[pt] A indústria do petróleo sempre investiu em pesquisa de modo a otimizar as operações de perfuração. O objetivo é desenvolver tecnologia para aumentar a taxa de penetração e reduzir o tempo não produtivo durante a perfuração. As recentes descobertas de campos de petróleo localizados em camadas profundas, cobertas por espessas camadas de evaporitos aumentaram a importância dos estudos associados com a otimização nas bacias marítimas brasileiras do pré-sal. Existem muitos modelos para a previsão da taxa de penetração baseados em parâmetros operacionais tais como peso sobre a Broca (WOB), taxa de penetração (ROP), torque a rotação da broca (RPM), e resistência à compressão da rocha. A energia mecânica específica é o parâmetro freqüentemente usado como referência para estabelecer a eficiência das operações de perfuração assim como identificar o que deve ser modificado de modo a melhorar a perfuração. Esta dissertação analisa diferente métodos de otimização de perfuração baseados na energia mecânica específica. Estes métodos são aplicados a um conjunto de dados que consiste nos parâmetros de perfuração (WOB, T, RPM, ROP) obtidos ao longo dos trechos de evaporitos em 6 poços perfurados com broca PDC. Dados de ensaios de perfuração de grande escala realizados em laboratório também foram analisados nesta dissertação. Este estudo conclui que a energia mecânica específica ideal em muitas das operações está relacionada com uma parcela da resistência à compressão confinada da rocha. / [en] The oil industry has always invested in research in order to optimize drilling operation. The aim is to develop technology to increase the rate of penetration and reduce the non-productive time during drilling. The recent discovery of large oil reserves located in very deep layers that are covered with thick salt layers has increased the importance of studies associated with drilling optimization in Brazilian offshore sub-salt oil fields. There are many models to predict rate of penetration based on operational parameters, drill bit type and rock properties. The specific mechanical energy is the parameter often used as reference to guide the efficiency of the drilling operation as well as to identify what has to be changed in order to improve the drilling. This dissertation analyses different methods for drilling optimization based on the specific mechanical energy. These methods are applied to a data set that consists of drilling parameters (weight-onbit, torque, rate of penetration, rotation per minute) for 6 wells along the sections of evaporites. Large-scale drilling experiments carried out at the laboratory were also used. The study concludes that the ideal specific mechanical energy on most operations is related to a fraction of the confined compressive strength of the rock.

[pt] A perfuração de poços de petróleo é uma operação complexa e de elevado risco e custo financeiro. Com o passar dos anos o número de poços horizontais e de longo alcance perfurados aumentou consideravelmente devido à existência de reservatórios mais profundos e de difícil acesso, além da necessidade de se obter uma melhor eficiência na extração do petróleo. Juntamente com este aumento na complexidade da perfuração surgiram problemas operacionais que, por muitas vezes, não são identificados e acabam sendo responsáveis pela maior parte do tempo não produtivo da operação elevando, assim, seus custos diários. Logo, o estudo destes problemas é de extrema importância para se garantir condições seguras de operação, além de contribuir para a otimização da mesma, mitigação dos efeitos causados e uma maior rapidez e eficácia nas tomadas de decisões. O presente trabalho apresenta uma metodologia de identificação de problemas operacionais a fim de otimizar a perfuração de poços, através da utilização de recursos computacionais, para gerar análises de previsão de torque, arraste e hidráulica e, posterior, comparação com os dados de perfuração obtidos, em tempo real, dos sensores de mudlogging e da ferramenta de PWD. A caracterização dos problemas foi realizada com base nos dados reais de poços horizontais, perfurados na Bacia de Campos, mediante a identificação de possíveis desvios importantes, que não estavam previstos, nos parâmetros de perfuração. Através da retro-análise dos dados de perfuração dos poços foi possível diagnosticar alguns problemas operacionais ocorridos durante esta operação, tais como: perda de circulação, prisão da coluna de perfuração, washout no tubo de perfuração e dificuldade de avanço causada por uma limpeza deficiente, pelo enceramento da broca e pela vibração na coluna de perfuração. Além disso, foram destacados também alguns exemplos que mostraram variações na tendência do torque em função de mudança na litologia do poço. / [en] Drilling is a complex and a high risk process which involves high financial cost. Over the years the number of horizontal wells and extended reach wells increased, due to the existence of deeper reservoirs, which are more difficult to access, in addition to the need of having an improvement in the oil production efficiency. Along with this increased complexity of drilling, unidentified operational problems end up being responsible for most of the non-productive time and daily cost increase. Thus, analyzing such problems it is very important to ensure safe operating conditions, optimize drilling operation, control causes/effects and have a faster and efficient decision-making capability. This paper presents a methodology to identify operational problems in order to optimize drilling operation using computer resources to predict torque, drag and hydraulic effects and later on to compare with the drilling data obtained in real time from mudlogging sensors and PWD (Pressure While Drilling). Cases were based on real time data from horizontal wells drilled in Campos Basis, Rio de Janeiro, and the problems were identified with unforeseen changes in drilling parameters trend. After studying the available well data, it was possible to diagnose several operational problems occurred during drilling, such as: lost circulation, stuck pipe, drill pipe washout and difficulty in drilling due to a poor hole cleaning, bit balling and drill string stick-slip vibration. In addition, it was also highlighted some examples that showed variations in the torque trend due to lithology changes.

[pt] A perfuração de poços de petróleo em águas profundas tem como objetivo atingir o melhor ponto de extração de óleo e gás natural presentes em reservatórios a alguns milhares de metros no fundo do mar. Um melhor entendimento da dinâmica de perfuração através da análise de parâmetros operacionais em tempo real é importante para otimizar os processos de perfuração e reduzir seus tempos de operação. Com esse objetivo, operadoras de petróleo têm realizado grandes investimentos no desenvolvimento de ferramentas de medição e transmissão de parâmetros durante a perfuração, tais como, entre outros, o peso sobre broca, rotação da coluna e vazão do fluido de perfuração. Dentre as vantagens em se monitorar estes dados em tempo real, destaca-se a otimização de parâmetros operacionais buscando obter uma taxa de penetração satisfatória com o menor gasto de energia possível. Em uma perfuração rotativa, essa energia é muitas vezes parcialmente dissipada devido à vibração da coluna causada pela interação entre broca e formação. Nesta dissertação, com o objetivo de extrair características comuns que pudessem vir a ajudar na otimização da atividade de perfuração, foi utilizada uma técnica de redes neurais não supervisionadas para análise de uma extensa base de dados levantados ao longo de campanhas de perfuração de poços em um mesmo campo de petróleo. Os dados de campo analisados foram obtidos ao longo de perfurações de poços verticais, exclusivamente empregando brocas tipo PDC e exibindo elevados níveis de vibração torcional. O estudo realizado a partir de registros de parâmetros de perfuração, características dos poços e respostas de vibração obtidas em tempo real por ferramentas de poço, e empregando o código de mineração de dados WEKA e a plataforma computacional de análise TIBCO Spotfire, permitiu a determinação de uma curva de desgaste de broca e a influência das ferramentas de navegação no nível de severidade de vibração ao longo da perfuração. / [en] Drilling oil wells in deep waters aims to achieve the best point of extraction of oil and natural gas reservoirs present in a few thousand meters in the seabed. A better understanding of the drilling dynamics through the analysis of real time operation parameters is important to optimize drilling process and reduce operation time. For this purpose petroleum operator companies have been made great investments in developing tools that measure and transmit parameters during drilling operation, such as the weight on bit, pipes rotation per minute and drilling fluid flow. Among the advantages to monitor this real time data there is the operational parameters optimization looking for the least expenditure of energy as possible. In a rotary drilling operation this energy is often lost partially due to column vibration caused by the interaction between bit and formation.In this master s thesis in order to extract common features that could help on the drilling operation optimization a technique using unsupervised neural networks for analyze an extensive database which was built over drilling campaigns in a big oil field . The field data analyzed were obtained during drilling vertical wells exclusively employing PDC bits and presented high levels of torcional vibration. The study was made from drilling parameters records, wells characteristics and vibration responses obtained in real time by downhole tools. Employing the WEKA data mining code and the computing analysis platform TIBCO potfire it was possible determine a bit wear curve and the real influence of navigation tools on the severity levels of vibration during drilling operations.

[pt] Na perfuração de poços é necessária a utilização de um fluido de perfuração que apresenta diversas funções. Esse fluido retorna para superfície pelo anular formado entre a coluna de perfuração e o poço, sendo fundamental a correta previsão desse escoamento. Uma análise dessa situação é extremamente complexa, uma vez que o fluido tem comportamento não Newtoniano, a coluna de perfuração apresenta rotação e é excêntrica, sendo que a excentricidade pode não ser constante ao longo do poço. Os trabalhos disponíveis na literatura estudam os efeitos da rotação e do comportamento do fluido, mas consideram a excentricidade constante. No presente trabalho as equações de conservação de quantidade de movimento e massa que governam o escoamento serão simplificadas utilizando a teoria da lubrificação, resultando em um problema com solução mais simples e baixo custo computacional. Modelos similares desprezam o efeito de curvatura, sendo válidos somente para razões de raio próximas da unidade. A formulação desenvolvida considera todos os termos, dando origem a uma teoria de lubrificação em coordenadas cilíndricas. A simplificação resulta em uma equação diferencial para o campo de pressão. O comportamento do fluido será avaliado através do método da Viscosidade Newtoniana Equivalente. A partir da solução é possível avaliar o perfil de velocidade que varia ao longo da coordenada axial. Os resultados foram validados a partir de soluções disponíveis na literatura (excentricidade constante). Além disso, os efeitos da variação da excentricidade no fator de atrito foram estudados e a existência de escoamento azimutal mesmo sem rotação da coluna foi observada. / [en] In drilling operation of wells it is necessary to use a drilling fluid that has many functions. Flow in the annular space between the drill pipe and the well occurs during the return to the surface. The correction prediction of this flow is important and the complete study is very complex: the fluid has non-Newtonian behavior, the drill pipe is rotating and a varying eccentricity of the drill pipe is possible. Previous analyses in the literature study effects of the rotation and the rheological behavior of the fluid, but consider a constant eccentricity along the axial coordinate. In this work, the equations of momentum and mass conservation that govern the flow is simplified by the lubrication approximation and a twodimensional problem that has simple solution and lower computational cost is obtained. Similar models available neglect the curvature and are only accurate for radius ratio close to one. The formulation developed in this work considers all terms, leading to a lubrication approximation in cylindrical coordinates. The consequence of this approximation is a differential equation for the pressure field. The rheological behavior of the fluid will be evaluated using the method of Equivalent Newtonian Viscosity. With pressure field is possible to determinate the velocity that varies along axial coordinate. The accuracy of the model was analyzed using solutions available in literature (constant eccentricity case). The results show the effects of the variation of the eccentricity on the friction factor and the existence of azimuthal flow even without rotation of the drill pipe.

[pt] O mecanismo de corte em rocha é determinante na eficiência do processo de perfuração de poços de petróleo. Este mecanismo tem sido estudado através de ensaios de corte com um único cortador. Neste trabalho foram desenvolvidos modelos com o método dos elementos finitos para simular o processo de corte em rocha realizado por um cortador único. Este trabalho está vinculado ao Projeto de Modelagem de Perfuração de Evaporitos sob Altas Pressões desenvolvido pela Baker-Hughes e o Grupo de Tecnologia em Engenharia de Petróleo (GTEP) da PUC-Rio. As simulações numéricas foram feitas utilizando-se o programa ABAQUS. O modelo constitutivo de Drucker-Prager foi descrito e usado para modelar o comportamento da rocha. O modelo de dano isotrópico foi usado para modelar a erosão do material produzida na interação rocha-cortador. Os resultados das simulações com modelos bidimensionais e tridimensionais permitiram analisar a influência da variação da profundidade de corte e da pressão de confinamento na energia específica necessária para realizar o corte em rocha. Observou-se que, até certo limite, quanto mais profundo estiver o cortador menor energia específica será necessária para o corte. A análise da influência da pressão de confinamento mostrou que o corte de rocha em condições atmosféricas fornece valores de energia específica muito próximos à resistência à compressão não confinada da rocha, enquanto que a aplicação de pressão confinante causa incrementos da energia específica. / [en] The understanding of rock cutting mechanism is critical to the efficiency of borehole drilling process. This mechanism is studied through single cutter tests. In this work were developed models with the Finite Element Method to simulate the rock cutting process by a single cutter. This work is connected to the project Modeling of Evaporite Drilling Under High Pressure, sponsored by Baker Hughes in partnership with the Group of Technology and Petroleum Engineering (GTEP) of the Pontifical Catholic University of Rio de Janeiro. The numerical simulations were performed using the program ABAQUS. The Drucker- Prager constitutive relationship was used to model the rock behavior. Also, an isotropic model of damage was described and employed for modeling the erosion mechanism that represents the rock-cutter interaction. Two and three-dimensional simulations allowed the analysis of the influence of the variation of cutting depth and confining pressure on the mechanical specific energy required to cut the rock. To certain depth limit, it was observed that for larger depths of cut, less specific energy is required to cut the rock. The analysis of experiments under confining pressure showed that cutting process under atmospheric conditions produced specific energy close to the unconfined compressive strength of rock, while the application of confining pressure showed a remarkable increase in specific energy required for cutting.

[pt] Perfuração em rochas é analisada através de métodos empíricos não havendo uma metodologia racional aceita para analisar todos os parâmetros que controlam a destruição das rochas. Esta dissertação tem como objetivo analisar a perfuração de rochas do ponto de vista de modelagem numérica, utilizando o método dos elementos distintos. Inicialmente será discutida a modelagem de rochas, um meio quase-contínuo, por um conjunto de partículas cimentadas. Em seguida, a destruição da rocha por brocas de perfuração será simulada analisando o processo de corte em rocha usando um único cortador. O produto final desta dissertação é comparar resultados de energia mecânica especifica obtidos em ensaios em laboratório com os resultados da modelagem e concluir a eficiência desta metodologia. Além disto, será possível propor estudos paramétricos para avaliar a importância de alguns elementos geométricos no ambiente de corte para melhorar a eficiência da operação. / [en] Drilling in rock is analyzed through empirical methods and there is none accepted rational methodology to analyze all the parameters that control the destruction of rocks. This dissertation aims to analyze the drilling of rocks from the standpoint of numerical modeling, using the Distinct Elements Method. Initially we discuss the modeling of rocks, a quasi-continuous medium, by a set of bonded particles. Then, the destruction of rock by drill bits will be simulated by analyzing the rock cutting process using a single cutter. The final product of this work is to compare results of specific mechanical energy obtained in laboratory tests with modeling results and conclude the method s efficiency. Moreover it is possible to propose parametric studies to evaluate the importance of some geometric elements in the cut environment to improve efficiency of the operation.

[pt] Para acesso aos reservatórios portadores de hidrocarbonetos é necessária a perfuração de poços de petróleo. Entre as várias funções do fluido de perfuração podem se destacar o transporte do cascalho gerado pela broca, a função de primeira barreira para inibição de influxo das formações expostas no poço e a manutenção da pressão do poço dentre os limites de resistência das formações atravessadas (janela operacional). Alguns novos campos petrolíferos, bem como campos depletados sofrem restrições operacionais devido a pequenas janelas operacionais. A variação da pressão no poço aberto devido a perdas por atrito no anular, em alguns casos é maior do que a janela operacional, impedindo a perfuração do poço. Managed Pressure Drilling (MPD) é uma tecnologia alternativa à perfuração convencional. O anular do poço é vedado, possibilitando a retenção de pressão no anular. O ajuste da pressão no anular do poço possibilita compensar a variação da perda de atrito e perfurar poços com janelas operacionais estreitas. Para manutenção da pressão da zona objetivo dentro da janela operacional é necessário o controle adequado da pressão na superfície. A definição do valor de pressão necessário é obtida através do conhecimento do comportamento da dinâmica do fluido de perfuração no poço. Este trabalho desenvolveu um modelo de um sistema de poço de petróleo com MPD, levando em conta os efeitos estáticos e dinâmicos envolvidos na perfuração MPD. Sobre o modelo desenvolvido foram propostas e aplicadas diferentes técnicas de controle linear e não-linear para avaliação do desempenho dos controladores e identificação de pontos-chave na aplicação da técnica MPD. Os controles nãolineares propostos foram bem sucedidos em compensar os efeitos altamente nãolineares do sistema, melhorando sua resposta em tarefas típicas. / [en] For access of hydrocarbon reservoirs, drilling oil wells is required.. Among the various functions the drilling fluid may provide are cutting transportation generated by the bit, a barrier function for inhibiting influx of exposed formations in the well and maintaining well pressure within the resistance limits of the formations exposed (operational window). Some new oil fields as well as some depleted fields are experiencing severe operational restrictions due to small operational windows. The open hole pressure variation due to friction losses on the annular in some cases is greater than the operational window, inhibiting the perforation of the well. Managed Pressure Drilling (MPD) is an alternative technology to conventional drilling. The annular of the well is sealed while pressure is contained within it. By adjusting annular pressure it is possible to compensate for friction loss variation on the annular and drill well sections with close operational windows. For the proper pressure maintenance on the target zone within the operating window, it is required adequate pressure control on the surface. The definition of the necessary pressure value is obtained through knowledge of the dynamic behavior of the drilling fluid in the well. This work has developed a model of an oil well system with MPD, taking into account the static and dynamic effects involved in MPD. To the developed model different linear and non-linear control techniques were proposed and applied for evaluating the performance of controllers and identifying key points in implementing the MPD technique. The proposed non-linear control techniques were able to compensate for the highly non-linear nature of the system, improving its response during typical tasks.

[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.

[pt] A resistência não confinada (UCS) é um parâmetro de interesse na análise de problemas geomecânicos: estabilidade de poços, restrição quantitativa das magnitudes das tensões in situ, determinação do potencial de produção de areia e seleção de brocas. É intuitivo que a resposta da broca de perfuração deveria refletir as propriedades de resistência da rocha sob as condições reais no fundo do poço. Porém a taxa de perfuração (ROP) é dependente de um número de outros parâmetros (desenho e tipo da broca, parâmetros de operação). Têm sido propostos, avaliados e verificados vários modelos de perfuração para os diferentes tipos de brocas em poços no Mar do Norte e no Canadá. Esses modelos, quando usados numa metodologia inversa, permitem estimar a resistência da rocha à perfuração, S. Esta pesquisa tem como objetivo correlacionar as resistências S e UCS. Uma vez alcançado esse objetivo a UCS pode ser calculada somente com base em parâmetros de perfuração (WOB, RPM, ROP). Foram encontradas duas correlações para as litologias folhelhos e arenitos do campo de estudo da bacia de Campos. Estas foram avaliadas e comparadas com a UCS estimada de perfis de poço obtendo-se resultados bastante satisfatórios. O espaço UCS/S vs. WOB/RPM usado para correlacionar as resistências mostra-se muito promissor para outras aplicações: planejamento/otimização de um novo poço (selecionando a melhor combinação de WOB e RPM), avaliação/diagnóstico da perfuração em Tempo Real. / [en] Unconfined Compressive Strength (UCS) is a parameter of interest in geomechanics problems analysis: Wellbore Stability, quantitative constrains stresses in situ magnitudes, assessment sanding potential and selection of bit drilling. It is intuitive that the drilling would have to reflect the strength rock properties under the real conditions in the bottomhole. However rate of penetration (ROP) is dependent of a number of other parameters. ROP models have been proposed for the different types of drilling bits and evaluated and verified in wells in North Sea and Canada. These models when used in an inverse methodology they allow estimate the drilling strength, S. This work was addressed to correlate drilling strength (S) and UCS. When this objective was reached the UCS can only be calculated of drilling parameters (WOB, RPM, ROP). Two correlations for shale and sandstone lithologics are proposal by the study field in Campos basin. Satisfactory results were obtain when these correlations were evaluated and compared with estimated UCS profiles from geophysical well logs. Space UCS/S vs. WOB/RPM used to correlate the strengths seems very promissory for other applications such as: planning/optimization of a new well (selecting the best combination of WOB and RPM), diagnostic and evaluation of the drilling in Real Time TR.

[pt] Este estudo apresenta uma unidade de tratamento móvel recentemente implantada em atividades marítimas de desenvolvimento de petróleo no Brasil. O sistema consiste em dois módulos de tratamento especializados para tratamento de fluidos de perfuração de base não aquosa (FBNA) contaminado com interface de deslocamento e águas residuárias da perfuração marítima. Os módulos componentes do sistema proposto podem ser instalados tanto em instalações em terra ou em plataformas marítimas. A unidade a ser avaliada utiliza a combinação dos tratamentos de demulsificação, floculação, decantação e filtração para separação de FBNA e frações de FBNA da água residual em seus principais componentes. Testes laboratoriais foram realizados de modo a garantir que o sistema teria a capacidade de tratar os resíduos de FBNA contaminado em conformidade às resoluções brasileiras de descarte de efluentes (Resoluções do Conselho Nacional do Meio Ambiente número 357/05 e 430/11). Os ensaios envolveram o ajuste do sistema para operar dentro dos limites estabelecidos pela legislação local, que estabelecem limites muito conservadores de metais e hidrocarbonetos, entre outros parâmetros, os quais os efluentes devem se enquadrar antes da permissão para descarte em águas continentais ou oceânicas. Este estudo apresenta os resultados dos ensaios, os quais demonstraram que os efluentes tratados pelo sistema estão em conformidade com os parâmetros necessários para permissão do descarte em locações de perfuração marítima no Brasil. O próximo passo a ser dado, antes do uso operacional desta recente tecnologia no Brasil, é o acordo de um Plano de Monitoramento Ambiental com o Órgão Ambiental. Os resultados mostraram que o uso do sistema não é apenas economicamente vantajoso, mas também ambientalmente importante, uma vez que ajuda a minimização de resíduos, reutilização de fluidos, aumento do lucro e melhora das margens em operações de perfuração. No Brasil, o uso desta tecnologia tem um perfil inovador e é uma ferramenta que pode contribuir para redução dos elevados volumes de resíduos de perfuração que são atualmente enviados para destinação final em terra. / [en] This study presents the mobile treatment system recently deployed in offshore development activities in Brazil. The system is a specialized two-module treatment of synthetic base mud (SBM) contaminated with wash water and slop water. The modules of the unit are deployable to any drilling environment onshore or offshore platforms. The studied unit treatment process uses a combination of chemical and physical processes such as demulsification, flocculation, settling and filtration to separate SBM and SBM fractions from the slop water into their main components. Laboratorial testing was conducted to ensure that this system would have the capacity to treat SBM-contaminated wastes to comply with the Brazilian Resolutions for Effluents Discharge (Conselho Nacional do Meio Ambiente Resolutions number 357/05 and 430/11). The tests involved adjusting the system to operate within the limits established by the local legislation, which establish very conservative limits of metals and hydrocarbons, amongst other parameters, that effluents have to meet before being allowed to be discharged in continental or oceanic bodies of water. The study presents the test results which show that the system has produced effluent that complies with all the parameters necessary to allow its discharge at the drilling offshore location in Brazil. The next step to be taken, before operational use of this technology in Brazil, is the agreement of a monitoring plan with the environmental agency. Results have shown that the use of such system is not only economically advantageous, but also environmentally significant as it helps minimize the waste, reuse fluid, increase profit, and improve margins in drilling operations. In Brazil, the use of this technology has an innovative profile and it is a tool that can contribute to reducing the high volumes of drilling waste that currently are sent onshore for final waste disposal.