ESTUDO DO COMPORTAMENTO DE FLUIDOS POLIMÉRICOS INIBIDOS A TEMPERATURAS ELEVADAS

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1 ESTUDO DO COMPORTAMENTO DE FLUIDOS POLIMÉRICOS INIBIDOS A TEMPERATURAS ELEVADAS Caline Alves Leal, caline_leal@hotmail.com 1 Luciana Viana Amorim, luciana@dem.ufcg.edu.br 2 1 Universidade Federal de Campina Grande - UFCG, Unidade Academica de Engenharia de Materiais UAEMa, Av. Aprígio Veloso, 882, Bairro Universitário, CEP: , Campina Grande, PB, Brasil. 2 Universidade Federal de Campina Grande - UFCG, Departamento de Engenharia Mecânica DEM, Av. Aprígio Veloso, 882, Bairro Universitário, CEP: , Campina Grande, PB, Brasil. Resumo: Durante a perfuração de poços de petróleo, os fluidos de perfuração ficam expostos a elevadas temperaturas por longos períodos de tempo, formando géis com perdas excessivas de pressão durante o escoamento. A temperaturas até 403K, os biopolímeros e misturas orgânicas não degradam e agem no controle reológico dos fluidos. Em temperaturas mais elevadas, tem-se a perda das suas propriedades e alguns problemas, a exemplo dos relacionados à estabilidade de poços, podem surgir. Neste cenário, polímeros sintéticos devem ser usados. Diante do exposto, há a necessidade de se conhecer o limite térmico dos sistemas de fluidos, bem como desenvolver fluidos de perfuração com boa estabilidade térmica, ou seja, que quando submetidos a um amplo intervalo de temperatura, os mesmos não venham a ser degradados. Desta forma, este trabalho visa avaliar a influência da temperatura nas propriedades reológicas e de filtração de fluidos de perfuração aquosos inibidos com sais de potássio. Foram estudadas três formulações de fluidos poliméricos inibidos com acetato de potássio, sulfato de potássio e citrato de potássio, respectivamente. Os fluidos foram preparados de acordo com a prática de campo que consiste em adicionar à água os aditivos um a um sob constante agitação e foram submetidos ao envelhecimento dinâmico em um forno rotativo Roller Oven Fann por 16 horas nas temperaturas de 311K e de 366K. Após resfriamento, foram determinadas as propriedades reológicas, em viscosímetro Fann 35A (viscosidades aparente e plástica, limite de escoamento e forças géis) e o volume de filtrado API. Estas propiredades também foram avaliadas antes do envelhecimento térmico. Os resultados mostraram que o envelhecimento térmico e o aumento da temperatura de envelhecimento modificam os parâmetros reológicos e de filtração dos fluidos, sendo as variações dependentes do tipo de inibidor e da temperatura de envelhecimento. Palavras-chave: fluidos inibidos, envelhecimento, propriedades reológicas e de filtração. 1. INTRODUÇÃO Os fluidos de perfuração são utilizados para auxiliar o processo de perfuração de poços de petróleo e devem apresentar características e funções necessárias ao sucesso da perfuração, garantindo uma operação rápida e segura. Dentre as várias funções dos fluidos, destacam-se: resfriar e lubrificar a broca, limpar o fundo do poço dos detritos de perfuração, transportar os detritos de perfuração para a superfície, estabilizar o poço e permitir uma adequada avaliação da formação (Lummus e Azar, 1986). Os fluidos de perfuração são tradicionalmente classificados de acordo com o seu constituinte principal em: fluidos à base de gás, fluidos à base de óleo e fluidos à base de água. Os fluidos à base de gás são constituídos de um fluxo de ar ou gás natural injetado no poço a alta velocidade. Os à base de óleo são aqueles cuja fase líquida contínua é constituída por óleo, enquanto que nos à base de água, a fase contínua é constituída por água (Darley Gray, 1988). Independente do tipo de fluido, esse deve apresentar propriedades físicas, reológicas, de filtração e lubricidade adequadas, de forma a garantir o sucesso da operação de perfuração, seja em poços rasos ou profundos. Nesses últimos, onde são frequentes temperaturas e pressões elevadas, comumente são utilizados fluidos à base de óleo, que entraram em desuso em virtude dos graves problemas ambientais gerados pelo seu descarte, e os fluidos sintéticos, que embora sejam menos tóxicos têm como desvantagem seu elevado custo (Amorim, 2003). A composição do fluido depende das exigências particulares de cada perfuração. Para perfurações simples e pouco profundas um fluido constituído de água e argila em baixa concentração é adequado. Contudo, em situações de difícil perfuração e/ou em grandes profundidades é necessário um fluido mais elaborado, com introdução de um ou vários aditivos (Amorim, 2003). Os aditivos são substâncias químicas que, quando adicionadas ao fluido, conferem

2 propriedades especiais, requeridas durante as atividades de perfuração. Esses aditivos podem desempenhar uma série de funções no fluido de perfuração (Serra, 2003). Segundo Lummus e Azar (1986), os aditivos para fluidos são classificados em viscosificantes, agentes densificantes, redutores de viscosidade (defloculantes), redutores de filtrado, emulsificantes e aditivos especiais. Os viscosificantes têm a função de aumentar a viscosidade do fluido, como a bentonita, atapulgita e polímeros naturais e sintéticos. Os agentes densificantes aumentam a densidade do fluido de perfuração, sendo a barita (BaSO 4 ) o mais utilizado. Os redutores de viscosidade (defloculantes ou dispersantes) e de perda de fluido são adicionados aos fluidos com a função de reduzir a viscosidade e o volume de filtrado, respectivamente. Os emulsificantes facilitam o mecanismo de dispersão de dois líquidos imiscíveis, estabilizando a emulsão. Como aditivos especiais, estão incluídos floculantes, controladores de ph, antiespumantes, lubrificantes, inibidores, dentre outros. O uso de polímeros é vasto, e cada tipo atribui propriedades permitindo um melhor desempenho do fluido durante as operações de perfuração (Mahto e Sharma 2004). Polímero como a carboximetilcelulose (CMC) de baixa viscosidade promove a redução das perdas por filtração (Strickland, 2004). Os produtos químicos destinados a prevenir ou minimizar, de forma eficaz, o processo de hidratação das argilas são conhecidos como inibidores de inchamento de argila. O mecanismo de atuação desses inibidores consiste na fixação, por adsorção física ou química, da fração catiônica na superfície negativa da argila, liberando o cátion original presente no argilomineral para o meio (Mello, 2001). Lucena (2011) avaliou a capacidade de inibição de sais de potássio, isentos de cloretos, visando a substituição do sal KCl, tradicionalmente utilizado pela indústria do petróleo. Os resultados desse trabalho mostraram que é possível desenvolver fluidos aquosos com alta capacidade de inibição sendo esta proveniente dos sais sulfato de potássio, citrato de potássio e acetato de potássio. Sulfato de potássio é um sal que pode ser descrito como um sal inorgânico, isento de cloretos, que se apresenta na forma de um pó com coloração esverdeada e totalmente solúvel em água. O citrato de potássio ou citrato tripotássico é um sal de potássio, totalmente neutralizado, do ácido cítrico. Apresenta-se como um sólido branco cristalino, normalmente em pó, solúvel em água e apresenta temperatura de fusão em torno de 503K, enquanto que o acetato de potássio apresenta-se na forma de cristais ou flocos brancos, decompõe-se quando aquecido, ou quando em contato com ácidos. Trata-se de uma base fraca, funde-se aproximadamente a 565K e é solúvel em água (Labsynth, 2012). Segundo Tehrani et al. (2007), vem aumentando o número de cenários para perfuração envolvendo reservatórios mais profundos, com geometrias mais complexas e com altas temperaturas. Uma nova geração de fluidos de perfuração, chamados de fluidos de alto desempenho à base de água podem oferecer melhor estabilidade reológica a altas temperaturas, controle na perda de filtrado, poder de inibição de argilas hidratáveis e lubricidade. Esses fluidos são tipicamente à base de biopolímeros ou certas misturas orgânicas. Embora os polímeros mais eficazes que controlam a reologia são aqueles com alto peso molecular, os polímeros com baixo peso molecular são frequentemente usados para controlar a perda de fluido e também podem ter um efeito na reologia. A temperaturas até 403K, os biopolímeros e misturas orgânicas são eficazes no controle reológico. Em temperaturas mais elevadas começam a surgir problemas de estabilidade e polímeros sintéticos devem ser usados (Tehrani et al, 2007). À medida que aumenta a profundidade de um poço de petróleo, vários fatores são alterados, a exemplo da temperatura. Por isso, há grande necessidade de desenvolver fluidos de perfuração com boa estabilidade térmica, ou seja, que quando submetido a um amplo intervalo de variação de temperatura, o mesmo não venha a ser degradado (Félix et al, 2007). Com isso, este trabalho objetiva avaliar a influência da temperatura nas propriedades reológicas (viscosidade aparente, viscosidade plástica, limite de escoamento e força gel) e de filtração de fluidos de perfuração aquosos inibidos com sais de potássio. 2. MATERIAIS E MÉTODOS 2.1. Materiais Para a preparação dos fluidos de perfuração foram utilizados os seguintes aditivos: viscosificante (goma xantana), redutor de filtrado (carboximetilcelulose (CMC) de baixa viscosidade), inibidores de argilas expansivas (sulfato de potássio, acetato de potássio e citrato de potássio), antiespumante, bactericida, lubrificante, selante (calcita) e controlador de ph (MgO) fornecidos pela empresa System Mud Métodos Foram selecionadas três formulações de fluidos de perfuração inibidos a partir de estudos preliminares realizados por Lucena (2011). As formulações encontram-se na Tab. 1.

3 Tabela 1. Formulações de Fluidos de Perfuração. Aditivos FA FB FC Água (10-6 m 3 ) Antiespumante (gotas*) 6,0 6,0 6,0 Viscosificante (10-3 kg) 1,5 1,5 1,5 Redutor de filtrado (10-3 kg) 3,5 3,5 3,5 Controle de PH (10-3 kg) 1,0 1,0 1,0 Sulfato de potássio (10-3 kg) 16,0 - - Acetato de potássio (10-3 kg) - 16,0 - Citrato de potássio (10-3 kg) ,0 Bactericida (10-3 kg) 0,7 0,7 0,7 Lubrificante (10-3 kg) 10,5 10,5 10,5 Selante (10-3 kg) 15,0 15,0 15,0 *1 gota = 1.40x 10-5 kg Preparação dos Fluidos de Perfuração Para preparação dos fluidos de perfuração, os aditivos foram adicionados de acordo com as concentrações apresentadas na Tab. (1), a 350x10-6 m 3 de água a uma velocidade de rpm em agitador Hamilton Beach, modelo 936, obedecendo a ordem em que se encontram os aditivos em suas formulações. Após adição dos aditivos, a velocidade do agitador foi aumentada para rpm, permanecendo por 300 segundos sob agitação, com exceção do viscosificante, do redutor de filtrado e do selante, que permaneceram sob agitação por 600 segundos Envelhecimento dos Fluidos de Perfuração Após a preparação dos fluidos de perfuração, os mesmos foram submetidos ao envelhecimento em forno rotativo Roller Over modelo 704 ES da marca Fann a 311K e 366K durante 16h sob condição dinâmica Estudo Reológico Para o estudo reológico após envelhecimento, o fluido foi agitado durante 300 segundos em agitador mecânico Hamilton Beach modelo 936 na velocidade de rpm. Em seguida, o fluido foi transferido para o recipiente do viscosímetro Fann modelo 35A. O equipamento foi acionado na velocidade de 600 rpm durante 120 segundos e efetuado a leitura. Em seguida, a velocidade foi mudada para 300 rpm e efetuada a leitura após 15 segundos. Para obtenção da força gel inicial, o fluido foi submetido à velocidade de 600 rpm durante 15 segundos, em seguida, permaneceu em repouso durante 10 segundos. Logo após, acionou-se o viscosímetro na velocidade de 3 rpm efetuando-se a leitura. Para a obtenção da força gel final, o fluido foi deixado em repouso durante 600 segundos e, logo após, foi efetuada a leitura na velocidade de 3rpm. Com os dados das leituras obtidas no viscosímetro, calculou-se a viscosidade aparente (VA) (Eq. 1), a viscosidade plástica (VP) (Eq. 2), o limite de escoamento (LE) segundo a norma N-2605 (Petrobras, 1998) (Eq. 3) e a força gel (FG) (Eq. 4). - Viscosidade aparente (VA): VA = (L600/2)x(10-3 Pa.s) (1) - Viscosidade plástica (VP): VP = (L600-L300) x(10-3 Pa.s) (2) - Limite de escoamento (LE): LE = (L300 - VP)x (N/m 2 ) (3) - Força gel (FG): FG = (G f - G i )x(n/m 2 ) (4)

4 Para o estudo reológico antes do envelhecimento (à temperatura ambiente), os fluidos, após preparação, permaneceram em repouso por 24 h e, em seguida, foram agitados durante 300 segundos min e transferido para o recipiente do viscosímetro da marca Fann modelo 35A, sendo realizado o procedimento descrito anteriormente Volume de filtrado Após a determinação dos parâmetros reológicos foi determinado o volume de filtrado (VF). Para tanto, os fluidos foram agitados durante 60 segundos, em agitador mecânico Hamilton Beach modelo 936, na velocidade de rpm. Em seguida, foram transferidos para os recipientes do filtro-prensa API e submetidos a uma pressão da ordem de 0,1MPa. Após 1800 segundos, o filtrado foi lido e obteve-se a medida do volume do filtrado, expresso em m 3. O volume de filtrado (VF) foi também determinado com os fluidos a temperatura ambiente. 3. RESULTADOS E DISCUSSÃO As propriedades reológicas (viscosidade aparente (VA), viscosidade plástica (VP), limite de escoamento (LE), força gel (FG)) e de filtração (volume do filtrado (VF)), obtidas para os fluidos de perfuração, estão apresentadas nas Fig. (1) e na Tab. (2). (a) (b) (c) (d) (e) Figura 1. (a)viscosidade aparente, (b) viscosidade plástica, (c) força gel, (d) limite de escoamento e (e) volume de filtrado. Sendo: TA - Temperatura Ambiente

5 Analisando a Fig. 1 e os dados apresentados na Tab. (2) observou-se redução nas propriedades reológicas (VA, VP e LE) dos fluidos com o envelhecimento a 311 K. Este comportamento deve-se, muito provavelmente, ao aumento da mobilidade das moléculas de água presentes na camada de solvatação dos polímeros (viscosificante e redutor de filtrado) na temperatura de 311K. Segundo Ben-Naim (1987), camada de solvatação é uma película formada a partir da absorção ou fixação de partículas do dispersante na superfície das partículas do disperso, devido à grande afinidade entre as mesmas. De acordo com Magalhães (2012), o aquecimento promovido pelo envelhecimento dos fluidos pode causar um rearranjo das estruturas moleculares dos polímeros minimizando a energia de solvatação e, possivelmente, destruindo as ligações de hidrogênio existentes entre os elos e formando agora uma pequena camada de solvatação de moléculas de água livres. Como consequência, tem-se a diminuição da interação polímero-polímero e, por conseguinte, a diminuição da viscosidade conforme observada nos fluidos. Com o aumento da temperatura de envelhecimento para 366K, observou-se aumento nos valores de viscosidade. Esse aumento, ainda de acordo com Magalhães (2012), deve-se à formação de interações cruzadas ou cross-linking entre os polímeros (goma xantana e carboximetilcelulose de baixa viscosidade) promovidas pela elevada temperatura. Muito provavelmente a goma xantana contribui fortemente no aumento de viscosidade observado, visto que possui estrutura ramificada, o que facilita a formação de ligações cruzadas, que não ocorrem em temperaturas mais baixas. Somado a isto, temperaturas mais elevadas, da ordem de 350 K, próxima a temperatura de envelhecimento dos fluidos, os polímeros podem apresentar maior mobilidade, fazendo com que sua estrutura torne-se mais livre ou aberta, possibilitando uma maior hidratação e, conseqüentemente, uma maior viscosidade. Comportamento semelhante ao obtido neste trabalho foi observado por Farias (2009), que estudou formulações de fluidos aquosos contendo polímeros e inibidores à base de sal quaternário de amônio e KCl. Tabela 2. Propriedades reológicas e de filtração dos fluidos de perfuração. Fluidos VA (10-3 Pa.s) VP (10-3 Pa.s) FG (10-3 Pa.s) LE (N/m 2 ) VF (10-6 m 3 ) FA (TA) 58,5 30,0 0,5 57,0 6,4 FA (311K) 39,0 20,0 6,0 39,0 11,0 FA (366K) 54,0 23,0 4,0 63,0 23,0 FB (TA) 51,5 25,0 0,5 53,0 6,2 FB (311K) 50,0 25,0 3,0 51,0 8,5 FB (366K) 64,0 31,0 1,0 68,0 8,5 FC (TA) 58,5 29,0 0,5 59,0 6,8 FC (311K) 27,5 15,0 10,5 31,0 5,0 FC (366K) 101,0 41,0 5,0 117,0 5,5 Sendo: TA - Temperatura Ambiente Analisando os valores pontuais apresentados na Tab. 2, percebeu-se que dentre os fluidos estudados, os denominados de FB foram os que apresentaram menores variações nos valores de VA, VP, FG, LE e VF com o envelhecimento. A variação observada na VA dos fluidos FB comparando os valores obtidos a temperatura ambiente e envelhecidos a 311k foi de apenas 2,9%. Com o aumento da temperatura para 366K, esta variação subiu para 28%. Em relação a VP, apenas foi observada variação nos dados obtidos na temperatura de 366K. O aumento foi de 24%. Ainda em relação ao fluido FB, percebeu-se que o LE apresentou uma redução de 3,77% no fluido envelhecido quando comparado com o LE do fluido a temperatura ambiente. Observou-se também que o envelhecimento até a temperatura de 311K afetou o volume de filtrado, apresentando uma variação de 37% (variando de 6,2x10-6 m 3 para 8,5x10-6 m 3 ) e comparando o VF obtido na temperatura de 311K com o obtido a 366K, os resultados obtidos foram exatamente iguais. Em todos os fluidos, percebeu-se que a propriedade FG apresentou maior variação dos seus resultados com o aumento da temperatura de envelhecimento, apresentando um grande aumento nos fluidos submetidos a 311K quando comparados com os fluidos a temperatura ambiente, e um decréscimo nos fluidos envelhecidos a 366K quando comparados aos envelhecidos com 311K. Os fluidos FC apresentaram maior variação dos valores de suas propriedades reológicas, bem como de filtração. Desta forma e diante do exposto, é possível constatar que os fluidos inibidos com acetato de potássio e os inibidos com citrato de potássio têm maior e menor estabilidade térmica, respectivamente. 4. CONCLUSÕES Com o objetivo de avaliar a influência da temperatura nas propriedades reológicas e de filtração de fluidos de perfuração aquosos inibidos com sais de potássio, conclui-se que: o envelhecimento térmico e o aumento da temperatura de envelhecimento modificam os parâmetros reológicos e de filtração dos fluidos, sendo as variações dependentes do tipo de inibidor e da temperatura de envelhecimento;

6 a redução das viscosidades dos fluidos, observada a 311k, pode ser atribuída à maior mobilidade das moléculas de água presentes na camada de solvatação dos polímeros, bem como a menor interação polímero-polímero; o aumento nos valores de viscosidade dos fluidos a 366K deve-se à formação de ligações cruzadas entre os polímeros presentes no fluido e a sua maior hidratação, decorrente da maior mobilidade das cadeias poliméricas e os fluidos inibidos com acetato de potássio, denominados de FB, são os de maior estabilidade térmica a temperaturas até 366K, enquanto que os inibidos com citrato de potássio, denominados de FC, são os que apresentaram menor estabilidade térmica. 5. AGRADECIMENTOS À Agência Nacional do Petróleo - ANP, ao Programa de Recursos Humanos PRH-25 e ao CNPq (Processo No /2010-1) pelo apoio financeiro e concessão de bolsas, à Empresa System Mud Indústria e Comércio Ltda, pelo fornecimento dos aditivos estudados e ao LABDES pelo uso de suas instalações físicas e apoio à pesquisa. 6. REFERÊNCIAS Amorim, L.V., 2003, Melhoria, Proteção e Recuperação da Reologia de Fluidos Hidroargilosos para Uso na Perfuração de Poços de Petróleo, Tese (Doutorado em Engenharia de Processos), Centro de Ciências e Tecnologia, Universidade Federal de Campina Grande, Campina Grande. Ben-Naim, A., 1987, Solvation Thermodynamics. Plenum: Springer-Verlag New York, LLC. pp 260. Darley, H.C.H. and Gray, G.R., 1988, Composition and Properties of Drilling and Completion Fluids, Fifth Edition, Gulf Publishing Company. Houston. Texas. Farias, K.V., 2099, Desenvolvimento de Fluidos de Alto Desempenho para Perfuração de Poços de Petróleo, Tese (Doutorado em Engenharia de Processos), Centro de Ciências e Tecnologia, Universidade Federal de Campina Grande, Campina Grande. Félix, T. F., Vidal, E.L.F., Garcia, R.B., Costa, M., Girão, J.H.S., Pereira, E., 2007, Desenvolvimento de Fluidos de Perfuração À Base de Água com Alta Capacidade de Inibição e Alta Lubricidade. In: 4 PDPETRO, Campinas, SP. Labsynth, Produtos para Laboratórios Ltda 23 Feb. 2012, < Lucena, D. V., 2011, Desenvolvimento de fluidos de perfuração com alto grau de inibição ambientalmente corretos, Dissertação (Mestrado em Ciência de Engenharia de Materiais), Centro de Ciências e Tecnologia, Universidade Federal de Campina Grande, Campina Grande. Lummus, J.L and Azar, J.J., 1986, Drillings Fluids Optimization A Pratical Field Approach, PennWell Publishing Company, Tulsa, Oklahoma. Magalhães. J, Contatos pessoais, Mahto, V. and Sharma, V.P., 2004, Rheological study of a water based oil well drilling fluid. Journal of Petroleum Science and Enginnering, V. 45, pp Mello, L. A. M. 2001, Determinação da Composição Química de Estabilizadores de Argila Comerciais. Centro de Pesquisas e Desenvolvimento. Petrobras, 1998, Ensaio de viscosificante para fluido de perfuração base de água na exploração e produção de petróleo, N Serra, A.C.S., 2003, A influência de aditivos de lama de perfuração sobre as propriedades geoquímicas de óleos, Dissertação (Mestre em Ciências em Engenharia Civil), COPPE, Universidade Federal do Rio de Janeiro, Rio de Janeiro. Strickland, R., 2004, Drilling Fluid Additives for Bentonite Drilling Fluids, National Driller. V. 25 i4 pp. 68(2). System Mud, Fluidos de Perfuração. 23 Feb < 7&output_file=SM%20HIB> Tehrani, M.A., Popplestone A., Swaco, M-I, Guarneri, A. Carminati, S., 2007, Water-based drilling fluid for HP/HT applications, International Symposium on Oilfield Chemistry held in Houston, Texas, U.S.A.

7 STUDY ON THE BEHAVIOR OF INHIBITED POLYMERIC FLUIDS AT HIGH TEMPERATURES Caline Alves Leal, 1 Luciana Viana Amorim, 2 1 Universidade Federal de Campina Grande - UFCG, Unidade Academica de Engenharia de Materiais UAEMa, Av. Aprígio Veloso, 882, Bairro Universitário, CEP: , Campina Grande, PB, Brasil. 2 Universidade Federal de Campina Grande - UFCG, Departamento de Engenharia Mecânica DEM, Av. Aprígio Veloso, 882, Bairro Universitário, CEP: , Campina Grande, PB, Brasil. Abstract: During the drilling operations of oil wells, the drilling fluids get exposed to high temperatures for long time periods, forming gels with excessive pressure loss during flow. In temperatures up to 403K, the bio-polymers and organic mixtures do not suffer any degradation and operate on the rheological control of the fluids. At higher temperatures, there is the loss of their properties and some problems, for example, the ones related to the stability of the well, may arise. In this scenery, the synthetic polymers should be used. As exposed, there is the necessity to know the thermal limit of the fluid systems, as well as develop drilling fluids with good thermal stability, in other words, fluids that when are submitted to a wide temperature range, will not suffer any degradation. In this form, the aim of this work is to evaluate the influence of temperature on the rheological and filtration properties of inhibited waterbased drilling fluids with potassium salts. Three inhibited polymeric fluid formulations were studied, with potassium acetate, potassium sulfate and potassium citrate, respectively. The fluids were prepared according to the field practice which consists in adding each of the additives to water, one by one, under constant mixing and were submitted to dynamic aging in a Fann Roller Oven for 16 hours at the temperatures of 311K and 366K. After cooling, were determined the rheological properties, in a Fann 35A viscometer (apparent and plastic viscosities, yield strength, and gel forces), and the API filter loss. These properties were also evaluated before thermal aging. The results showed that the thermal aging and the increase of the temperature of aging modify the fluids' rheological and filtration parameters, being the variations dependent of the type of inhibitor and of the aging temperature. Key-words: inhibited fluids, aging, rheological and filtration properties.