Umas das técnicas mais utilizadas até hoje para auxiliar o aumento da produção de óleo e gás de reservatórios subterrâneos é o fraturamento hidráulico. Nesta técnica, um fluido viscoso é bombeado para o fundo do poço a uma pressão suficientemente elevada, visando à criação de uma fratura de alta condutividade na formação de interesse. O fluido de fraturamento (gel de fraturamento) transporta sólidos responsáveis pela sustentação da fratura (areia, bauxita ou cerâmica) os quais asseguram a existência de um canal efetivo e permanentemente aberto ao fluxo de hidrocarbonetos após o fim do bombeio. Normalmente, as soluções poliméricas são extensivamente utilizadas na preparação desses géis. Uma característica importante destes é ser facilmente quebrado no fim da operação, para que os seus resíduos não venham a tamponar os poros recém-criados. De acordo com a literatura, um gel completamente quebrado (Linear ou reticulado) é aquele cuja viscosidade é aproximadamente menor que 10 cP. Com isso, o objetivo deste trabalho consiste em avaliar a eficiência de diferentes tipos e concentrações (5%, 15%, 30%) dos “quebradores de gel” (Ácido Clorídrico, Persulfato de amônio e cloreto de cálcio) em função das propriedades reológicas do fluido de fraturamento. De acordo com os resultados obtidos podemos afirmar que o HCl 15% utilizado como quebrador, apesar de promover a quebra completa do gel acaba gerando alguns transtornos associados ao reservatório, podendo promover obstruções e acarretando um aumento no dano a formação. O cloreto de cálcio funcionou mais como um agente de precipitação do que propriamente como um quebrador. Assim, o persulfato de amônio, foi entre os quebradores estudados, o mais eficiente no processo de faturamento hidráulico tendo em vista os menores valores de viscosidade.