a realização do canhoneio é comum efetuar-se uma 
avaliação da formação produtora (ou injetora) através da 
realização de um Teste de Formação a Poço Revestido (TFR).
Esse teste consiste numa completação provisória do poço na 
zona de interesse utilizando-se uma coluna especial que 
permite a realização de fluxos e fechamentos alternados 
visando a obtenção de diversos informações sobre o 
reservatório. 
Avaliação da formação
Dados obtidos com o teste de formação: 
- verificação da pressão estática;
- verificação da produtividade da formação, com a medição dos parâmetros 
de produção (vazões de cada fluido produzido, BSW e RGO);
- verificação do grau de dano na formação próxima ao poço; 
- amostragem dos fluidos para obtenção de suas propriedades em 
laboratório (análise PVT para o caso do óleo);
- estimativa do volume de óleo existente;
- outras.
Avaliação da formação
Avaliação de formação
ÁGUA
GÁS
ÓLEO
VÁLVULA
DE TESTE
P & T PACKER
VÁLVULA DE
CIRCULAÇÃO
AMOSTRADOR
Uma vez concluída a avaliação
do poço pode-se chegar à
conclusão de que a sua
produtividade encontra-se 
abaixo do esperado para aquele
reservatório. 
Com o intuito de incrementar
sua produtividade/injetividade, 
podem ser efetuadas
operações de estimulação.
Estimulação
Operações com o objetivo de aumentar o índice de 
produtividade ou injetividade do poço, através a 
criação de fraturas artificiais e/ou do aumento de 
permeabilidade na região próxima ao poço 
(remoção de dano, formação de wormholes)
Estimulação
São operações de estimulação:
• Fraturamento hidráulico;
• Fraturamento ácido;
• Acidificação matricial.
Injeção de fluidos na formação 
durante estimulação
ÁGUA
GÁS
ÓLEO
Técnica de estimulação na qual, por 
meio de um fluido (fluido de 
fraturamento), aplica-se uma pressão 
contra a rocha reservatório até causar 
sua ruptura por tração.
A fratura, que é iniciada na parede do 
poço, é propagada pelo bombeio do 
fluido de fraturamento. Incorporado a 
estefluido, é bombeado também um 
material granular (agente de 
sustentação) que é alojado no interior 
da fratura. 
Estimulação – Fraturamento Hidráulico 
Ao final do bombeio, 
quando é atingido o 
comprimento projetado 
para a fratura, ela se fecha 
sobre o agente de 
sustentação, sendo 
estabelecido um canal de 
alta permeabilidade para o 
fluxo de fluidos da 
formação para o poço.
Estimulação – Fraturamento Hidráulico 
Com a criação da fratura tem-se agora um “poço” de área aberta ao 
fluxo bem maior (= área da fratura), o que se traduz em maior 
produtividade. 
O agente de sustentação e um meio poroso selecionado e 
homogêneo, que possui alta permeabilidade, representando 
pequena restrição ao fluxo através do mesmo.
Em algunscasos o fraturamento não é a opção mais adequada para 
estimular o poço, como por exemplo quando há uma zona de água 
,muito próxima a zona de interesse.
Estimulação – Fraturamento Hidráulico 
A acidificação consiste em 
injetar um volume de ácido na 
formação em uma pressão 
abaixo da pressão de fratura.
Uma acidificação de matriz 
somente é efetiva em 
formações de permeabilidade 
regular a boa. Para formações 
de baixa permeabilidade o 
mais indicado é o 
fraturamento. 
Estimulação - Acidificação
Acidificação em arenito
P
ré
flu
sh
O
ve
r 
flu
sh
Restauração
Intervenções de manutenção da produção com os seguintes 
objetivos:
• Restabelecer as condições normais de fluxo da formação 
para o poço (tratamentos químicos na formação);
• Eliminar falhas mecânicas no revestimento e/ou 
cimentação ou do sistema de contanção de areia; 
• Reduzir a produção excessiva de gás;
• Reduzir a produção excessiva de água.
Muitas vezes estas intervenções envolvem operações com 
cimento e canhoneio.
Restauração – Sequência de operações
1. Movimentação da Unidade de Intervenção
2. Retirada de Material de Superfície (ANM, ...)
3. Instalação de Equipamento de Segurança (BOP, ...)
4. Retirada de Coluna de Produção
5. Condicionamento de Poço
6. Avaliação da Formação
7. Isolamento e Abandono de Zonas
8. Tratamento da Formação
9. Instalação de Coluna de Produção
10. Retirada de Equipamento de Segurança (BOP, ...)
11. Instalação de Material de Superfície (ANM, ...)
Limpeza
Operações executadas no interior do 
revestimento de produção visando limpar o 
fundo do poço ou substituir os equipamentos 
de superfície, objetivando um maior 
rendimento técnico e econômico.
Limpeza
São intervenções de limpeza:
• Remoção de hidrato
• Troca de árvore de natal
• Troca de coluna
• Troca de BCS
• Troca de VGL 
• Pistoneio
• Limpeza de canhoneados 
• Limpeza de fundo
Abandono
1. Movimentação da Unidade de Intervenção
2. Retirada de Material de Superfície (ANM, ...)
3. Instalação de Equipamento de Segurança (BOP, 
...)
4. Retirada de Coluna de Produção
5. Condicionamento de Poço
6. Isolamento e Abandono de Zonas
7. Retirada de Equipamento de Segurança (BOP, ...)
Poço Abandonado
ÁGUA
GÁS
ÓLEO
FLUIDO DE
COMPLETAÇÃO
TAMPÃO DE
CIMENTO
Fluido de completação
Definição: São os fluidos, normalmente sem 
sólidos, deslocados para o poço após a cimentação 
do revestimento de produção ou a perfuração da 
zona de interesse com D.I.F., ou ainda, utilizados 
em operações posteriores tais como, estimulação, 
restauração, recompletação, limpeza e outros 
trabalhos que visam possibilitar a produção do 
poço com segurança e sem dano de formação.
Fluido de Completação - Funções Básicas
� Controlar pressões de subsuperfície, impedindo a invasão 
de fluidos para o interior do poço;
� Carrear sólidos, em associação com colchões viscosos para 
garantir a limpeza do poço;
� Deslocar fluidos de tratamento para um determinado 
intervalo do poço;
� Manter a estabilidade das paredes do poço, quando tratar-
se de completação a poço aberto.
Funções Desejadas
� Não danificar as zonas produtoras.
� Ser estável, não tóxico e essencialmente limpo.
� Não corrosivo e preservar elastômeros.
� Ser inerte a ação das bactérias.
� Ser estável à temperatura do poço.
� Ser econômico.
� Ter lubricidade adequada (ERW)
� Ambientalmente amigável.
Tipos de Fluidos de Completação
� Fluidos à Base de Óleo
• Óleo viscosificado e petróelo
• Emulsões Verdadeiras (O/A)
• Emulsões Inversas (A/O)
� Fluidos à Base de Água
• Fluidos de Perfuração Condicionados
• Soluções Salinas
• Soluções Poliméricas
� Packer fluid
Fluidos de Completação – Base óleo
• Óleo:
• Óleo Cru (petróleo bruto): mais barato, utilizado em poços 
completados em zonas de baixa pressão estática; não reage 
quimicamente com as argilas;
• Óleo viscosificado: isento de asfaltenos e parafinas, 
compatível com argilas; baixo peso específico.
• Emulsões: 
• inversas (A/O): são fluidos de perfuração não aquosos 
modificados com reduzido teor de sólidos. 
• verdadeiras (O/A); 
• Fluido de perfuração: são os mais econômicos uma 
vez que já se encontram no poço, mas apresentam 
como desvantagem a quantidade de sólidos 
existentes que podem causar dano. Não é tipo mais 
recomendável.
• Soluções poliméricas: usados para atender condições 
em que são necessárias características específicas 
como melhor poder de carreamento e controle de 
filtrado. 
Fluidos de Completação – Base Água 
• Soluções salinas – (água + cloreto de cálcio, cloreto de
sódio ou cloreto de potássio). Geralmente são fabricados 
a partir o CADIT de NaCl ou CaCl2 fornecidos pela estação 
de fluidos. Na maior parte dos casos salmoura de NaCl é
suficiente.
É isenta de sólidos e deve ser compatível com a formação 
de interesse para não ocasionar dano de formação 
quando em contato com a mesma. A composição química 
deve ser adequada para amortecer o poço e ao mesmo 
tempo não reagir com os minerais da rocha. 
Fluidos de Completação – Base Água 
• É o fluido, anti corrosivo, deixado no poço após sua 
completação ou qualquer outra operação e que fica 
acima do "packer" entre o tubing e o revestimento 
por longos períodos de tempo. 
Sua função é manter o controle das pressões no 
revestimento, tubing e packer sem causar corrosão 
aos metais expostos e permitir a manipulação do 
tubing e/ou packer sem decantação de detritos 
sobre os mesmos.
Fluidos de Completação – Packer Fluid
Fluido de Completação –
Pressão Estática da Formação
• Pressões normais : corresponde à uma coluna hidrostática de 
água. Situação mais frequente encontrada nos poços 
exploratórios descobridores de novas acumulações de 
hidrocarbonetos.
• Pressões anormalmente altas : reservatórios de pequenas 
dimensões, ainda não explotados, que sofreram tectonismo, 
ou submetidos a injeção de água ou gás.
• Pressões anormalmente baixas : reservatórios em fase 
avançada de explotação, sem injeção de água ou gás 
(formações depletadas). Situação comum nas atividades de 
completação para manutenção de produção.
Fluido de Completação –
Pressão Estática da Formação
• Para se obter a pressão requerida numa determinada 
profundidade vertical somente um parâmetro do fluido pode 
ser trabalhado : o peso específico.
• Para se determinar o peso específico do fluido basta se 
conhecer a pressão estática da formação e a profundidade 
vertical dos canhoneados.
Quanto maior o peso específico do fluido a ser utilizado para 
amortecimento, maiores são os custos envolvidos, porque se 
torne necessário a utilização de sais especiais.
HgP ××= ρ
Luanda, 03 a 07 outubro 2011
PROJETO DE FLUIDOS DE COMPLETAÇÃOPROJETO DE FLUIDOS DE COMPLETAÇÃO
SEGURANÇA SEGURANÇA MEIO AMBIENTEMEIO AMBIENTE
ESTABILIDADE DE POÇOESTABILIDADE DE POÇO
USO DE DADOS GEOLÓGICOSUSO DE DADOS GEOLÓGICOS
OTIMIZAÇÃO DA OPERAÇÃOOTIMIZAÇÃO DA OPERAÇÃO
INTEGRIDADE DO RESERVATÓRIOINTEGRIDADE DO RESERVATÓRIO
CUSTOS COMPATÍVEISCUSTOS COMPATÍVEIS
Projeto de Fluido de Completação
Altura da mesa rotativa 
(MR)
Lâmina d’água (LA)
Profundidade Vertical e 
medida 
Pressão e temperatura do 
fundo
Seleção do Tipo de Fluido
Especificação Revestimento / Riser
Equipamentos de Superfície
Correção de Temperatura
MSR
Determinar densidade do Fluido
BHT
Temperatura Mudline
Temperatura Ambiente
Planejamento: Seleção do Fluido
Dados de Entrada Etapas 
Sal Simples Composição 2 Sais Composição 3 Sais Fluidos 
Especiais
TVD 
BHP + Overbalance
Determinar Volume Necessário
ρ (lb/gal) = P (psi) / 0.17 x H (m)
Densidade dos Fluidos – Base de Cálculo:
TVD – True Vertical Depth – Profundidade Vertical do Reservatório
BHP – Bottomhole pressure – Pressão Estática do Reservatório
OVERBALANCE (Margem de Segurança) – 200 (óleo) ou 300 psi (gás)
P (psi) = BHP + (300 ou 500 psi)
Planejamento: Seleção do Fluido
Planejamento: Seleção do fluido 
Efeitos de Pressão e Temperatura sobre a 
Densidade das Salmouras
Temperatura:
• Aumento deTemperatura causa expansão do 
fluido e tem
como consequência a redução da sua 
densidade.
• Fator de expansão térmica varia de acordo 
com o tipo de fluido e densidade.
Planejamento: Seleção do Fluido 
Efeitos da Pressão sobre a Densidade das 
Salmouras
Pressão:
• Aumento de pressão causa a compressão do 
fluido e aumento da sua densidade.
• Pressão tem um impacto menor do que a 
temperatura sobre a densidade das 
salmouras.
CORREÇÃO DE EFEITOS 
DE PRESSÃO E TEMPERATURA
�Correção Temperatura (Ct) 
Ct = A (BHT – Surf) / 200
Ct – lb/gal, BHT (°F), 
A(lb/gal/100 °F)
�Correção Pressão (Cp) (*)
Cp = B (BHP) / 2000
Cp – lb/gal, BHP – psi, 
B (lb/gal/1000 psi)
Planejamento: Seleção do Fluido
Luanda, 03 a 07 outubro 2011
Planejamento: Seleção do Fluido
Exemplo: Calcular a temperatura de fundo e a correção 
necessária para o peso do fluido para o exemplo 
abaixo:
Bacia de Campos
LDA - 1200m
Prof. Vertical intervalo – 3000m
Temp Sup (Surf) = 77,5°°°° F
ρ = 9,5 lb/gal
Planejamento: Seleção do Fluido
Solução: Cálculo da Temperatura
BHT = 1,79 / 100 x {(3000 – 1200) / 0,3048} + 38 
=
BHT = 143,7 °F
Planejamento: Seleção do Fluido
Solução: Cálculo do fator de correção de temperatura
Ct = A (BHT – Surf) / 200 Ct – lb/gal, BHT (°F), A (lb/gal/100 °F)
Para o trecho do riser:
Ct = 0,386 (38 – 77,5) / 200 = - 0,08 lb/gal
Para o trecho do poço:
Ct = 0,386 (143,7 – 38) / 200 = + 0,20 lb/gal
Logo a correção total será de: 0,20 – 0,08 = + 0,12 lb/gal e o peso do 
fluido final será de 9,5 + 0,12 = 9,62 lb/gal
Planejamento: Seleção do Fluido
Margem de Segurança de Riser (MSR):
0,17 x ρp x D = 0.17 (ρp + MSR) (D-LDA) + 0,17 x 8.6 x LDA
D
LDA
BOP
ρp
MSR = {(ρp x D - 8.6 x LDA) / (D - LDA)} - (ρp) 
Planejamento: Seleção do Fluido
Compatibilidade com Elastômeros:
O fluido de completação a ser utilizado nas intervenções ou 
como “packer fluid” após equipar o poço, deve ser 
compatível com os elastômeros que serão usados nos 
equipamentos a serem descidos no poço e também com 
todo o sistema de circulação da sonda.
Tabela de compatibilidade Halliburton
Planejamento: Seleção do Fluido
Fluido de Completação -
Composição básica
GlutaraldeídoBactericida
Clay MasterEstabilizador de argila
AminasInibidor de Corrosão
NaOHControlador de pH
NaHSO3Sequestrante de Oxigênio
Ultrawet 70, Ultrawet 110Preventor de Emulsão
NaCl, KCl, CaCl2Adensante (Sal)
Água IndustrialDiluente / Fase Contínua 
Exemplo de produtosFunção
• 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 analisar pH, salinidade, cálcio e 
magnésio e ferro total.
Fluido de Completação – Água 
Fluido de Completação – Densidade 
das Soluções Salinas 
8
10
12
14
16
18
20
22
Sais
D
en
si
da
de
 (p
pg
)
CaBr2/ZnBr2 CaCl2/CaBr2/ZnBr2 CsFo CaCl2/CaBr2
CaBr2 KFo NaBr CaCl2
NaCl/CaCl2 KBr NaFo NaCl
KCl
Fluido de Completação
Temperatura de Cristalização 
• é a menor temperatura na qual a fase sólida começa 
a se formar, resultando em uma mistura com 
partículas sólidas e solução (TCT- True Crystalization
Temperature).
Em ambientes de lâmina d’água profunda, 
principalmente próximo ao BOP, onde ocorre 
redução de temperatura, pode ocorrer geração de 
cristais de sal que podem pluguear linhas ou 
válvulas, principalmente em operações de teste de 
BOP, onde as pressões são mais elevadas. 
Fluido de Completação
Temperatura de Cristalização 
Para cada composição de salmoura, deve-se avaliar 
em laboratório os limites para geração de cristais 
(temperatura x pressão). Para um mesmo valor de 
densidade, a TCT varia em função da porcentagem 
de sais na mistura. 
PCT – Pressure Crystalization Temperature
Fluido de Completação
Temperatura de Cristalização 
1520,622,8
-3341,40
4413,132,2
6010,834,4
TCT (oF)CaBr2 (%p)CaCl2 (%p)
Salmouras com densidade de 12,5ppg
• Uma regra muito utilizada é trabalhar sempre com a 
TCT em torno de 10°F (5,5°C) menor que a 
temperatura esperada do fundo do mar.
• Para baixas concentrações de salmoura o TCT será
diminuído com o aumento de pressão no poço: 
PCT < TCT.
• Para altas concentrações de salmoura o TCT será
aumentado pelo aumento da pressão no poço: 
PCT> TCT.
Fluido de Completação -
Temperatura de Cristalização 
Categorias de Fluidos (soluções salinas):
Fluido de Completação -
Temperatura de Cristalização 
Fluido de Completação
Preventores de Emulsão
• 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 fluido por 
adsorção na interface entre dois fluidos (líquido/líquido, 
líquido/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.
• Surfactante catiônico 
• Surfactante aniônico
• Surfactante não iônico
Fluido de Completação
Preventores de Emulsão
+
_
• Molhabilidade: É a tendência de um determinado fluído 
espalhar ou aderir sobre uma superfície sólida. A 
habilidade de um surfactante em adsorver nas interfaces 
entre líquidos e um sólido e alterar a molhabilidade dos 
sólidos é geralmente explicada por uma aproximação 
eletroquímica.
• Molhabilidade é um termo usado para indicar quando 
um sólido está "molhado" com óleo ou água. A maioria 
das formações são compostas principalmente por 
misturas contendo areia, argila, calcário e dolomita.
Fluido de Completação
Preventores de Emulsão
• O arenito normalmente tem uma carga 
superficial negativa, assim os surfactantes 
catiônicos geralmente deixam o arenito 
molhável ao óleo (oil wet).
Rocha molhável a água Rocha molhável ao óleo 
Fluido de Completação
Preventores de Emulsão
Sequestrante de Oxigênio:
HSO3
- OH- SO3 
-- + H2O
Bissulfito de Sódio – aumento de pH – Sulfito de Sódio.
Na2SO3 + ½ O2 Na2SO4
�Oxigênio na água do mar – 7 -8 ppm
� Uso de 200 ppm de bissulfito
� Teor final de oxigênio inferior a 0,05 mg/l
Fluido de Completação
Sequestrante de Oxigênio
Fluido de Completação
Inibidores de Corrosão 
Objetivos: Proteger equipamentos que terão contato direto com
o fluido de completação ou “packer fluid”, como: revestimento,
coluna de trabalho e produção além de ferramentas, risers, etc...
Fatores que afetam o nível de corrosão: Temperatura, pH, grau de 
aeração do fluido, contaminação com gases da formação (CO2 e
H2S), metalurgia, bactérias (BRS) e salinidade.
Fluidos de completação: Controle através de sequestradores de 
Oxigênio (bissulfilto de sódio ou eritorbato de sódio)
Packer fluid: Controle através de inibidores de corrosão
•Maioria são surfactantes catiônicos - base aminas.
• Adsorção na superfície da coluna ou revestimento.
• Outros inibidores – fosfatos, tiocianatos.
Fluidos de Completação
• Contato das soluções salinas com o oxigênio dissolvido
Fluido de Completação
Inibidores de Corrosão 
• têm por finalidade evitar no fluido o 
desenvolvimento de bactérias e no caso de fluidos 
viscosos a degradação dos polímeros utilizados por 
estes microorganismos. 
Desenvolvem também certo poder inibidor de 
corrosão por destruir bactérias que podem direta ou 
indiretamente atacar os equipamentos metálicos.
Fluido de Completação – Bactericidas
• Controle de BRS (bactérias redutoras de sulfato): 
surgem através do contato da água do mar, utilizada 
para preparar os fluidos de completação/ 
intervenção, com a água de formação, em proporção 
e condições físicas definidas.
Fluido de Completação – Bactericidas
• São utilizados para prevenir inchamentos e 
desagregação das argilas que pode ocasionar 
a migração de finos para o interior da 
formação produtora. Cátions como K+, 
Ca++,NH4
+são excelentes inibidores.
Fluido de Completação–
Estabilizador de Argila 
Fluido de Completação – Outros
Tipos de tampões de perdas: 
-Tampão de gel reticulado 
-Tampão de sal
- Tampão de carbonato de cálcio (aragonitas)
- Tampão de fibras a base de carbonato de cálcio
Controle de Perda de Circulação
Tampões para controle de perda de circulação: Devem ser 
eficientes para bloquear a perda e de fácil remoção, possibilitando 
o retorno das características originais do reservatório.