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Additives impart special properties to drilling fluids. Choosing the right choice with the right properties has a profound impact on drilling success and overall well costs. Shellfish shells are waste products from shellfish consumption. These shells are rich in calcium carbonate (CaCO3), an additive widely used in fluids as a filling agent. The objective of this work is to use shellfish shell powder (PCM) as an additive in microemulsified drilling fluids. A preliminary study was developed to obtain the best particle size range for the use of PCM and the best concentration of xanthan gum. The determination of two microemulsified systems was carried out in order to observe the behavior of PCM in different systems, the first system consists of a ternary mixture composed of pine oil, alkonat L 100 W surfactant and glycerin/water and the second system is formed by pequi oil, alkosynt 9160 surfactant and glycerin/water. Right after the preparation of the microemulsions (ME), two points were chosen in each diagram, an oil-in-water (O/A) and a water-in-oil (A/O) point. Then, eight fluids were prepared using microemulsions as a base and shell powder as a filling agent. Calcium carbonate fluids were prepared for comparison purposes. The properties of the fluids were evaluated through rheological, aging, filtrate volume, high pressure and high temperature (HPHT) rheology, thermal degradation, permeability, pH and density tests. The best concentration of xanthan gum was 0.5% and the particle size range of PCM used was 74 μm. O/A fluids performed better compared to A/O. For the fluid prepared with ME1 O/W, added with powder from shellfish shells, the specific mass was 1.09 g/cm3 and an apparent viscosity of 67.75 cP, not far from the data presented by the fluid added with calcium carbonate. The fluid prepared with ME2 O/W and added with powder from shellfish shells had a specific mass of 1.13 g/cm3 and an apparent viscosity of 68.5 cP, compared to the fluid formulated with calcium carbonate, not has large discrepancies. The fluids formulated with PCM and CaCO3 showed very similar behavior, making the use of PCM a viable alternative to act as a filling agent for microemulsified base drilling fluids. Generating use of solid waste, adding value to this waste and creating new sources of income for residents of communities that work with seafood. Nenhuma Os aditivos conferem propriedades especiais aos fluidos de perfuração. A escolha adequada com as propriedades corretas, interfere profundamente no sucesso da perfuração e nos custos totais do poço. As conchas de mariscos são resíduos provenientes do consumo de moluscos. Essas conchas são ricas em carbonato de cálcio (CaCO3), aditivo amplamente utilizado nos fluidos como agente obturante. O objetivo deste trabalho é utilizar o pó das conchas de mariscos (PCM) como aditivo em fluidos de perfuração microemulsionados. Um estudo preliminar foi desenvolvido para se obter a melhor faixa granulométrica do uso do PCM e a melhor concentração de goma xantana. Foi realizado a determinação de dois sistemas microemulsionados, a fim de observar o comportamento do PCM em sistemas distintos, o primeiro sistema consiste em uma mistura ternária composta por óleo de pinho, tensoativo alkonat L 100 W e glicerina/água e o segundo sistema é formado por óleo de pequi, tensoativo alkosynt 9160 e glicerina/água. Logo após a preparação das microemulsões, dois pontos foram escolhidos em cada diagrama, um ponto óleo em água (O/A) e outro água em óleo (A/O). Em seguida oito fluidos foram preparados utilizando como base as microemulsões e como agente obturante o pó das conchas de mariscos, foram preparados fluidos com o carbonato de cálcio para fins de comparação. As propriedades dos fluidos foram avaliadas através de ensaios reológicos, de envelhecimento, volume de filtrado, reologia em alta pressão e alta temperatura (HPHT), degradação térmica, permeabilidade, pH e densidade. A melhor concentração de goma xantana foi 0,5% e a faixa granulométrica do PCM utilizada foi a 74 μm. Os fluidos O/A obtiveram o melhor desempenho, comparado aos A/O. Para o fluido preparado com a ME1 O/A, aditivado com pó das conchas de mariscos, a massa específica foi de 1,09 g/cm3 e uma viscosidade aparente de 67,75 cP, não muito distante dos dados apresentados pelo fluido adicionado com carbonato de cálcio. O fluido preparado com a ME2 O/A e aditivado com pó das conchas de mariscos, apresentou massa específica de 1,13 g/cm3 e uma viscosidade aparente de 68,5 cP, comparando com o fluido formulado com o carbonato de cálcio, não apresenta grandes discrepâncias. Os fluidos formulados com o PCM e o CaCO3 apresentaram comportamento bastante similares, fazendo com que o uso do PCM seja uma alternativa viável para atuar como agente obturante de fluidos de perfuração base microemulsionada. Gerando aproveitamento de um resíduo sólido, agregando valor a este resíduo e criando novas fontes de renda para os moradores das comunidades que trabalham com mariscos.

Well drilling is one of the pillars in oil exploration, or the link between a surface and a reservoir, a vital part of drilling is the fluid used and must be efficient in the process. The objective of the work is to develop a basic microemulsive fluid applicable to the drilling of oil wells, which can be biodegradable and of low cost. From the construction of ternary phase diagrams, it was possible to investigate and use a microemulsion point formed by three components, an oil phase, an aqueous phase and a surfactant that a fluid base was used, which was then added to aggregate desirable resources for drilling. Fann 35 A viscosity measurements were used, it was used to measure the apparent and plastic viscosity, the outflow limit, the initial and the final gel measurements of the drilling, in addition, from these readings, it was possible to study the behavior of the fluid and determine which classification and model will best fit this behavior based on API 13B (2012), the density was measured on the mud balance Fann 140, the filter test on the pressurized API Filter Press. The fluids obtained have a homogeneous appearance with specific masses of 1.14 and 1.19 g / cm³, the volume of filtrate was obtained after a period of 30 min at a pressure of 100 psi was only 6.4 mL for a fluid and 12 , 6 for the other, using 1.00 g of filtrate reducer, the fluids have an apparent viscosity of 115 and 136.8 cP and the plastic viscosity of 104.5 and 125 cP, an outflow limit of 21 and 23.5 N / m², from the consistency curve obtained through the graph plotted between the Shear Stress (τ) in N / m² and the strain rate (γ) in 1 / s, the parameters were obtained and adjustment to a Herschel-Bulkley rheological model, which is a threeparameter model, being a power fluid with an initial outflow limit, the fluid is nonNewtonian, non-linear and has an initial shear stress. A compatibility test was carried out with a cement paste to study the contamination, the compatibility was satisfactory. In order to simulate oil well conditions, an HPHT rheology and an aging test verified the rheological consistency, presenting generally satisfactory results and within the reference values. Nenhuma A perfuração de poços é um dos pilares na exploração de petróleo, é o elo entre a superfície e o reservatório, uma parte vital da perfuração é o fluido utilizado que deve se mostrar eficiente no processo. O objetivo do trabalho é desenvolver um fluido de base microemulsionada aplicável à perfuração de poços de petróleo que se destaca por ser biodegradável e de baixo custo. A partir da construção de diagramas de fases ternários foi possível a investigação e obtenção de um ponto de microemulsão formado por três componentes, um em fase oleosa (FO), um em fase aquosa (FA) e um Tensoativo (T) que foi utilizado como base para o fluido, que em seguida foi aditivado para a agregação de características desejáveis para perfuração. Foram efetuadas as medidas de viscosidade no Fann 35 A, utilizado para medir a viscosidade aparente (VA) e plástica (VP), o limite de escoamento (LE), medidas de gel inicial (G0) e gel final (GF) do fluido de perfuração, além disso, a partir dessas leituras, foi possível estudar o comportamento do fluido e determinar qual classificação e modelo melhor se ajustam a esse comportamento com base na Norma API 13B (2012), a densidade foi medida na balança de lama Fann 140, o teste de filtrado no Filtro Prensa API Pressurizado. Os fluidos obtidos tem aspecto homogêneo com massas específicas de 1,14 e 1,19 g/cm³, volume de filtrado obtido após um período de 30 min numa pressão de 100 psi foi de, apenas, 6,4 mL para um fluido e 12,6 para o outro, utilizando 1,00 g de redutor de filtrado, os fluidos tem viscosidade aparente (VA) de 115 e 136 cP e a viscosidade plástica (VP) de 104,5 e 125 cP, limite de escoamento (LE) de 21 e 23,5 N/m², a partir da curva de consistência obtida através do gráfico plotado entre a Tensão de cisalhamento (τ) em N/m² e a taxa de deformação (γ) em 1/s foram obtidos os parâmetros e o ajuste a um modelo reológico de Herschel-Bulkley que é um modelo de três parâmetros , sendo um fluido de potência com limite de escoamento inicial, o fluido é nãonewtoniano, não linear e apresenta uma tensão de cisalhamento inicial. Foi realizado um teste de compatibilidade com uma pasta de cimento para estudo da contaminação, a compatibilidade se mostrou satisfatória. A fim de simular condições de poço, uma reologia HPHT e um teste de envelhecimento verificaram a consistência reológica, apresentando de forma geral resultados satisfatórios e dentro dos valores de referência

Coordenação de Aperfeiçoamento de Pessoal de Nível Superior - CAPES Na perfuração de poços para extração de petróleo, são utilizados fluidos de perfuração com finalidades específicas, dentre as quais a formação de uma película fina de baixa permeabilidade (reboco) nas paredes do poço. Porém, a remoção do reboco é necessária para que a cimentação entre a formação rochosa e o revestimento seja eficiente. Por isso, nesse processo são utilizados fluidos de lavagens denominados de colchões lavadores, que têm por finalidade remover o reboco formado pelo fluido de perfuração. O uso de sistemas microemulsionados como colchão lavador tem se destacado, principalmente, por remover os fluidos de perfuração não aquosos e promover a inversão da molhabilidade da formação. Nesse contexto, esse trabalho desenvolveu e caracterizou sistemas microemulsionados a partir de diagramas pseudoternários formulados com tensoativos catiônico (DAC) e aniônico (SDS) para utilização como colchão lavador (fluido de limpeza) na remoção do reboco, que fosse compatível com o fluido de perfuração e com superfícies da formação molháveis à água e à pasta de cimento. Os sistemas microemulsionados formulados foram caracterizados através do estudo de: ensaios de eficiência de remoção do reboco, reutilização de sistemas eficientes de remoção de reboco, medidas de tensão superficial, diâmetro de gotículas, estabilidade térmica (curvas termogravimétricas T/G e DTG) e molhabilidade, enquanto as misturas entre o colchão lavador e a pasta de cimento foram caracterizados por: reologia, compatibilidade dos fluidos e resistência à compressão (UCA). O fluido de limpeza DAC-16 com formulação de 11,6% C / T, 2,4% FO e 86% FA, removeu 100% do reboco e a rocha passou a ser molhável à água com ângulo de contato de 6°em 60 segundos, sendo o colchão lavador compatível com a pasta de cimento, e a resistência à compressão da pasta de cimento contaminada com colchão lavador de 15 MPa, satisfatória para operações de cimentação. O fluido de limpeza SDS ponto F, de composição 30% C/T, 10% FO e 60% FA, removeu 100% de reboco, obtendo molhabilidade com ângulo de contato de 5° em 24 segundos e compatibilidade com a pasta de cimento e resistência à compressão de 10,44 MPa. When drilling wells for oil extraction, special purpose drilling fluids are used, including the formation of a low permeability thin film (filter cake) on the well walls. However, removal of the filter cake is necessary for the cementation between the rock formation and the coating to be efficient. Therefore, in this process flushing fluid called preflush are used to remove the filter cake formed by the drilling fluid. The use of microemulsion systems as a flushing fluid has been distinguished mainly by removing non-aqueous drilling fluids and promoting the inversion of formation wettability. In this context, this work developed and characterized microemulsion systems based on pseudoternary diagrams formulated with cationic (DAC) and anionic (SDS) surfactants for use as a preflush (flushing fluid) in the removal of filter cake that was compatible with the drilling fluid. and with water and cement paste wettable surfaces. The formulated microemulsion systems were characterized by the study of: filter cake removal efficiency tests, reuse of efficient filter cake removal systems, surface tension measurements, droplet diameter, thermal stability (T / G and DTG thermogravimetric curves) and wettability, while the mixtures between the flushing fluid and the cement paste were characterized by: rheology, fluid compatibility and compressive strength (UCA). DAC-16 flushing fluid with formulation of: 11.6% C / T, 2.4% FO and 86% FA removed 100% of the filter cake, the rock became water-wettable at 6 ° contact angle In 60 seconds, the flushing fluid is compatible with the cement paste and the compressive strength of 15 MPa scrubbed contaminated cement paste of satisfactory for cementing operations. SDS F-point flushing fluid, 30% C / T, 10% F / O and 60% FA composition, removed 100% filter cake, wettability at 5 ° contact angle in 24 seconds, cement paste compatibility and compressive strength of 10.44 MPa.