[pt] Caracterização Reológica de Fluidos para Perfuração com Gerenciamento de Pressão. Forças Hidráulicas desempenham uma função importante em muitas operações de campo de petróleo, incluindo perfuração, completação, fraturamento, acidificação, workover e produção. Em aplicações de Perfuração com Gerenciamento de Pressão (Managed Pressure Drilling - MPD), onde as estimativas de perdas de pressão são críticas para controlar o poço dentro da janela de operacional, é necessário utilizar a reologia correta para a modelagem matemática precisa do comportamento do fluido. Os métodos API (American Petroleum Institute) empregam para os cálculos de hidráulica os modelos reológicos de Herschel-Bulkley (H-B), Power Law (PL) ou plástico de Bingham. Este trabalho resume os resultados de um estudo aprofundado sobre as questões e os aspectos relevantes relacionados com o equipamento e os métodos utilizados para caracterizar os fluidos de perfuração para aplicações MPD, bem como as implicações operacionais que divergem das práticas convencionais. Uma comparação da caracterização reológica de fluídos é feita usando reômetros de alta precisão contra métodos convencionais tais como o viscosímetro FANN35. Subsequentemente, é apresentada uma comparação da seleção do modelo reológico proposto por API 13B em contrapartida com o método de Regressão Não Linear (NLR). Investigações detalhadas das faixas de taxas de cisalhamento são apresentadas para geometrias de um poço anular MPD típico, calculadas através de Dinamica de Fluidos Computacional (CFD) e comparadas com as fórmulas sugeridas na API RP 13D. Para concluir, é apresentada uma discussão sobre os efeitos das medições, do tratamento de dados (Curve Fit) e do meio ambiente (observações de laboratório em comparação com experiências de campo) na precisão da obtenção da reologia do fluido e as consequências na estimativa das perdas de carga no anular. / [en] Enhanced fluid rheology characterization for Manage Pressure Drilling. Hydraulics play an important role in many oil field operations including drilling, completion, fracturing, acidizing, workover and production. In Managed Pressure Drilling (MPD) applications, where pressure losses become critical to accurately estimate and control the well within the operational window, it is necessary to use the correct rheology for a precise mathematical modelling of fluid behavior. The standard API methods for drilling fluid hydraulics employ Herschel-Bulkley (H-B), Power Law (PL) or Bingham plastic as rheological models. This work summarizes the results of an extensive study on issues and relevant aspects related to the equipment and methods used to characterize the drilling fluids for MPD applications, as well as the operational implications that diverge from conventional practices. A comparison of fluid rheology characterization is made using high precision rheometers versus conventional FANN35 methods. Subsequently, a comparison of rheology model selection proposed by API 13B and by Non Linear Regression (NLR) is presented. Further investigation of shear rate ranges is presented in a MPD typical annular geometry. Results obtained via Computational Fluid Dynamics (CFD), and with the formulas suggested in API RP 13D are compared. To conclude, the effects of measurements, data treatment (Curve Fit), and environment (laboratory observations versus field experiences) in the accuracy of fluid rheology characterization and annulus pressure loss estimation are presented and discussed.