Fluidos de perfuração e completação_aula 1.pdf

OPERADOR DE
SONDA DE
PERFURAÇÃO
Instrutor: Jackson de Lima Silveira

Instrutor: Jackson de Lima Silveira
Fluidos de Perfuração
e Completação

Histórico
A perfuração de um poco no Texas, EUA, em 1900:
 Profundidade 317 m;
 Produção diária de 100 m³/dia
Os perfuradores começaram a se convencer da
importância do fluido de perfuração

Meados do século XX:
As bombas de alta pressão e as brocas com jatos,
já se encontravam disponíveis no mercado, um
grande numero de estudos, pesquisas, trabalhos e
patentes sobre fluidos e sistemas de circulação da
perfuração rotativa já estavam registrados na
literatura sobre a indústria do petróleo.

Histórico
Tentativas, abrange os trabalhos realizados até a perfuração do poço de Spindletop,
considerado como o primeiro poço comercial de petróleo;
O PRIMEIRO PERÍODO

O SEGUNDO PERÍODO
Experiências isoladas, durante o qual a prática adquirida era aplicada sem maiores preocupações com os
fundamentos científicos, abrange os trabalhos desenvolvidos entre 1901 e 1930

O TERCEIRO PERÍODO
Começa em 1930 e vai até os dias de hoje, observando-se que os trabalhos desenvolvidos no domínio dos
fluidos de perfuração é eminentemente científico. Melhoramentos no sentido de serem alcançadas maiores
profundidades, a custos mais baixos, num menor intervalo de tempo.

Porque é necessário estudar fluidos de perfuração?

CIRCULAÇÃO DO FLUIDO
A bomba de lama é o coração de um sistema de circulação.
Sua função é transferir energia para o fluido, de forma que este possa circular dos tanques até a broca, na
qual a potência é consumida no jateamento do fluido.

CIRCULAÇÃO DO FLUIDO
Daí o fluido ascende à superfície através do espaço anular e retorna aos
tanques.

Tipos de bomba
Fase inicial - diâmetros são superiores a 12 1/4“:
Usualmente, existem duas bombas de lama por sonda, que são associadas em paralelo para perfurar poços
Na perfuração de poços com diâmetros iguais ou inferiores a 12 1/4“:
Pode-se fazer uso de apenas uma bomba de lama.
Bombas de lama triplex de até 1750 HP de potência, que são capazes de bombear grandes volumes de
fluido a pressões que se situam, normalmente, entre 1500 a 3500 psi, e podem ser impulsionadas por
motores diesel, elétrico ou a gás.
Algumas bombas de lama recebem fluido de uma bomba menor, do tipo centrífuga, chamada de bomba de
alimentação (pré-carga), a qual é usada para aumentar a eficiência volumétrica da bomba de lama.

Definição - fluido de perfuração
O termo fluido de perfuração engloba todas as composições usadas
para auxiliar a produção e remoção dos cascalhos do fundo do poço até
a superfície.
Tecnologia dos fluidos de perfuração
Geologia, química, física e recursos de engenharia
Dispersão coloidal composta de uma fase contínua, que normalmente é
água doce ou salgada, e uma fase dispersa, composta de produtos
químicos, tais como: argila, amido, soda cáustica, polímeros, materiais
adensantes, bactericidas, etc.

Definição - fluido de perfuração

Características dos fluidos
Ser estável quimicamente;
Ser inerte em relação a danos as rochas produtoras;
Facilitar a separação dos sólidos perfurados (cascalhos) na
superfície;
Aceitar qualquer tratamento, físico ou químico;
Ser bombeável;
Apresentar baixo grau de corrosão e de abrasão em relação a
coluna de perfuração e demais equipamentos do sistema de
circulação.

Possuir baixa toxidade e alta biodegradabilidade;
Apresentar custo compatível com a operação;
Facilitar as interpretações geológicas.

Manter os sólidos em suspensão quando estiver em repouso;
Estabilizar as paredes do poco, mecânica e quimicamente.

Ser agressivo aos operadores e nem ao meio
ambiente;
Dificultar a interpretação das informações obtidas a
partir dos cascalhos, testemunhos e dados elétricos;
Exigir métodos especiais ou caros para a
completação do poco;
Interferir na produtividade do poco;
Corroer ou produzir desgaste excessivo dos
equipamentos de perfuração.
Fluido de Perfuração NÃO deve

Estabilidade da
formação
Controle de filtrado
Sustentação das paredes
Transporte de sólidos
Lubricidade
Função dos fluidos

Garantir segurança
operacional
Prevenir corrosão da
coluna e equipamentos
Inibir a reatividade das
formações argilosas
Minimizar problemas de
torque e araste
Função dos fluidos
Transmitir potência
hidráulica à broca

Limpar, resfriar e lubrificar a broca
e a coluna no poço

Transportar os detritos cortados
pela broca até a superfície
Fatores que afetam a limpeza do poço:
 Taxa de penetração;
 Estabilidade do poço;
 Velocidade no espaço anular;
 Propriedades reológicas do fluido;
 Tempo de circulação;
 Inclinação do poço.

Transportar os detritos cortados pela
broca até a superfície
Fatores que afetam a limpeza do poço:
 Taxa de penetração;
 Estabilidade do poço;
 Velocidade no espaço anular;
 Propriedades reológicas do fluido;
 Tempo de circulação;
 Inclinação do poço.

Através da velocidade de saída do fluido pelo jatos da broca,
determinada pela pressão de bombeio.
A pressão de bombeio é a soma das perdas de carga na
tubulação, no espaço anular e no jatos da broca.
As perdas de carga são divididas em:
 Perda de carga útil – nos jatos da broca;
 Perda de carga parasita – perda por atrito.
Transmitir potência hidráulica à broca

Manter sob controle as pressões existentes no poço
Condição:
Pporos < Phidrostática < Pfratura

Pressões atuantes em um poço de petróleo
Pressão hidrostática: é a pressão exercida por uma coluna de fluido.
o Para líquidos, essa pressão é dada por:
Ph = 0,17 x D x H
Sendo:
Ph = pressão hidrostática do líquido, em psi;
D = massa específica do fluido, lb/gal;
H = altura do líquido, m.

Rev. 9 5/8”
780 m
Poco 8 1/2”
PV = 1.800 m
P. Lama = 9,8 lb/gal
Dado o seguinte poco, pede-se:
a) Qual a pressão hidrostática na sapata do revestimento 9 5/8” do poco?
b) E no fundo do poco?

Rev. 9 5/8”
780 m
Poco 8 1/2”
PV = 1.800 m
a) Qual a pressão hidrostática na sapata do revestimento 9 5/8” do poco?
Ph = 0,17 x D x H
Ph = 0,17 x 9,8 x 780
Ph = 1300 psi

Rev. 9 5/8”
780 m
Poco 8 1/2”
PV = 1.800 m
b) E no fundo do poco?
Ph = 0,17 x D x H.
Ph = 0,17 x 9,8 x 1800
Ph = 3000 psi

Gradiente de pressão: é a razão entre a pressão que age num determinado ponto e a
profundidade desse ponto. Está relacionado à massa específica do fluido de perfuração pela
seguinte expressão:

Classificação das formações de acordo com a variação do seu
gradiente

Fatores que favorecem a ocorrência de desmoronamento:
 Massa específica do fluido;
 Falta de inibição do fluido (tipo de fluido, salinidade, etc);
 Filtrado do fluido elevado (máximo 5 ml / 30 min);
 Presença de folhelhos intercalados por argilas;
 Perda de circulação (presença de cavernas).

Problemas gerados devido ao desmoronamento
 Limpeza do poço nos trechos alargados;
 Prisão da coluna;
 Dificuldade na avaliação dos perfis de poço aberto;
 Consumo excessivo de cimento e aditivos.

Manter em suspensão os detritos presentes no fluido
Por ocasião das paralisações da circulação,
tanto os cascalhos a serem removidos do poço, quanto os sólidos
inertes presentes no fluido de perfuração devem permanecer em
suspensão.
Um indicativo de que está havendo
sedimentação pode ser observado
durante uma conexão, visto que, ao se
quebrar a haste quadrada, observa-se
um retorno contínuo de fluido pelo interior
da coluna, podendo acarretar um
entupimento dos jatos da broca.

Manter em suspensão os detritos presentes no fluido
Para a determinação da força gel, utiliza-se
um viscosímetro rotativo.

Permitir a obtenção do maior número possível de
informações sobre as camadas perfuradas
Amostras de calha: são amostras de cascalhos cortados pela broca, que são transportados
pelo fluido de perfuração até a superfície, onde são coletadas conforme indicação abaixo:

Suportar uma parte do peso das colunas de perfuração e de
revestimento, devido ao empuxo
Teorema de Arquimedes: todo corpo mergulhado
em um fluido recebe uma força vertical,
orientada de baixo para cima, igual ao peso do
volume de líquido deslocado pelo corpo.

Cálculo do fator de flutuação

Formar um reboco ao longo das paredes do poço
Esse reboco deve ter uma consistência conveniente a fim de reduzir a infiltração da fase líquida do
fluido de perfuração na frente das zonas permeáveis existentes no poço.

DANO À FORMAÇÃO
Significa redução da permeabilidade do reservatório próximo às paredes do poço.
O dano à formação ocorre durante:
 Perfuração: fluido de perfuração (sólidos finos e filtrados);
 Cimentação: pasta de cimento (filtrado);
 Completação: fluido de completação;
 Operação de canhoneio (processo de canhoneio).

Mecanismos causadores de dano à formação
 Migração de finos;
 Inchamento de argilas;
 Formação de emulsão;
 Inversão de molhabilidade;
 Tamponamento;
 Bloqueio por água;
 Incrustação (scale);
 Depósitos orgânicos;
 Depósitos bacteriano.

TIPOS FLUIDOS DE PERFURAÇÃO
A classificação de um fluido depende de sua composição
 Base água;
 Base orgânica (não-
aquoso);
 Espuma;
 Ar comprimido.

Classificação dos fluidos a base de água

Os fluidos base água são mais utilizados por serem:
 Mais baratos;
 Mais abundantes na natureza;
 Menos agressivos ao meio ambiente
Os tipos de fluidos à base água são os fluidos iniciais e os inibidos.

Fluidos iniciais
São fluidos não-inibidos, utilizados no início dos poços, no qual as exigências quanto as suas
propriedades são mínimas, em função da não-interação do fluido com os minerais das rochas.
• Principais fluidos iniciais:
 Fluido convencional;
 Fluido nativo;
 Fluido de baixo teor de sólidos;
 Água doce ou água do mar.

Fluido convencional
Água doce QSP
Argila ativada 12 a 15 lb/bbl
Soda cáustica 0,5 lb/bbl
Composição:
Peso específico 8,8 a 9,0 lb/gal
Viscosidade 60 a 90 seg
Propriedades:

Fluido convencional
Aplicações:
 Perfuração de poços de grandes diâmetros;
 Perfuração de areias e calcários;
 Confecção de tampões viscosos.
Recomendações:
 Misturar os produtos na seqüência indicada;
 Utilizar água com salinidade de no máximo 5.000 mg/l;
 Verificar dureza e teor de cálcio da água de preparo;
 Verificar a validade da argila – prazo : 06 meses.

Fluido nativo
É o que utiliza a argila presente nas formações atravessadas pela broca, sendo necessária
apenas a adição de água para manutenção da viscosidade e do peso. É um fluido de baixo
custo, visto não ser necessária a adição de produtos químicos.
Água doce QSP
Polímero doador de viscosidade 0,5 a 1,0 lb/bbl
Soda cáustica 0,5 lb/bbl
Argila ativada 4,0 a 6,0 lb/bbl
Composição:
Peso específico 8,5 a 8,7 lb/gal
Viscosidade 45 a 60 seg
Propriedades:

Fluido nativo
É o que utiliza a argila presente nas formações atravessadas pela broca, sendo necessária apenas
a adição de água para manutenção da viscosidade e do peso. É um fluido de baixo custo, visto
não ser necessária a adição de produtos químicos.
Aplicação:
Perfuração em zonas de baixo gradiente de pressão (frágeis);
Perfuração em zonas com perda de circulação parcial.
Recomendações: semelhantes às do fluido convencional.
Obs: Em função do custo desse tipo de fluido, utilizá-lo somente nas situações nas quais o peso
do fluido deva ser o mais baixo possível.

Fluido nativo
 Água doce: perfuração na área terrestre;
 Água salgada: perfuração na área marítima em função da abundância desse fluido.
Aplicação: perfuração em poços com ocorrência de perda total de circulação. Nesse
caso, injeta-se fluido viscoso nas conexões para evitar sedimentação de detritos sobre a
broca.

Fluidos Inibidos
São fluidos que têm pouca ou nenhuma interação com as argilas presentes nas formações atravessadas pela
broca durante a perfuração.
Essa inibição pode ser de natureza química ou física.
Os fluidos inibidos são divididos em:
• Fluidos base água;
• Fluidos base orgânica;
Obs: A inibição dos fluidos base água é sempre menor que a inibição dos fluidos base óleo. Quando se têm
argilas muito sensíveis à presença de água, problemas na perfuração são freqüentes, e a continuidade da
operação só é possível com a utilização dos fluidos base óleo.

Fluidos Inibidos
Os principais tipos de argilas mais comuns são:
• Esmectita – elevado grau de inchamento em presença de água;
• Ilita;
• Clorita;
• Caolinita – pouca reatividade com água, porém desprende-se da rocha com facilidade, causando
obstrução dos poros desta;
• Camada mista.

Fluidos inibidos
Obs: Formações argilosas tornam-se instáveis na presença de
alguns tipos de fluidos de perfuração base água, causando
sérios problemas durante a perfuração.
Os principais problemas são:
Enceramento da broca;
Anéis de obstrução no espaço anular;
Fechamento do poço;
Desmoronamento;
Prisão da coluna de perfuração;
Alargamentos do poço.

Principais fluidos inibidos base água:
 Fluido base cloreto de sódio tratado com polímero;
 Fluido base cloreto de potássio tratado com polímero;
 Fluido base cloreto de potássio com poliacrilamida;
 Fluido a base cloreto de potássio com polímero catiônico.

Fluidos salgados:
São fluidos cuja inibição é proveniente dos cátions fornecidos pelos sais.
Classificação em função da salinidade:
 Cloreto de sódio (NaCl) - em função do seu preço mais baixo e da sua disponibilidade na natureza
 Cloreto de potássio ( KCl ) - em função do grande poder de inibição apresentado por ele.

Fluido base cloreto de sódio tratado com polímero
O sal comum (cloreto de sódio), de fórmula química NaCl,, em presença de água, dissocia-se em: Na+ e Cl-
O cátion Na+ é o responsável pela inibição das argilas presentes nas formações perfuradas.
Aplicação:
Perfuração de formações argilosas;
Perfuração marítima, na qual o abastecimento de água industrial é difícil e oneroso;
Perfuração de formações com presença de sal

Fluido base cloreto de sódio tratado com polímero
Composição X Concentração

Fluidos base cloreto de potássio tratado com polímero
Conceito
São fluidos não-dispersos, com inibição física fornecida pelos polímeros e inibição química
fornecida pelo sal.
O íon potássio atua como um eficiente inibidor de inchamento e dispersão de argilas.
O sal de potássio, de fórmula química KCl , em presença de água, dissocia-se em:
K+ e Cl-
sendo o cátion K+ o principal responsável pela inibição das argilas presentes no poço.

Fluidos base cloreto de potássio tratado com polímero
Composição X Concentração

PROBLEMAS CAUSADOS
Perda de circulação ou perda de retorno
É a perda do fluido de perfuração ou da pasta de cimento para os espaços
porosos, fraturas ou cavernas da formação, durante as operações de
perfuração.
Tipos de perda de circulação:
 Parcial – quando, em condições normais de bombeio, retorna somente
uma parte do fluido de perfuração que foi injetado;
 Total – quando, em condições normais de bombeio, não há retorno do
fluido de perfuração que foi injetado.

PROBLEMAS CAUSADOS
Causas das perdas de circulação:
Naturais:
Presença de cavernas;
Infiltração em rochas de alta permeabilidade;
Ocorrência de fraturas naturais.
Induzidas:
Peso do fluido superior ao gradiente de fratura da rocha;
Bloqueio do espaço anular por argilas .

PROBLEMAS CAUSADOS
Métodos de combate:
 Tampão de material de perda;
 Tampão de cimento;
 Tampão de cimento com bentonita;
 Tampão de silicato com cloreto de cálcio;
 Aumento da viscosidade do fluido;
 Redução do peso do fluido.

PROBLEMAS CAUSADOS
Prisão da coluna
A coluna de perfuração poderá ficar presa por :
 Acunhamento;
 Desmoronamento;
 Prisão por diferencial de pressão;
 Chaveta.
Quando ocorre:
Durante descida da coluna após troca de broca;
Durante queda de objetos estranhos no poço;
Quando há desmoronamento;
Durante o fechamento do poço;
Durante a retirada da coluna com arraste elevado (Drag);
Quando ocorre pressão hidrostática elevada

PROBLEMAS CAUSADOS
Prisão da coluna
Desmoronamento – Queda das paredes do poço:
Areia;
Folhelho.
Fechamento – Redução do diâmetro na parte superior do poço:
Inchamento de argila;
Presença de sal.
Diferencial de pressão – consiste na fixação da coluna à parede do poço devido a uma força
causada pela diferença de pressão entre a coluna hidrostática do fluido e a pressão de poros da
formação.
Ocorre geralmente em frente a formações porosas e permeáveis (arenitos) e em
fluidos com alto filtrado e espessura de reboco.

FLUIDOS NÃO-AQUOSOS
Os Fluidos não aquosos são classificados em:
 Fluido base óleo diesel – fora de uso;
 Fluido base parafina;
 Fluido base éster;
 Fluido a base glicol.

Fluido à base de óleo
Os fluidos são ditos à base de óleo quando a fase contínua ou dispersante é constituída por óleo e a
fase dispersa é água salgada adicionada sob forma de minúsculas gotículas, emulsionadas pela ação
tensoativa de um surfactante específico.
Esses fluidos são também conhecidos como fluidos de emulsão inversa.

Os demais componentes dos fluidos à base óleo são:
 Emulsificantes (primário, secundário);
 Saponificantes e alcalinizantes;
 Redutores de filtrado;
 Agentes de molhabilidade;
 Dispersantes;
 Gelificantes;
 Adensantes.

Composição básica:
 Óleo sintético, óleo mineral ou parafina;
 Emulsificante primário;
 Emulsificante secundário;
 Agente de molhabilidade;
 Controlador de filtrado;
 Óxido de cálcio;
 Salmoura (água + sal);
 Argila organofílica;
 Adensante.

Principais características dos fluidos à base de óleo:
 Baixíssima solubilidade das formações de sal, tais como halita, silvita, taquidrita, carnalita e anidrita;
 Atividade química controlada pela natureza e pela concentração do eletrólito dissolvido na fase aquosa;
 Alta capacidade de inibição em relação às formações argilosas hidratáveis;
 Alto índice de lubricidade ou baixo coeficiente de atrito;
 Resistência a temperaturas elevadas até 400º F;
 Baixa taxa de corrosão;
 Amplo intervalo para variação do peso específico, isto é: 7,0 lb/gal até 18,0 lb/gal.

Aplicação:
 Poços profundos com elevados gradientes geotérmicos, cujas temperaturas superam 300ºF;
 Rochas solúveis em água, tais como os evaporitos e domos salinos;
 Poços direcionas e horizontais;
 Rochas hidratáveis e plásticas, como folhelhos e argilitos;
 Poços com baixa pressão de poros ou baixo gradiente de fratura;
 Formações produtoras danificáveis por fluidos base água;
 Poços que geram ambientes corrosivos;
 Liberação de coluna.
Limitações do uso:
 Poço com perda de circulação;
 Sondas que não possuam sistema de remoção de sólidos adequados;
 Descarte dos cascalhos em locais projetados especificamente para esse fim.
Principais contaminantes:
 Água;
 Sólidos.

FLUIDOS AERADOS
Conceito - É o fluido cujo ar atmosférico ou um gás inerte é utilizado em parte ou no todo como fluido de
perfuração.
Tipos de fluidos aerados:
 Ar puro ou um gás tipo N2, CO2;
 Espuma.
Principais características:
 Baixo peso específico (0,3 lb/gal até 7 lb/gal);
 Uso de ar ou gás como componente.
Obs: O uso de equipamentos especiais tais como: compressores, booster, medidores de vazão e
outros tornam muito restrita a utilização desses fluidos, em função dos custos elevados desses
equipamentos.

FLUIDOS AERADOS
Composição:
 Água;
 Argila ativada;
 KCl;
 Soda cáustica;
 Inibidor de corrosão espumante;
 Polímero.
Aplicação:
 Perdas de circulação severas;
 Minimização de danos à formação;
 Aumento da taxa de penetração.

ADITIVOS – FLUIDO BASE ÁGUA
Doadores de viscosidade
 Argila ativada (nome comercial: bentonita);
 Polímero de alto peso molecular (CMC – AVAS);
 Goma xantana;
Doadores de alcalinidade (Ph)
 Soda cáustica;
 Potassa cáustica;
 Cal viva / cal hidratada.
Redutores de filtrado
 Amido de mandioca, amido de milho;
 Polímero de baixo peso molecular (CMC - ADS);
 Hidroxipropilamido (HPA).
Inibidores de argila
 Polímeros catiônicos;
 Cloreto de sódio (NaCl);
 Cloreto de potássio (KCl);
 Poliacrilamida.

Adensantes
Sais diversos;
Baritina;
Hematita;
Calcário.
Dispersantes
Lignossulfonato;
Polímeros de baixo peso molecular.
Liberadores de coluna – ácidos graxos
Pipe lax;
Free pipe;
Ez-spot.
Preventor de enceramento de broca
Detergente.
Anti-espumante

Bactericida
Triazina;
Guaternário de amônio.
Seqüestrador de gás sulfídrico
Esponja de ferro;
Óxido de zinco.
Redutor de fricção
Lubrificante

ADITIVOS PARA FUIDOS NÃO-AQUOSOS
 Parafina, biodíesel e óleo diesel (em desuso);
 Ácidos graxos;
 Surfactantes;
 Redutores de filtrado;
 Argila organofílica;
 Baritina e hematita;
 Cloreto de cálcio ou cloreto de sódio;
 Calcários fino e médio;
 Óxido de cálcio (cal viva)

PROPRIEDADES FÍSICO-QUÍMICAS
Massa específica (peso do fluido)
Usualmente, é expressa em lb/gal (libra por galão).
Balança densimétrica
Visor de nível

PROPRIEDADES FÍSICO-QUÍMICAS
Massa específica (peso do fluido)
Obs: É muito importante a verificação da calibração da balança.

Problemas relacionados ao peso do fluido
Peso do fluido insuficiente:
Desmoronamento das paredes do poço;
Kick;
Fechamento do poço.
Peso do fluido excessivo:
Prisão de coluna por diferencial de pressão;
Perda de circulação parcial ou total;
Redução na taxa de penetração.

Viscosidade funil (marsh)
É uma medida prática da variação da viscosidade do fluido.
Essa medida consiste na determinação do tempo gasto
pelo fluido para escoar através de um orifício existente na
parte inferior do funil e preencher um caneco até a marca
de ¾ de galão (950 ml) ou 1000 ml.

Propriedades reológicas
A reologia trata da deformação e do escoamento dos fluidos
quando submetida à ação de uma força.
Estuda as relações entre a tensão de cisalhamento e a razão de
deformação, que definem as condições de escoamento de um
fluido.
Viscosímetro FANN - Modelo 35 A.

Propriedades reológicas
Em repouso o fluido se gelifica e mantem os detritos em suspensão.
Ao iniciar o bombeamento, o gel se quebra e começa a fluir transportando os
detritos a superfície.
Força gel – parâmetro que indica o grau de gelificação do fluido devido as interações elétricas entre
as partículas dispersas no fluidos.

Filtrado e reboco
Filtrado API
volume de líquido (filtrado) coletado numa proveta durante 30
min, a uma pressão de 100 psi. Recomendado para fluidos base
água;
Reboco
Material que fica depositado na parede do poço devido à perda
do fluido em frente às
formações permeáveis
Filtro Prensa API

Filtrado e reboco
Filtrado HPHT: volume de líquido (filtrado) coletado numa proveta,
durante 30 min, a uma pressão de 500 psi e a uma temperatura de
300º F.
Filtrado prensa HTHP

Teor de sólidos
O teste de retorta consiste na destilação de um volume de 10 ml de fluido, no período de 30 min,
obtendo-se as frações de água, óleo e sólidos.
Classificação dos sólidos perfurados:

Teor de sólidos
Problemas causados pelos sólidos incorporados ao fluido de perduração durante a perfuração:
 Baixas taxas de penetração;
 Redução da potência hidráulica na broca;
 Redução da vida útil da broca;
 Redução da vida útil dos componentes do sistema de circulação;
 Pouca eficiência dos tratamentos químicos do fluido;
 Probabilidade de prisão por diferencial de pressão;
 Probabilidade de perda de circulação por aumento da densidade do fluido;
 Maior custo na manutenção das bombas.

Teor de areia
Kit para determinação do teor de areia Kit retorta

Salinidade
Está diretamente relacionada à inibição do fluido;
Serve de contraste entre zonas de água doce e zonas de óleo identificadas através do perfil de
resistividade.

Alcalinidades
Teste do MBT (Methilene Blue Test )
O pH dos fluidos de perfuração é medido através de papéis indicadores ou de phmetros, 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.

Alcalinidades
Pm = alcalinidade do fluido;
Pf = alcalinidade do filtrado;
pH = potencial de hidrogênio.

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