Curso Direcional JB

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Jorge Barreto Machado
Curso Básico
de Perfuração
Direcional
Versão 2.0
 1 
Í N D I C E 
 
 
1- INTRODUÇÃO 
 
• Perfuração de Falhas Geológicas 
• Locações Inacessíveis 
• Desvio Lateral e Tortuosidade 
• Perfuração de Domos Salinos 
• Poços de Alívio 
• Poços de desenvolvimento na Área Marítima 
 
 
2- PLANEJAMENTO DE POÇOS – FATORES À CONSIDERAR 
 
3- CONFIGURAÇÕES BÁSICAS DE POÇOS DIRECIONAIS 
 
4- PERFÍL VERTICAL DE UM POÇO DIRECIONAL 
 
• Build-up-Section 
• Locked-in-Section 
• Drop-off-Section 
 
5- PROGRAMA DE PERFURAÇÃO DIRECIONAL 
 
6- CÁLCULO DE UM POÇO DIRECIONAL – TIPO I 
 
7- CÁLCULO DE UM POÇO DIRECIONAL – TIPO II 
 
8- FERRAMENTAS DEFLETORAS E SUAS OPERAÇÕES 
 
• Down Hole Motors 
• Jetting 
• Whipstock 
• Rebel Tool 
 
 
9- OPERAÇÃO DE KICK-OFF 
 
10- MULE SHOE – MÉTODO DE ORIENTAÇÃO DE FERRAMENTAS 
 
11- DOG LEG – DOG LEG SEVERITY 
 
12- ORIENTAÇÃO 
 
13- ESTABILIZAÇÃO EM POÇOS DIRECIONAIS 
 
 2 
• Straight Hole – Pendulum Efect 
• Build-up-Assembly 
• Drop-off-Assembly 
• Tangent Assembly 
 
 
14- ACOMPANHAMENTO DIRECIONAL 
 
15- INSTRUMENTOS DE REGISTROS 
 
• Totco 
• Magnetic Single Shot 
• Magnetic Multishot 
• Giroscópio 
• Steering tool 
• Mwd 
 
 
 16- FERRAMENTAS ADICIONAIS DA PERFURAÇÃO DIRECIONAL 
 
• Comandos não Magnéticos 
• Comandos Curtos 
• Bent Subs 
• Drilling Jars 
• Heavy-Weight Drill Pipes 
 
 
 17- ALGUNS PROBLEMAS DA PERFURAÇÃO DIRECIONAL 
 
• Repassamento 
• Pescaria em Poços Direcionais 
• Fadiga da Coluna em Poços Direcionais 
• Completação em poços Direcionais 
• Força de Fricção em Poços Direcionais 
 
 
 
18- NOÇÕES DE PERFURAÇÃO HORIZONTAL 
 
• Razão de se Perfurar Poços Horizontais 
• Tipos do Poços Horizontais 
• Planejamento de um Poço Horizontal 
• Projeto – Considerações Gerais 
• A Segurança da Tangent Section 
• Trajetórias de Poços Horizontais - Cálculos 
• Avaliação de Reservatórios em Potencial 
• Incentivos Econômicos Indiretos 
 3 
• Reservatório Candidato 
• Seleção da Completação Correta 
• Tipos de Completação em Poços Horizontais 
• Cimentação de Poços Horizontais 
• Efeitos Adversos da Geometria 
• Melhoria da Geometria 
• Propriedades do Fluido 
• Transporte de Sólidos 
• Contrôle dos Parâmetros de Perfuração 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 4 
PERFURAÇÃO DIRECIONAL CONTROLADA 
 
 
1. INTRODUÇÃO 
 
 A perfuração direcional controlada é a técnica de manter um poço em um rumo 
predeterminado, até chegar a um objetivo situado a uma distância dada da vertical. 
 A perfuração direcional começou como uma operação reparadora de alguns 
problemas especiais da perfuração tais como desvios (side track) motivados por um 
peixe ou “ferro” deixado no poço, poços tortuosos, etc. 
 Apesar dos princípios de aplicação da perfuração direcional serem basicamente 
os mesmos, seja para manter o tanto quanto possível a verticalidade de um poço ou 
para desvia-lo deliberadamente, o desenvolvimento de equipamentos e instrumentos 
de controle, fizeram com que a perfuração direcional criasse sua ciência própria. 
Esquematicamente, podemos apresentar aqui algumas de suas aplicações típicas 
(fig.1): 
 
 a) Perfuração de Falhas Geológicas – O poço desvia através da falha ou 
paralelo a ela, para obter maior produção. Com isto, se elimina o risco de perfurar 
poços verticais através de planos de falhas muito inclinados, o que pode ocasionar o 
deslizamento e cizalhamento da coluna de revestimento. 
 
b) Locações Inacessíveis – Os mesmos métodos são aplicados quando a zona 
de interesse se encontra abaixo de rios, cidades, montanhas, etc. O equipamento de 
perfuração é situado à distância e um poço direcional é projetado até o intervalo 
produtor. 
 
c) Desvio Lateral e Tortuosidade – O desvio lateral (side track) consiste no 
desvio do curso do poço, tendo em vista a impossibilidade de prosseguir avante, 
normalmente devido a uma pescaria sem sucesso. Um tampão de cimento é efetuado 
para isolar o poço anterior e para facilitar o desvio. Procedimento análogo é executado 
quando se deseja colocar novamente no curso previsto, um poço torcido. 
 
 5 
d) Perfuração de Domos Salinos – Para alcançar os intervalos produtores que 
freqüentemente estão situados abaixo do topo protuberante do domo, primeiramente o 
poço é perfurado paralelo ao domo e em seguida, desviado para que penetre abaixo da 
protuberância. 
 
e) Poços de Alívio – Está técnica se aplica também para perfurar poços de 
alívio, a fim de se poder bombear lama e água para controlar poços em erupção. 
 
f) Poços de Desenvolvimento na Área Marítima – Permite perfurar um 
determinado número de poços a partir de uma mesma plataforma ou ilha artificial. Essa 
operação simplifica notavelmente a rede de oleodutos e o sistema de produção, fatores 
importantes na viabilidade econômica da perfuração off-shore. 
 
 
2. PLANEJAMENTO DE POÇOS – FATORES A CONSIDERAR 
 
 O desvio intencional de um poço, compreende muitos e diversos fatores, os 
quais devem ser levados em conta individualmente. Um criterioso planejamento é 
portanto, a chave para minimizar o custo da perfuração direcional, uma vez que, a 
devida seleção de ferramentas e métodos, pode redundar em maior eficiência 
operacional e melhores resultados econômicos. 
 O objetivo (zona que o poço deve penetrar a uma dada profundidade), deve 
estar perfeitamente definido. Sua forma e tamanho dependem, geralmente, das 
características geológicas e da localização das zonas produtoras. Em se tratando de 
um campo em desenvolvimento, o raio de drenagem também deve ser levado em 
conta. Por outro lado, o objetivo não deve ser demasiadamente reduzido, pois isto 
acarretará num considerável aumento no custo da perfuração. Estudos feitos a 
respeito, demonstra que o raio mais econômico do objetivo, é dado por R= 1/12D, 
onde: R = raio do objetivo e D = deslocamento lateral. 
 
 Uma análise da subsuperfície também deve ser feita. Toda informação 
geológica do subsolo deve ser levada em consideração. A sonda de perfuração, se 
possível, deve estar posicionada de modo a aproveitar todas as tendências naturais de 
 6 
desvio, que tem as formações. Sabendo-se que a coluna de perfuração tem a 
tendência natural de “girar” à direita, ou seja, de perfurar em curva, deve-se projetar o 
poço direcional, de modo a haver uma tolerância de uns poucos graus à direita, ou à 
esquerda da linha horizontal imaginária que une a locação na superfície, ao objetivo. 
Tentar ir de encontro à tendência natural da broca, só traz como conseqüência mais 
tempo de perfuração e rendimento aquém do esperado. Informações sobre problemas 
encontrados em poços vizinhos, tais como dog legs, key seats, tortuosidade, cavernas 
zonas de prisão etc. São também detidamente analisadas no planejamento de um poço 
direcional. 
 Os programas de revestimentos e brocas determinam os diâmetros das 
ferramentas usadas na perfuração direcional, tais como OD dos comandos não 
magnéticos, bent subs, downhole, motores, etc. Embora a geologia do campo deva 
ser considerada, é boa prática se descer o revestimento de superfície após o build-up 
e o revestimento intermediário após o drop-off. Deve-se ter em conta que em poços de 
pequeno diâmetro, as formações exercem um efeito mais pronunciado no controle da 
direção; isto se deve ao fato de que as colunas de menores diâmetros são mais 
flexíveis, ou seja, mais sucetíveis ao giro imposto pelas formações. Como 
conseqüência, temos que os poços de maiores diâmetros são mais fácil controle, ou 
seja, mais estáveis, no que se refere ao rumo. Finalmente, em poços profundos e muito 
inclinados, é comum se usar protetores de borracha na coluna de drill pipes, a fim de 
evitar o seu próprio desgaste e o da coluna de revestimento.O controle da lama é também muito importante, sobretudo para reduzir o arraste 
em poços direcionais. Aditivos redutores de fricção são muito usados e, tanto a 
densidade como a viscosidade do fluido, devem ser mantidas em restrito controle a 
todo o momento. 
A experiência tem demonstrado que a coluna de perfuração em rotação às 
vezes se magnetiza. Este efeito pode ser contornado usando-se comandos não 
magnéticos, os quais evitam as inconsistências dos registros. Os estudos direcionais 
que são feitos ao longo do poço, pode’m também ser afetados pelo magnetismo 
residual dos revestimentos de poços vizinhos. Este problema chega a ser significativo, 
quando na perfuração de poços a partir de uma mesma plataforma, onde as bocas 
distam uma das outras cerca de dois metros, na superfície. Neste caso deve-se tentar 
afastar o poço da vertical logo no início da perfuração, quer orientando-se o condutor 
 7 
para fora da plataforma através de uma sapata bizelada especial que permite tal 
orientação, ou utilizando-se um downhole motor com bent sub, logo abaixo da sapata 
do condutor. A interferência magnética, entretanto, não é causada só pelo que foi 
exposto acima. O próprio campo magnético terrestre, está sujeito a anomalias 
constantes, provocadas por explosões na superfície solar, as quais costumam intervir 
nas leituras dos registros direcionais. Portanto, a depender da posição do poço (latitude 
e longitude) em relação ao globo terrestre, da zona em que se encontra, da inclinação 
e da direção do mesmo, constantemente se torna necessário o uso de dois comandos 
não magnéticos para se fazer um registro direcional sem, ou com pouca interferência 
magnética. Devido à abrangência e complexidade do assunto, o mesmo, até os dias de 
hoje, ainda é tema para estudo. 
 
 
3. CONFIGURAÇÕES BÁSICAS DE POÇOS DIRECIONAIS 
 
 Como já foi dito anteriormente, um programa de perfuração direcional se baseia 
em informações geológicas, localização do objetivo, programas de revestimento e 
lama, etc... A partir destes dados, é escolhida a configuração mais adequada para o 
poço. A experiência, através dos anos, reduziu a três essas configurações. 
Praticamente, todo poço defletado redundará em um desses três tipos, ou em uma 
combinação deles (fig.2). 
 
a) Tipo I – O poço é projetado de modo a se ter a deflexão inicial a pouca 
profundidade. Uma vez que o ângulo e direção predeterminados são alcançados, um 
revestimento de superfície é assentado e cimentado. A partir deste ponto, o poço é 
perfurado em linha reta até o alvo. Este tipo de projeto é usado principalmente em 
poços de profundidades moderada, em regiões sem que a zona de interesse está em 
um só intervalo e o revestimento intermediário não se torna necessário. É usado 
também, na perfuração de poços com grande afastamento lateral. 
 
b) Tipo II – Também chamado tipo “S”, tem também a sua deflexão inicial 
próximo à superfície. Após ser alcançado o ângulo na direção pré estabelecida, o 
revestimento de superfície é descido e cimentado e o poço segue em linha reta até 
 8 
quase todo afastamento lateral ser alcançado. A partir daí, o poço é gradualmente 
retornado à vertical após o que, um revestimento intermediário é descido e cimentado. 
A perfuração continua, então, até a profundidade final. Este tipo de poço pode, 
entretanto, trazer alguns problemas. É usado para perfurar poços com vários objetivos, 
ou quando formações indesejáveis devem ser penetradas e isoladas com um 
revestimento intermediário. 
 
c) Tipo III – A deflexão inicial é maiores profundidades. O ganho de ângulo é 
mantido até que o poço atinja o alvo. Normalmente, a parte defletada desde poço não é 
protegida por revestimento durante as operações de perfuração. Esta configuração é 
especialmente apropriada para perfurar falhas ou domos salinos, podendo ser usada 
também, na perfuração exploratória a partir de um poço seco anterior. 
 
 
4. PERFIL VERTICAL DE UM POÇO DIRECIONAL (FIG.3) 
 
 Kick-off-point – Este é o ponto no qual a primeira ferramenta defletora é 
descida e principia o incremento de ângulo. O Kop deve ser cuidadosamente 
selecionado a fim de que, o máximo ângulo ao término do build-up, se situe dentro dos 
limites econômicos, Menos problemas são encontrados, quando o ângulo do poço está 
entre 20° e 45°. A formação onde o Kop é feito, pode decidir sobre o tipo de ferramenta 
defletora a ser usada. Sempre que possível, deve-se posicionar o kop, de modo a se 
ter no final do build-up, um ângulo máximo de 30°; o mínimo praticável é 15°. 
 Build-up-section – Esta é a parte do poço em que o ângulo vertical cresce, 
incrementando por uma certa taxa constante (build-up-rate). Este crescimento do 
ângulo vertical depende da formação perfurada e do BHA (Bottom Hole Assembly) 
usado. Durante o BU, o ângulo e a direção do poço são constantemente checados, 
pois pode haver necessidade de alguma correção. Uma vez atingido o ângulo máximo, 
o BHA é trocado por um conjunto rígido, para manter este ângulo (locked-in-BHA). 
Normalmente, as taxas de ganho de ângulo mais usadas são 1°/10m ou 1°/15m. 
 Locked-in-Section – Esta é a parte reta do poço, perfurada com o ângulo 
máximo. É necessário se chegar o ângulo e a direção e plotar o curso do poço para 
saber se, eventualmente, alguma correção será necessária. As correções são mais 
 9 
constantes na direção. Quanto ao ângulo, podemos corrigi-lo usando diferentes BHA, 
ou seja, mudando os diâmetros dos estabilizadores, ou as distâncias entre eles. O 
número de estabilizadores deve ser o mínimo possível para se ter sempre baixo torque 
na perfuração porém, deve-se usar tantos quantos necessários no sentido de prevenir 
a prisão por pressão diferencial. É boa prática o uso de comandos espiralados e 
HWDP, pela mesma razão. 
 Drop-off-section – Em poços tipo “S”, esta é a parte do poço em que o ângulo 
vertical decresce, a uma taxa constante e definida (drop-off-rate). Após o drop-off o 
poço é perfurado na direção do alvo, como se fosse vertical. A taxa de drop-off é, por 
vezes, menor que a taxa de build-up (1°/20m é muito usada). Esperar que o ângulo 
vertical caia a 0°, muitas vezes atrasa a perfuração, tendo vista os parâmetros 
necessários para tal (baixo peso e baixa rotação). 
 
 
5. PROGRAMA DE PERFURAÇÃO DIRECIONAL 
 
A figura 4 representa um programa de perfuração direcional. À esquerda, tem-se 
o perfil vertical que mostra a variação proposta da inclinação do poço. Á direita, tem-se 
uma vista de cima (planta). O programa propõe que se perfure verticalmente, desde a 
superfície até 269,11m, quando então o poço será desviado. O ângulo vertical será 
incrementado à razão de 1°/15m. Ao chegar à profundidade de 704.11m, o poço 
deverá estar com 29° de inclinação e ter afastamento da vertical de 107.76m, na 
direção N 68° 44’ 09” E. O revestimento de superfície (10 ¾”) deverá ser descido a 
1500m; nesta profundidade o poço deverá estar 493,61, afastado da vertical, na 
direção do programa. A 2559, 80, o poço atinge o alvo representado por um cilindro 
imaginário de 50m de raio. A perfuração deverá continuar até 2880m onde será 
descido o revestimento de 7”. 
 
 
 
 
 
 
 10 
6. CÁLCULO DE UM POÇO DIRECIONAL TIPO I 
 
DADOS DA GEOLOGIA 
 
1. Coordenadas UTM da sonda (xs, ys) 
2. Coordenadas UTM do objetivo (xo, yo) 
3. Profundidade vertical do objetivo 
 
 
PLANO HORIZONTAL 
 
Suponhamos que sejam dadas as coordenadas: 
 
 
LATITUDE LONGITUDE 
(Xs) 9454534.64 795011.17 (Ys) 
(Xo) 9454900.00 795950.00 (Yo) 
N 365.36 E 938.83 
 
 
Lembrar que: se Xo > Xs -> N Xo < Xs -> S 
 se Yo > Ys -> E Yo < Ys -> W 
 
De acordo com a figura 5, temos: 
 
tg α = 938,83/365,36 = 2,57 α = 68° 44’ 09” 
Afast. = ( ) 22 (938,83) 36,365 + = 1007,42 
 
Como vimos, mediante as coordenadas UTM calcularmos; 
• Coordenadas retangulares: 365,36N e 938,83 E 
• Direção do poço: N 68° 44’ 09” E 
• Afastamento: 1007,42 
 11 
 
PLANO VERTICAL (fig. 5) 
 
V3 – dada pela Geologia 
V1 – adotada de acordo critérios expostos anteriormente 
i – (taxa de ganho de ângulo) – também adotada convenientemente 
R – (raio de curvatura) dado por R = 180/πi 
D3 – afastamento, já calculado. 
 
CÁLCULO DO ÂNGULO ϕ 
 
De acordo com a figura 5, temos: 
ϕ = γ + β (I) 
 
Do ∆FEC: tgβ = CE/EF = D3 – R/V3 – V1 
 β = tg-1 (D3 – R/V3 - V1) (II) 
 
Do ∆FDC: senγ = R/FC (III) 
mas, do ∆FEC: FC² = CE² + EF² ∴ FC² = (D3 – R)² + (V3 – V1)² 
 ou: FC = ( ) ( )21323 VVRD −+− (IV) 
 
logo, de (IV) em (III), temos: 
 
 sen γ = R/ ( ) ( )21323 VVRD −+− 
ou γ = sen–1 ( ) 


 −+− 213
2
3 )(/ VVRDR 
(V) 
 
De (II) e (V) em (I): 
 ϕ = sen-1 ( ) ( ) )/(D tg / 1331-21323 VVRVVRDR −−+


 −+− 
 12 
 
Com valor do ângulo ϕ, se calcula facilmente V2, D2, M2 (profundidade medida ao 
término do BU) e M3 (profundidade medida final): 
 
Do ∆BCD: sen ϕ = DB/DC = V2-V1/R ∴V2 – V1 = R sen ϕ 
ou: V2 = V1 + R sen ϕ 
 
Do ∆BCD: cos ϕ = BC/DC = R-D2/R ∴ R-D2 = R cos ϕ 
 
D2 = R – R cos ϕ ou D2 = R (1-cos ϕ) 
 
AD/R = ϕ π/180 AD = R.ϕπ/180 mas R = 180/πi 
 
logo AD = ϕ/i e M2 = V1 + (ϕ / i) 
 
Do ∆DFG: cos ϕ = DG/DF = V3-V2/DF ∴ DF = V3-V2 / cos ϕ 
 
mas: M3 = M2 + DF logo: M3 = M2 + (V3 – V2 / cos ϕ) 
 
7. CÁLCULO DE UM POÇO DIRECIONAL TIPO II 
 
O cálculo do PLANO HORIZONTAL é idêntico ao caso anterior; passemos 
então ao cálculo do PLANO VERTICAL (fig. 6) 
 
CÁLCULO DO ÂNGULO ϕ 
 
Do ∆OSP: sen β = SP/OP = R + R’ /OP 
 
 OP = ( )[ ] ( )21424 ' VVRRD −++− 
daí: β = sen-1 ( )[ ] ( ){ }21424 '/' VVRRDRR −++−+ ( I ) 
 
Do ∆ OQP : tg γ = QP/OQ = D4 – (R = R’) / V4 – V1 
 13 
 
ou: γ = tg-1 ( )[ ]144 V - /VR' +− RD (II) 
 
Da figura 6, temos que: 
 
ϕ = β + γ (III) 
 
 
Logo, de (I) e (II) em (III): 
 
 ϕ = sen-1 ( )[ ] ( ){ }21424 '/' VVRRDRR −++−+ + tg-1 ( )[ ]144 V - /VR' +− RD 
 
 De maneira análoga ao caso anterior, com o ângulo ϕ, calcula-se o restante do 
projeto ou seja: 
 
V2 = V1 + R sen ϕ 
V3 = V4 - R’ sen ϕ 
D2 = R (1-cos ϕ) 
D3 = D4 - R’ (1 – cos ϕ) 
M2 = V1 + (ϕ/i) 
M3 = M2 + (V3 - V2 /cos ϕ) 
M4 = M3 + (ϕ /I’) 
 
 
 
OBSERVAÇÃO: O cálculo do programa direcional para poços tipo III, é feito de 
maneira análoga ao Tipo I; por esta razão, resolvemos omití-lo. 
 
 
 
 
 14 
8. FERRAMENTAS DEFLETORAS E SUAS OPERAÇÕES (fig.7) 
 
1) Down Hole Motors – Sem dúvida, as mais usuais ferramentas de deflexão 
em operação no momento, são os motores hidráulicos de fundo. Entre estes, os mais 
familiares são a Dyna Drill (Smith), a Navi Drill (Christensen) e, mais recentemente, 
a Posi Drill (Eastman). Estas ferramentas são operadas hidraulicamente através do 
fluido de perfuração e proporcionam um meio de girar a broca sem girar a coluna de 
perfuração. Usando esta particularidade, um bent sub (sub torto) é colocado no topo 
da ferramenta e por orientação deste sub, a mesma é posicionada para a direção 
proposta. A coluna é mantida parada na direção que se quer e um contínuo build-up é 
construído até um ângulo pré calculado. Estes motores são constituídos basicamente 
de quatro partes: 
a) uma válvula tipo by pass (dump valve), a qual permite a drenagem da coluna 
durante as manobras. 
b) um motor de estágios (stage motor section) contendo o rotor e o estator de 
borracha. 
c) uma haste de conecção (conecting rod section) contendo uma junta 
universal isolada do fluido de perfuração através de uma camisa de borracha. 
d) o rolamento e uma haste motriz (bearing and drive shaft section) incluindo 
o bit sub conectando à haste. Esta ferramenta produz torque. Conseqüentemente, uma 
reação contrária tenderá a girá-la em sentido oposto. O torque é manifestado na coluna 
através de um giro à esquerda. Este torque depende de alguns fatores tais como 
vazão, dureza da formação, peso sobre a broca, penetração e tipo de broca usada. 
Nem todos estes fatores são mensuráveis, portanto o torque pode sofrer variações 
substanciais de um poço para outro. Este torque é compensado na orientação do bent 
sub e deve ser calculado na locação, durante a operação de kick-off. O mesmo é 
medido em graus e chamado de Roll Off (ou torque reativo). 
 
 2) Jetting – Quando a formação é muito mole, o sistema de deflexão conhecido 
como Jetting (Jateamento) pode ser usado. Este método elimina o uso do motor 
hidráulico ou whipstock e reduz sensivelmente o tempo de operação do kick-off. 
Apesar de melhores resultados serem conseguidos com brocas bicônicas tendo um 
dos jatos plugado, brocas tricônicas também são usadas na operação, com um ou 
 15 
dois dos jatos maiores que o terceiro. A força hidráulica “lava” o poço na direção em 
que a vazão é maior, permitindo a deflexão do mesmo. Este método usa 
alternadamente Jateamento e Perfuração Rotativa e fotos são constantemente 
tomadas para se evitar dog legs muito severos. Por exemplo, ¼ de polegada defletada 
em 2 1/2 pés de profundidade vertica,l produz uma mudança de ângulo de ½°. Se o 
poço sair fora do curso, é necessário somente parar a perfuração, orientar a coluna, 
jatear se necessário e perfurar avante. Ao contrário do motor hidráulico, deve-se prever 
para o jateamento um torque à direita, uma vez que, quando a coluna é solicitada a 
girar, sobre ela está sendo aplicado um certo peso e a mesma se encontra fletida; 
portanto, o próprio giro da broca (à direita) implica num torque à direita, e, 
conseqüentemente, o poço deve ser orientado à esquerda da direção prevista. Sempre 
que possível este método deve ser usado, pois é o mais rápido e o mais econômico. 
 Exemplo de uma coluna jetting, usada no poço 7-EP-3D-CES. 
 
BROCA – SUB DE EXTENÇÃO (1,70m) – STB – UBHO – MONEL – 3 DC’s – 9 
HWDP – DP’s . 
 
 O diâmetro do poço era de 14 ¾”; foi usada uma broca CBV de 14 ¾”, M11, 
com dois jatos de 16/32” e um plugado. Os estabilizadores de calibre pleno e tanto o 
MONEL como os demais DC’s, de 8”. A vazão usada foi de 900 gpm durante o 
jateamento e 450 gpm durante a perfuração, para se evitar a “lavagem” da deflexão 
obtida. 
 3) Whipstock – O whipstock foi, durante muito tempo, a única ferramenta 
defletora usada na perfuração direcional. Por causa da economia e do tempo envolvido 
no seu manuseio, a maior parte das pessoas preferem os downhole motors ou a 
técnica jetting, quando possível. O whipstock é uma cunha de aço temperado com a 
extremidade em forma de ponta, com uma ranhura côncova que guia a broca do 
whipstock (menor do que a broca de perfuração) de encontro à parede do poço. O 
whipstock é anexado à coluna de perfuração através de um pino de cizalhamento 
(shear pin), que é cizalhado após ter sido feita a sua orientação dentro do poço. 
Depois que um rat hole de 20’ é perfurado, a coluna deve ser trocada e um hole 
opener é descido. O rat hole é então alargado e uma coluna de build-up é descida 
para se obter mais alguma inclinação. A parti daí, a perfuração direcional pode seguir 
 16 
normalmente. Todas estas manobras são tempo consumido, por isso o método de 
deflexão através whipstock é raramente usado, em comparação com os dois 
anteriores que requerem somente uma manobra em vez de três. Vez por outra, 
entretanto o whipstock se torna necessário, como por exemplo, num side tracking 
profundo onde, apesar de ser pequena avazão, as perdas de carga são tão grandes 
que ultrapassam a capacidade da pressão de trabalho das bombas. 
 
 4) Rebel tool – Quando o poço já tem alguma inclinação, todas as correções 
referentes à mesma, podem ser feitas apenas mudando-se a estabilização, mas 
quando a correção a ser feita é na direção, se torna imperativo o usa de uma 
ferramenta defletora. O Rebel Tool foi projetado somente para corrigir a direção do 
poço. Esta ferramenta impele lateralmente a broca à direita ou à esquerda (uma vez 
em cada rotação da coluna) através de duas aletas opostas. As mesmas são 
rigidamente fixadas a uma flecha comum, a qual gira livremente em redor de um 
entalhe ao longo do corpo da ferramenta. Usando aletas pequenas, a ferramenta 
conduz o poço para a direita. Usando aletas grandes o poço é impulsionado para a 
esquerda. Rebel Tool permite perfurar com os parâmetros de perfuração muito perto 
do normal, portanto sem tempo perdido com correções de azimute. A única limitação 
desta ferramenta é o ângulo; abaixo de 7 ½° não é aconselhável usá-la. Em alguns 
casos, o seu uso em formações duras não é muito efeito. A principal vantagem desta 
ferramenta é que não é prejudicial ao poço, pois se ela não muda a direção do poço 
para onde desejamos, no mínimo a manterá ou livrará o poço de seguir o caminho 
oposto. Operando com o Rebel Tool, a vazão deve ser maior, comparada com a vazão 
normal de perfuração. Isto é feito para previnir o acúmolo de cascalhos nas aletas. 
Rotação e peso sobre a broca, tem pouco ou quase nenhum efeito direto sobre a 
ferramenta. É claro que a taxa de penetração deve cair um pouco, uma vez que, 
simultaneamente, a ferramenta está realizando um trabalho de correção na direção do 
poço: De modo que a rotação e o peso devem ser ajustados de acordo com as 
circunstâncias. Quando o ângulo cai durante a operação com Rebel Tool, o peso sobre 
a broca pode ser aumentado no sentido de mantê-lo ou, algumas vezes aumenta-lo; 
por outro lado, se a perda de ângulo é prevista, o primeiro estabilizador deve ser 
posicionado mais ou menos 60’ acima da broca, para prevenir esta perda o tanto 
quanto possível. Sem dúvida, o uso do Rebel Tool tem evitado muitas vezes a descida 
 17 
de um downhole motor para uma eventual correção. Quando, além da correção na 
direção o ângulo deve ser mantido o tanto quanto possível, o seguinte conjunto pode 
ser descido: 
 
BROCA – REBEL TOOL – MONEL – 2 DC’s – STB – et 
90’ 
 
 Quando além da correção na direção, um moderado drop-off é desejado, 
podemos usar o conjunto a seguir: 
 
BROCA – REBEL TOOL – MONEL – STB – DC – STB – etc 
30’ 
 
 
 Este posicionamento do primeiro estabilizador, pode reduzir o efeito da 
ferramenta, e para dar maior flexibilidade à coluna, um Monel com diâmetro menor que 
o normal deve ser usado. Quando além da correção na direção, uma perda de ângulo 
não é desejada, pode-se usar: 
 
BROCA – REBEL TOOL – MONEL – DC – STB – DC – STB – etc 
60’ 
 
 Deve ficar entendido que estes conjuntos não são de build-up, drop-off ou de 
manter ângulo, mas não usados quando se espera que o ângulo aumente, diminua ou 
se mantenha enquanto o Rebel Tool faz a correção direcional. 
 
 
9. OPERAÇÃO DE KICK-OFF 
 
 Quando a profundidade do KOP é alcançada, uma ferramenta defletora deve ser 
descida. Hoje em dia, normalmente um downhole motor e um bent sub (sub torto) são 
descidos no poço, uma foto (survey) é tomada para checar a posição da Tool Face 
(face de ataque da ferramenta), após o que a ferramenta é orientada levando-se em 
 18 
conta o suposto rool off da mesma e a direção inicial que se deseja dar ao poço. A 
mesa rotativa é travada, e a perfuração é iniciada. 
 
 
10. “MULE SHOE” – METÓDO DE ORIENTAÇÃO DE FERRAMENTAS 
DEFLETORAS 
 
 Entre os métodos existentes de orientação, o mais usado é o Mule Shoe 
Method. Por esta razão e devido ao sintetismo do trabalho, somente ele será 
apresentado. Este método é usado tanto no KOP, quanto nas correções ou desvios de 
poços já inclinados. São usados na operação: Um UBHO (Universal Botton Hole 
Orientation) sub, instalado abaixo do Monel. Dentro deste sub existe uma camisa com 
uma chave (Landing Key), a qual pode ser girada e fixada em qualquer posição; uma 
barra (UBHO landing barrel) com um mule shoe instalada embaixo do mesmo, o qual 
se encaixa na chave da camisa. No topo do conjunto está o orienting lug, o qual é 
alinhado com o Mule Shoe e fixado nesta posição: Um single shot com uma unidade 
angular especial (UBHO Angle Unit) é anexado ao conjunto. Embaixo da unidade 
angular há um recesso que pode acomodar o orienting lug em somente uma posição. 
Dentro da unidade angular, acima da bússola, há uma agulha que também é 
apresentada na foto (orienting line). Esta agulha está alinhada com o recesso. (fig.8). 
Resumindo, o alinhamento é o seguinte: 
 
 
Tool face – chave na camisa – mule shoe – orienting lug – unidade angular – 
agulha inserida na unidade angular. 
 
 Na superfície, a chave do UBHO sub é alinhada com a face da ferramenta, e 
fixada nesta posição. O resto do conjunto e os drill pipes são descidos no poço, 
faltando somente o Kelly. Um single shot é preparado e descido por dentro da coluna 
através de um cabo. Quando o instrumento é assentado na camisa do UBHO sub, a 
agulha esta alinhada com o orienting lug – mule shoe – chave – tool face. Quando a 
direção da face da ferramenta é conhecida através da leitura de uma foto, a coluna 
 19 
pode ser girada (ou não) na superfície e ser propriamente orientada. É boa a prática de 
campo, após o giro, distribuir o torque através da coluna, o que é feito trabalhando com 
a mesma, para cima e para baixo. Mais uma foto deve ser tomada para se checar a 
orientação, após o que o Kelly é conectado e a coluna descida até o fundo para 
perfurar. Por causa de sua particular conformação, o mule shoe se encaixará sempre 
na chave da camisa do UBHO sub; isto pode ser checado por um pino (normalmente 
de chumbo) situado no topo da fenda do mule shoe, o qual deverá sair esmagado 
quando o instrumento é puxado. Na figura 8 há o desenho de uma foto (survey) na 
qual se pode ler: Direção do poço – N 40 E; direção do tool face – N 55 W. Como se 
vê, a tool face está orientada 95° à esquerda da direção do poço. 
 
OBSERVAÇÃO: Lembrar que as direções lidas na foto, são direções magnéticas. Para 
se ter a direção geográfica deve-se, portanto, fazer a correção, ou seja, adicionar ou 
subtrair a declinação magnética local, observada em um mapa isogônico. Um diagrama 
é apresentado na figura 8, mostrando quando se deve somar ou substituir a declinação 
magnética. Na foto apresentada, portanto, leríamos a direção geográfica do poço como 
sendo N 19 E, considerando uma declinação magnética de 21° W. 
 
 
 
11. DOG LEG – DOG LEG SEVERITY 
 
 Dog leg é a mudança total de ângulo existente entre duas estações do poço, ou 
seja, a curvatura total efetuada pelo poço entre estas duas estações; um dog leg pode 
ser, portanto, resultado de uma mudança de direção, mudança de ângulo, ou de ambos 
ao mesmo tempo (fig.9). Todos os poços direcionais, por sua própria natureza têm dog 
leg. As mudanças constantes de ângulo e direção são dog legs intencionais. O dog 
leg, por mais intenso que seja, não causa problemas de imediato. Uma vez que os 
comandos estão em compressão, eles se amoldam facilmente às variações de rumo do 
poço. É muito mais tarde que os dog legs ocasionam contratempos. São os drill 
pipes, que sob tração, se comprimem fortemente contra a parede do poço nos 
intervalos de maior dog leg. São vários os efeitos adversos causados por esta força: 
Rápido desgaste das juntas dos drill pipes, formação de chavetas com posterior 
 20 
prisão dos comandos, desgastes localizados na coluna de revestimento, entre outros. 
Com a ajuda da figura 9, passemos agora ao cálculo matemático do dog leg, entre 
duas estações de um poço:Temos inicialmente que: 
 
f² = b² + c² - 2 b c cós γ ∴ cos γ = 
bc
fcb
2
222 −+
 
 
ou: cos γ = 
bc
b
2
2
 + 
bc
c
2
2
- 
bc
f
2
2
 (I) 
 
 Por outro lado: f² = e² + d² - 2 e d cos ϕ (II) 
 De (II) em (I): 
 
 cos γ = 
c
b
2
 + 
b
c
2
 + 
bc
e
2
2
 - 
bc
d
2
2
 + 
bc
ed
 cos ϕ (III) 
 
 De acordo com a figura 9, também são válidas as seguintes relações: 
 
 a = b cós β a = c cos α b cos β = c cos α ou 
c
b
 = 
β
α
cos
cos
 ou ainda 
que: 
 
 b = c 
β
α
cos
cos
 e c = b 
α
β
cos
cos
 também: d = b sen β e e = c sen α 
logo: 
 
 
c
b
2
 = 
c 2
 cos / cos βαc
 = 
β
α
cos 2
 cos
 (IV) 
 
 
b
c
2
 = 
b 2
 cos / cos αβb
 = 
α
β
 cos 2
 cos
 (V) 
 21 
 
 
bc
e
2
2
 = 
βα
α
 cos / cos c c 2
 sen 22c
 = 
cos 2
 cos sen2 βα
 (VI) 
 
 
bc
d
2
2
 = 
αβ
β
 cos / cos b b 2
 sen 22b
 = 
β
αβ
 cos 2
 cos sen2
 (VII) 
 
 
c b
d e
 = 
c b
sen b sen βαc
 = sen α sen β (VIII) 
 
 
 De (IV), (V), (VI), (VII), e (VIII) em (III), vem que: 
 
 cos γ = 
β
α
 cos 2
 cos
 + 
β
β
 cos 2
 cos
 - 
cos 2
 cos sen2 βα
 - 
cos 2
 cos sen2 αβ
 + sen α sen β 
cós ϕ 
 
Simplificando: 
 
 cos γ = 
( ) ( )
βα
αβ
 cos cos 2
 sen-1 cos sen-1 cos 2222 +
 + sen α sen cos ϕ 
 
 cos γ = cos α cos β + sen α sen β cos ϕ 
 
 Finalmente: 
 
que representa o dog leg. Posteriormente, o mesmo será apresentado de uma maneira 
mais simples. 
 
 
 
γ = cos-1 (cos α cos β + sen α sen β cos ϕ) 
 22 
 Dog Leg Severity (severidade do dog leg) – é uma medida padrão que se usa 
para decidir se um dog leg é ou não tolerável. É a curvatura total (dog leg) medida em 
graus, por cada 100 pés (ou 30m) de poço. Portanto, a severidade do dog leg em um 
trecho de poço de comprimento L, é dado por: 
 
 
 ou 
 
 
 
12. ORIENTAÇÃO 
 
 Quando o curso de um poço deve ser corrigido, a questão é: em que direção, 
deve ser colocada a ferramenta defletora para se obter o resultado desejado? A 
ferramenta pode ser orientada para mudanças de ângulo somente, para mudança de 
ângulo e direção, para mudança de direção somente e para giro máximo, ou seja, 
máxima mudança de direção. 
 Para determinar o ângulo de orientação, um diagrama vetorial pode ser usado, 
incorporando os três fatores envolvidos na operação, a saber: o ângulo de inclinação, a 
mudança de direção e o dog leg produzido pela ferramenta. O n° de graus das 
inclinações são representados por um comprimento específico (em pol, cm, etc.) como 
mostra a figura 10. Quando a ferramenta foi descida, a última foto registrada era 7° - N 
45 E. O dog leg da ferramenta é 2 ½ °/30m. A linha traçada a partir da intersecção dos 
eixos, cruzando o círculo do dog leg, representa a nova inclinação do poço (5°). O 
ângulo entre esta linha e a linha representativa da inclinação original, representa a 
mudança de direção, (no caso, 14,5° à esquerda). O ângulo de orientação da 
ferramenta também está representado na figura (149,8° à esquerda da direção atual do 
poço). Todo o processamento da mudança de ângulo e direção, é efetuado em 30m de 
poço perfurado. 
 A figura 11 - A representa a orientação da ferramenta para mudança de ângulo 
somente. De acordo com a figura, temos inicialmente: 8° - N 70 E; dog leg: 2 ½°/30m. 
Não havendo mudança de direção, o cruzamento do círculo do dog leg com o 
prolongamento da linha que representa o ângulo atual, determina a nova inclinação (10 
DLS (°/100’) = ( )pésL
DogLeg 100.
 DLS (°/30m) = 
(m) 
30.
L
DogLeg
 
 23 
½°). O ângulo de orientação é 0°; a ferramenta é, portanto, posicionada na mesma 
direção do poço, com a face dirigida para a parte alta do mesmo. É o máximo aumento 
de ângulo que se pode conseguir este dog leg, em 30m. 
 A figura 11 - B representa a orientação da ferramenta para mudança de ângulo e 
direção. Temos: inclinação atual = 7°; dog leg = 2 ½°/30m. Suponhamos que a 
mudança de direção necessária, seja 14° à direita. Neste caso há duas possibilidades: 
quando a ferramenta é orientada α° à direita, o giro previsto é efetuado, porém o 
ângulo sobe para 8 ¾° (comprimento da linha até o segundo cruzamento da mesma 
com o círculo do dog leg); ao passo que, se a ferramenta é orientada ß° a direita, o 
mesmo giro é efetuado, porém o ângulo cai para 5°. 
 
 A figura 12 representa a orientação da ferramenta apenas para mudança de 
direção. Neste caso, o ângulo permanece constante (5°). A intersecção do círculo do 
dog leg com o arco de raio 5, decide a orientação α° da ferramenta, a qual pode ser 
medida. A mudança de direção também pode ser medida, no caso ≅ 29°. 
 A figura 13 representa a orientação que proporciona o giro máximo. Neste caso, 
a linha que tangência o círculo do dog leg, determina a orientação da ferramenta (ß°). 
O ângulo, ao se efetuar o giro máximo, sempre cai um pouco, caiu para 4,33°. 
 Comparando as figuras 12 e 13, devemos observar duas coisas: primeira, que a 
mudança na direção mantendo constante o ângulo, não se faz orientando a ferramenta 
90° à esquerda da direção do poço; segunda, que a mudança de direção mantendo-se 
o ângulo constante, não é o máximo giro que esta ferramenta (com este dog leg) pode 
efetuar (a figura 14 ilustra o assunto). Entretanto, para altos ângulos, as duas situações 
praticamente se confundem. A facilidade de se girar um poço diminui com o aumento 
de ângulo do mesmo, ou seja, utilizando-se uma ferramenta com dog leg de 2 ½°/30m 
num poço com 13° de inclinação, podemos gira-lo no máximo 11° em 30m, ao passo 
que, se o poço tivesse apenas 5° de inclinação, com a mesma ferramenta poderíamos 
girá-lo até 30° se quiséssemos (ver fig.15). 
 De acordo com o que foi dito sobre orientação, deve ficar claro que, se por 
exemplo, uma ferramenta defletora é orientada 60° à direita da direção de um poço, 
isto não implica que o mesmo deverá sofrer um giro de 60° à direita ( muitos ainda 
pensam assim, ou pensavam). 
 24 
 Este método do diagrama vetorial, pode ser usado em processo inverso, para se 
calcular o dog leg entre duas estações, sendo conhecidos os ângulos e as direções 
como mostra a figura 16. A figura 17, representa o cálculo algébrico, ou seja: 
 
I0 - I = DL 
 
 O modulo do dog leg seria dado por: DL² = I02 + I² - 2 I0I cos ϕ 
 
ou 
 
OBS: O Roll Off da ferramenta defletora não foi levado em conta, no estudo feito sobre 
orientação. 
 
13. ESTABILIZAÇÃO EM POÇOS DIRECIONAIS 
 
 Perfuração Direcional e realmente a ciência da estabilização visto que, é através 
do uso de estabilizadores, que é possível controlar o ângulo vertical e modificá-lo, de 
acordo com as necessidades. 
 
a) Straight Hole – Pendulum Efect (Poço reto – efeito de pendulo). 
 
 O próprio método de se aplicar peso sobre a broca através dos comandos, 
estando os mesmos sob compressão, força a broca numa outra direção que não a do 
eixo do poço (fig.18). O peso sobre a broca (W1) pode ser decomposto em duas 
componentes, uma agindo no eixo do poço (W2) e outra lateral, que causa o desvio da 
vertical (W3). 
 Quando o poço já tem uma certa inclinação, outras forças aparecem (fig.19). O 
peso dos comandos abaixo do ponto de tangência dos mesmos com a parede do poço 
(W4), pode ser decomposto em duas componentes, uma ao longo do eixo da broca 
(W5), outra lateral, perpendicular a este eixo (W6). A força lateral tende a reduzir o 
desvio da vertical e depende de: 
 
DL = cos II 2 - I 02
2
0 ϕ +I 
 25 
1 – Ângulo de Inclinação – quando maior este ângulo, maior a força lateral. 
2 – Peso dos comandos abaixo do ponto de tangência. 
3 – Posiçãodo ponto de tangência. 
 
 A força lateral (W6) pode ser alta o bastante para compensar a força (W3), a qual 
faz a broca desviar, e um equilíbrio pode ser conseguido. 
 Quando a broca encontra uma outra formação, o ponto de contato com a parede 
do poço, muda. O comprimento (L) do pêndulo muda e, conseqüentemente, a 
tendência de ganhar ou perder ângulo (fig.20). 
 Em resumo, manter a verticalidade de um poço, é uma tarefa das mais árduas. 
Muitas vezes se abre mão da verticalidade, em prol do custo da perfuração. Contudo, 
quando necessário, alguns procedimentos costumam ser usados: 
 
1 – Reduzir o peso sobre a broca. Com isto se reduz a força (W3). Entretanto isto é 
feito somente se estritamente necessário, pois implica na redução da taxa de 
penetração. 
 
2 – Aumentar o peso (W4). Isto aumenta a força (W6). Pode ser feito usando-se 
comandos mais pesados acima da broca. Porém deve-se ter em conta a dificuldade 
que tais comandos ocasionam, numa eventual pescaria (os mesmos talvez não 
possam ser pescados com um overshot). Além disto, a velocidade anular de retorno 
da lama se torna muito alta (muita turbulência no fundo do poço). 
 
3 – Aumentar a distância do ponto de tangência ao fundo do poço. Tal fato trás um 
duplo efeito: o peso do pendulo (W4) aumenta, aumentando (W6) e o ângulo entre o 
eixo do poço e o dos comandos decresce, decrescendo (W3). O aumento do 
comprimento do pêndulo pode ser feito através do uso de reamers, estabilizadores ou 
comandos quadrados. Este último procedimento é o mais usado. 
 
OBS: Uma coluna mais rígida também aumenta o comprimento do pêndulo. 
 
 A rigidez é provavelmente o fator menos compreendido no que se refere a 
comandos. Poucos se dão conta de que a rigidez de um comando é proporcionada ao 
 26 
seu diâmetro. Se o diâmetro de uma barra de aço duplica, a sua rigidez aumenta 16 
vezes. Por exemplo: se uma barra de 8” de diâmetro é fletida uma polegada sob certa 
carga, uma barra de 4” de diâmetro será fletida 16” nas mesmas condições. Assim, um 
comando de 11” é quatro vezes mais rígido do que um de 7 ¾”, mesmo que os dois 
sejam considerados adequados para poços de 14 ¾”. 
 
b) Build-Up Assembly (Coluna para ganhar ângulo) – Neste tipo de coluna, um 
reamer ou estabilizador é sempre descido acima da broca. Esta coluna se baseia no 
princípio da alavanca, ou seja, quando se aplica peso sobre a broca, o comando que 
se encontra logo acima do primeiro estabilizador tende a se curvar, forçando a parede 
baixa do poço, enquanto que o estabilizador near bit, agindo como um fulcro, impele a 
broca para a parede alta; deste modo, o ângulo é continuamente aumentado. A taxa de 
build-up é função da distancia do near bit e o primeiro ponto de contato do comando 
com a parede do poço, do peso sobre a broca, dos diâmetros dos comandos em 
relação ao diâmetro do poço e da estabilização da coluna acima do near bit. A coluna 
básica de build-up é (fig.21): 
 
BROCA – BIT SUB – STB – MONEL – DC – STB – DC – STB – etc 
 
Para maior ganho de ângulo se pode usar: 
 
1 – Maior peso sobre a broca 
2 – MONEL de menor diâmetro 
3 – Menor RPM, etc. 
 
Para menor ganho de ângulo: 
 
 1 – Menor peso sobre a broca 
2 – MONEL de maior diâmetro 
3 – Diminuir a distância entre o near bit e o segundo estabilizador 
4 – Usar um near bit reduzido 
5 – Aumentar RPM e/ou vazão da bomba (em formação moles), etc 
 27 
 
c) Drop-Off – Asembly - (Coluna para perder ângulo) neste caso se usa o efeito 
do pêndulo, já apresentado. A coluna básica de drop-off é (fig.22): 
 
BROCA – MONEL – DC – STB – DC – STB – etc 
 
Para maior perda de ângulo, se pode usar: 
 
 1 – Menor peso sobre a broca 
 2 – Maior RPM 
 3 – MONEL de menor diâmetro acima do primeiro estabilizador 
 4 – Comando de menor diâmetro acima do primeiro estabilizador 
 5 – Repassar o poço a cada conexão, etc. 
 
Para menor perda de ângulo: 
 
 1 – Maior peso sobre a broca (tem mais efeito em formações moles, onde a taxa 
de penetração é aumentada consideravelmente, com o aumento do peso sobre a 
broca). 
 2 – Menor RPM e/ou vazão (em formações moles). 
 3 – MONEL de menor diâmetro 
 4 – Menor distância entre a broca e o primeiro estabilizador, etc. 
 
d) Tangente Assembly (Coluna para manter o ângulo) – Na maioria dos casos, 
é muito difícil se encontrar uma coluna que mantenha o ângulo e a direção, ambos ao 
mesmo tempo. Muitas vezes, quando os parâmetros de perfuração ou mesmo a 
estabilização, são modificados para se manter o ângulo, um efeito adverso pode ser 
observado na direção e vice-versa. A coluna de manter ângulo é, portanto, decorrente 
de um jogo de estabilização e parâmetros adequados às condições da perfuração. 
Alguns exemplos são dados abaixo: 
 
 1 – BROCA – STB – MONEL – STB – DC – STB – DC – etc 
 28 
 2 – BROCA – STB – SDC – (10’) – STB – MONEL – STB – etc 
 
 3 – BROCA – REAMER – STB – MONEL – STB – DC – STB – etc 
 
 As figuras 23 e 24 representam alguns conjuntos usados normalmente na 
perfuração direcional. 
 
 
 
 
14. ACOMPANHAMENTO DIRECIONAL 
 
 Para se saber a posição do poço após cada registro, são feitos alguns cálculos 
para se encontrar as coordenadas do fundo do poço em relação à superfície. Entre os 
métodos existentes, o Average Angle Method (Método do Ângulo Médio) é o mais 
usado no campo, pela sua simplicidade. Por motivos já citados anteriormente, nos 
referiremos somente a ele no presente trabalho. Como o próprio nome diz, este método 
utiliza o ângulo vertical médio e a direção média entre duas estações, para efeito de 
cálculo, ou seja, de acordo com a figura 25: 
 
1- A trajetória do poço entre as estações A e B é considerada como sendo reta 
(na verdade o poço descreve um arco). 
2 – A inclinação no trecho será considerada α (que é a média das inclinações 
nas estações A (αA) e B (αB). 
3 – A direção do poço no trecho AB será θ (que é a direção média θA + θB /2). 
 
 
 Os cálculos de cada trecho são somados aos anteriores e plotados em dois 
planos, um vertical na direção do objetivo e outro horizontal de modo que, a todo 
instante, nós temos um perfil vertical do poço, no qual podemos analisar a sua 
inclinação e uma vista horizontal onde fazemos a análise da direção, em relação ao 
objetivo. A figura 26 ilustra o processo. 
 29 
 
 
 
A matemática usada no cálculo, é a mais simples possível (ver figura 25): 
 
Trecho vertical: 
 
 
 
Afastamento: OB = AB sem α ∴ OR = OB cos ? θ 
 
 Coordenadas retangulares: 
 
 N - S OP = OB cos θ 
 
 
 E - W OQ = OB sen θ 
 
 Todos os resultados parciais dos trechos registrados ao longo do poço, são 
postos em uma PLANINHA DE ACOMPANHAMENTO DIRECIONAL, como também 
as colunas usadas nos respectivos trechos, parâmetros utilizados, tipos de formaçòes 
atravessadas, giro apresentado e também o dog leg em cada trecho. 
 
 
15. INSTRUMENTOS DE REGISTROS 
 
a). Totco 
• Registra somente inclinação; 
• Usado para acompanhamento de poços verticais; 
b). Single Shot Magnético – Este instrumento consta basicamente de três 
unidades: um cronômetro ou sensor de movimento (motion sensor) ou sensor de 
monel (monel sensor), uma câmara e um indicador de ângulo. O cronômetro é usado 
para acionar a câmara num instante predeterminado. Ás vezes se torna difícil prever 
exatamente o tempo que transcorre durante a decida do instrumento e, para evitar 
contratempos, se usa o sensor de movimento, que é dispositivo eletrônico, que aciona 
AO = AB cos α 
 30 
o sistema elétrico da câmara, poucos segundos após ter cessado o movimento. A 
câmara acionada, sensibiliza o filme circular de material especial, resistente ao calor. A 
unidade indicadora do ângulo consta de uma bússola magnética e um pêndulo, que 
determina a inclinação em relação à vertical. Todo o conjunto se encontra dentro de um 
cilindro protetorque é descido no poço através de um cabo (sand line ou wire line), 
ou é deixado cair até o fundo. O instrumento é então puxado até a superfície, onde o 
filme é revelado. Desta maneira se tem as leitura exata da inclinação e direção do 
poço. 
• Registra inclinação, direção e tool face; 
• Usado para acompanhamento de poços verticais e direcionais; 
• Sofre interferência magnética; 
• Faz um registro por corrida; 
 
c). Multishot Shot Magnético – Este instrumento trabalha com o mesmo 
princípio do Single Shot, com a diferença que, em vez de fazer apenas um registro de 
cada vez, ele faz vários, reparadores por um intervalo de tempo definido. Com isto se 
obtem um registro completo do poço. Normalmente este instrumento é decido na última 
manobra, antes da descida do próximo revestimento. A única limitação deste 
instrumento é a interferência magnética, ou seja, o mesmo não pode ser decido dentro 
da coluna de revestimento. 
• Registra inclinação direção e tool face; 
• Usado para mapear trajetória de poços perfurados; 
• Sofre interferência magnética; 
• Faz vários registros por corrida; 
 
d). Single Shot Giroscópio - Este instrumento pode ser usado sem o MONEL, 
já que a bússola magnética é substituída por uma bússola giroscópica, controlada por 
um motor de alta velocidade. O fim primordial do girocópio, é orientar as ferramentas 
defletoras em áreas de forte interferência magnética e determinar tanto a inclinação 
como a direção do poço. Este instrumento tem um cronômetro, uma câmara e bússola 
giroscópica muito sensível. A unidade giroscópica é orientada em uma direção 
conhecida (com precisão), e o cronômetro posto a hora a um determinada. O 
 31 
instrumento é colocado dentro de um cilindro protetor e baixado ao ponto em que se 
deseja fazer o registro. Em seguida o instrumento é puxado e o filme é revelado. 
• Registra inclinação, direção e tool face; 
• Usado para acompanhamento de poços direcionais quando há 
interferência magnética; 
• Não sofre interferência magnética; 
• Faz um registro por corrida; 
• Necessita um referencial de direcionamento; 
 
e). Multi Shot Giroscópio - O giroscópio de vários registros (GYRO 
MULTISHOT), é usado para registrar em filmes de 10mm, a inclinação e o rumo do 
poço, revestido ou não. O instrumento e a secção da câmara são iguais aos do Multi 
Shot Magnético. Os giroscópios são muito sensíveis e devem ser manuseados com 
cuidado. Quando o conjunto é retirado do poço, é necessário inspecionar a unidade 
giroscópica, para determinar o “drift”. Para assegurar a precisão dos dados, o 
instrumento deve ser alinhado em paralelo com a direção do poço. 
• Registra inclinação, direção e tool face; 
• Usado para mapear trajetória de poços já perfurados revestidos ou 
quando há interferência magnética; 
• Não sofre interferência magnética; 
• Faz vários registros por corrida; 
• Necessita um referencial de direcionamento; 
 
f). Steering Tool 
• Registra inclinação, direção, tool face, temperatura e dip magnético; 
• Usado para correções com motor de fundo; 
• Sofre interferência magnética; 
• Faz registros em tempo real de perfuração, em intervalos de tempo 
predefinidos; 
• Corrido a cabo, por dentro da coluna de perfuração; 
 
g). MWD 
 32 
• Registra inclinação, direção, tool face, temperatura, parâmetros 
magnéticos e dados referentes ao seu funcionamento; 
• Usados para acompanhamento de poços direcionais e para correções 
com motor de fundo; 
• Faz registros constantes da tool face e os demais, sempre que desejado, 
por variação da vazão de circulação; 
• Faz parte da composição da coluna de perfuração; 
 
h). LWD 
• Registra inclinação, direção, tool face, temperatura, parâmetros 
magnéticos, dados referentes ao seu funcionamento, leituras de perfil de 
resistividade, raios gama, densidade/neutão e sônico; 
• Usado para acompanhamento de poços verticais e direcionais, correções 
com motor de fundo e perfilagem contínua do poço, durante a perfuração 
ou após; 
• Faz registros constantes da tool face e leituras de perfil de poço; demais 
registros, sempre que desejado, por variação da vazão de circulação; 
• Faz parte da coluna de perfuração; 
 
 
16. FERRAMENTAS ADICIONAIS DA PERFURAÇÃO DIRECIONAL 
 
 a). Comandos Não Magnéticos – Em geral, para diminuir a interferência 
magnética ao redor dos instrumentos magnéticos de registros direcionais, é necessário 
se colocar na coluna um comando especial (MONEL) sem magnetismo remanescente. 
Este comando deve ter uma permeabilidade magnética µ ≤ 1,10 e, variando um pouco 
a depender do fabricante, a sua composição química é mais ou menos: C ≤ 0,7% Si ≤ 
1,00%, Mn 17-19%, Ni 1,30-2,10%, Cr 11-14% e Mo ≤ 0,82%. 
O instrumento colocado dentro deste comando, sofre apenas a ação do 
magnetismo terrestre, mas com uma restrição: apesar do MONEL não interferir na 
leitura da bússola magnética do instrumento, ele não impede a interferência de corpos 
magnetizados que eventualmente se encontrem por perto. Apenas a influência 
 33 
magnética da coluna de perfuração, é evitada. O comprimento do comando não 
magnético requerido para evitar a interferência da coluna de perfuração, e função da 
inclinação, direção e locação do poço em relação ao globo terrestre. 
 
 b) Comandos curtos (Short Drill Colars ou Pup Colars) – São ferramentas 
requeridas para mudar a distância entre estabilizadores ou entre broca e estabilizador, 
em geral modificar a rigidez da coluna, mudando assim as taxas de build-up ou drop-
off do ângulo vertical. Em Alguns casos são usados para dar maior rigidez à coluna, 
tentando eliminar algum desvio, como uma típica tangent assembly. 
 
 c) Bent subs – São subs de cruzamento nos quais o eixo do pino de conexão 
forma um ângulo com o eixo do sub; portanto, quando um motor hidráulico é conectado 
a esta ferramenta, o mesmo e forçado a perfurar para fora do eixo do poço, produzindo 
assim mudança de Ângulo ou direção desejada. Dependendo da taxa desta mudança, 
diferentes valores do ângulo do best sub são usados; os mais comuns são: 1, 1 ½ , 2, 
2 ½ e 3º. Como se sabe, o dog leg obtido com o bent sub, e função do ângulo do 
mesmo, do diâmetro do poço, do diâmetro do motor hidráulico, da distância entre a 
broca e o bent sub e OD dos comandos acima do bent sub. O Bent Downhle Motor 
também é utilizável. Este recurso, em vez de usar um bent sub no topo do motor 
hidráulico, usa um Bent Housing com um ângulo definido, no corpo do referido motor, 
Existe também o bent sub hidráulico, chamado Dyna Flex. Esta ferramenta funciona 
hidraulicamente, ou seja, a orientação é feita com a ferramenta alinhada com poço. 
Somente quando requerida (pela ação das bombas), à deflexão é produzida pela duna 
flex. 
 
 d) Drilling Jars – Em poços direcionais, devido aos comandos trabalharem no 
lado baixo do poço e da eventual criação de um dog leg, aumentando assim a 
possibilidade de prisão, é conveniente o uso do Drilling Jar como parte integrante do 
BHA. Os Earthquaker Jars são os mais comumente usados, pela simplicidade de 
operação que proporcionam. Somente o tracionamento da coluna é requerido, quando 
se deseja que o Jar golpeie para cima, ao passo que, apenas arriando peso sobre o 
Jar, fazendo co que o mesmo golpeie para baixo. Este Jar pode ser usado durante 
muitas horas consecutivas de perfuração e o ajuste da sua carga de impacto (para 
 34 
baixo ou para cima independentemente) pode inclusive ser feita no campo. Deve 
trabalhar sob tenção e esta situado cerca de 45’ acima da linha neutra. 
 
 e) Heavy-Weight Drill Pipe (HWDP) – Estes tubos vem sendo uma exigência na 
perfuração de poços direcionais. Os mesmos, além de proporcionarem um meio de 
evitar o “stress” excessivo da coluna de Drill Pipes, permitem a aplicação de peso 
sobre eles, diminuem o toque rotativo, evitam sensivelmente a possibilidade de prisão 
por pressão diferencial, diminuem o “drag”e reduzem o tempo de manobra (vantagem 
sobre os DC’s), pois não necessitam de colar de segurança e elevadores de comandos 
(usam a mesma cunha dos Drill Pipes). 
 
 
17. ALGUNS PROBLEMAS DA PERFURAÇÃO DIRECIONAL 
 Além do dog leg anteriormente comentado, alguns problemas merecem atenção 
na perfuração direcional. 
 
 a) Repassamento – Algumas vezes é necessário se repassar um poço que se 
apresenta com algum intervalo fechado (inchamento de argila, por exemplo). Deve-se 
ter em conta que o repassamento é uma operação que requer muito cuidado e deve 
ser evitada, salvo se não houver outra alternativa. Se um poço deve ser repassado, 
uma coluna de repassamento com estabilizadores devidamente posicionados deve ser 
usada e a operação deve ser controlada por técnicos experientes. O maior perigo do 
repassamento em poços direcionais é o side track acidental, dirigido para a parte 
baixa do poço, particularmente em formações moles, onde o controle da operação deve 
ser redobrado. 
 
 b) Pecaria em Poços Direcionais – Quando um problema de pescaria é 
apresentado em um poço direcional, a operação de pesca é feita de maneira idêntica à 
um poço vertical, com vantagem de que, neste caso, o peixe estará sempre no lado 
baixo do poço, facilitando assim o seu encamisamento, a não ser. É claro, se o poço 
estiver lavado. Em perfuração direcional, é boa prática se trabalha a coluna sempre 
que a perfuração está parada; isto evita o risco de prisão por diferencial de pressão. 
 
 35 
 c) Fadiga da Coluna em Poços Direcionais – Uma das conseqüências de um 
dog leg abrupto é o “stress” que o mesmo ocasiona nos componentes da coluna de 
perfuração, criando a possibilidade de defeito por fadiga. A alta tensão nos Drill Pipes, 
causada pelo do BHA, é um fator que deve ser checado sempre que um tubo 
defeituoso se apresenta. O BHA não deveria ter, normalmente, mais do que 10 ou 15% 
de peso, acima do requerente na perfuração. A fadiga nos Drill Pipes se apresenta 
especialmente se uma coluna pesada é usada num repassamento. Isto porque o 
repassamento é feito quase sem peso a tensão nos Drill Pipes durante a operação, é 
máxima. 
 
 d) Completação em Poços Direcionais – Se o ângulo do poço não é muito alto 
(< 50), a completação se processa identicamente à de um poço vertical. Em poços de 
grande inclinação, algumas vezes, não é possível descer algumas ferramentas com o 
wire line, como certos tipos de Packers permanentes ou Bridge Plugs, e os mesmos 
são descidos com uma coluna de tubing ou drill pipe. A mesma coluna se torna 
necessária para se correr os perfis elétricos. Entretanto, estes poços de grande 
inclinação são raramente perfurados. Uma boa característica de um poço direcional, é 
que por vez, o mesmo expõe mais a formação produtora, aumentando assim o Índice 
de produtividade. 
 
 e) Forças de Fricção em Poços Direcionais – Somente uma parte do peso da 
coluna de perfuração se tem disponível para mover as ferramentas em poços de 
grande inclinação. Em poço com inclinação de 70, mais de 90% do peso da coluna de 
perfuração, é suportado pelo lado baixo do mesmo (figura 27). Isto não só dificulta a 
rotação da coluna, como também desgasta rapidamente as juntas dos Drill Pipes. 
Para reduzir a fricção, deve-se usar lama de emulsão à base óleo. Esta mesma força 
de fricção também mais difícil a descida do revestimento em poços muito inclinados. 
Os centralizadores colocados na coluna de revestimento, ajudam a reduzir a fricção e 
aumentam a probabilidade de uma boa cimentação. A circulação também é afetada em 
poços de grande inclinação. Na parte baixa do poço, a lama perde um pouco a 
velocidade de circulação, devido à maior concentração de cascalho, ao passo que, na 
parte alta, a lama mais limpa flui mais livremente. 
 
 36 
18. NOÇÕES DE PERFURAÇÃO HORIZONTAL (fig. 28) 
 
Razão de se Perfurar Poços Horizontais – A perfuração horizontal no mundo é 
motivada pelo ROI (Retun On Investiment). 
Aumento de produtividade em todos os estágios de recuperação (primário, 
secundário e terciário) e melhoria do ROI, se consegue com: 
• Exposição de uma maior área do reservatório; 
• Cruzamento de mais fraturas; 
• Redução de cones de água e gás; 
• Aumentando a eficiência de varredura (como injetor); 
 
Tipos de Poços Horizontais (fig. 29) 
Raio Longo – Vantagens 
• São facilmente perfurados com as ferramentas convencionais; 
• Grande parte da trajetória pode ser perfurada com equipamentos 
rotativos, não sendo necessário o uso contínuo de PDM; 
• O uso de equipamentos tubulares e revestimentos padrão, faz com que o 
custo diário seja menor do que para o raio médio; 
• Permite a perfuração de longos trechos horizontais e extended reach; 
• Além disso, permite todos os métodos de completação, estimulação, 
workover e equipamentos de gas lift; 
Raio Longo – Desvantagens 
• Necessita de sonda maior com top-drive, grandes bombas e ótima 
capacidade de gerenciamento lama/cascalho; 
• As grandes seções de poço aberto aumentam o risco de prisão, kicks e 
danos à formação e ainda requer proteção extra para a coluna de 
revestimento; 
 37 
• Há menor precisão no controle da TVD; 
• Têm pouco uso em pequenos arrendamentos devido ao afastamento 
requerido ser muito grande comparado com o comprimento do bloco; 
 
Raio Médio – Vantagens 
• Comparado ao Raio Longo, o Raio Médio tem maior precisão na 
aterrissagem mas tem mais torque e drag; 
• Em comparação com o Raio Curto, acontece exatamente o contrário; 
• Permite o uso de ferramentas de MWD convencionais e motores de 
fundo/steerable; 
• Pode ser normalmente revestido e completado; 
 
Raio Médio – Desvantagens 
• Torque e Drad podem ser maiores, devido ao fato da taxa de BU ser 
maior que a do Raio Longo; 
• Hoje já existe tendência favorável à construção de trecho com Raio Longo 
no projeto de Raio Médio, a fim de se reduzir a taxa de BU no topo da 
coluna; após a tangent section o poço é concluído com raio médio, sem 
perder a precisão na aterrissagem; 
• Se o poço é de 6 1/8” ou menor, as opções de completação e workover 
são limitadas, como também as de LWD e wire-line; 
Raio Curto – Vantagens 
• Maior precisão na aterrissagem que os anteriores; 
• São atrativos em arrendamentos pequenos; 
• Perfurados em poços existentes, têm recompletação mais barata, devido 
utilizarem infra-estrutura já existente; 
 38 
• KOP é, usualmente, abaixo dos contatos de fluido, o que significa menor 
risco de mau isolamento das zonas de fluido do que RL e RM; 
 
Raio Curto Desvantagens 
• Requer equipamentos personalizados (flexíveis ou articulados) que estão 
frequentemente ocupados e são menos confiáveis que equipamentos 
padrão; 
• Precisam também de PDM e BHA articulados; 
• A coluna é altamente especializada e portanto mais cara; 
• Devido não ser possível o uso do MWD, o Raio Curto não permite 
controle de azimute; 
• Trecho horizontal pequeno (<400’); 
• Limitação na completação de poço aberto; 
• Não permite testemunhagem ou perfilagem; 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 39 
Planejamento de um Poço Horizontal 
 
PROJETO 
• Perfil da trajetória; 
• Análise de Torque e Drag; 
• Well Path / Simulação do DLS; 
• Considerações sobre o MWD; 
• Programação de BHA; 
• PDM e Steerable necessários; 
• Ferramentas usuais em poços horizontais; 
• Posicionamento do Jar; 
• Programa de revestimentos; 
• Hidráulica; 
• Estabilidade mecânica do poço; 
• Análise de stress da coluna; 
 
EXECUÇÃO 
• Seleção do pessoal envolvido no projeto (GT); 
• Reuniões peródicas; 
• Planos de contingência; 
• Coleta de dados: direcional, MWD, LWD, advisor (superfície); 
• Análise dos dados da perfuração; 
• Comunicação de dados; 
• Replanejamento, se necessário; 
 
 40 
AVALIAÇÃO 
• Revisão do projeto; 
 
Projeto – Considerações Gerais 
• O poço horizontal é um poço de desenvolvimento; 
• Os objetivos geológicos devem estar claros;• Se há dúvidas, ... poço piloto; 
• Quantos pilotos são necessários? 
• Qual afastamento antes do trecho horizontal? 
• Qual o comprimento da seção horizontal? 
• Qual o melhor ganho de ângulo? 
• Algum giro é necessário? 
• Poços mais delgados são melhores quanto a torque&drag; 
• Evitar perfuração de seções difíceis (BU p.ex.) em formações 
problemáticas; 
• Levar em conta dados de correlação; 
• Dentre as diferentes opções de trajetórias, escolher a mais curta; 
• Manter o afastamento até o final da curva dentro da tolerância; 
• Para poços de grande afastamento, usar menores taxas de ganho de 
ângulo; 
• Projete uma tangent section com comprimento suficiente, para permitir 
uma alteração na taxa de ganho de ângulo, se necessário; 
 
A Segurança da Tangent Section (fig. 30) 
Trajetórias de Poços Horizontais – Cálculos (fig. 31 e 32) 
Avaliação de Reservatórios em Potencial 
 41 
• Poço vertical vs horizontal: 
o Os benefícios da perfuração de um poço horizontal, somente 
podem ser determinados, pela comparação de custo e 
produtividade entre um poço horizontal e um vertical, ambos 
perfurados no mesmo reservatório; 
• Reservatório candidato: 
o Nem todos reservatórios são prováveis candidatos à completação 
horizontal; certos critérios devem ser cumpridos para que isto 
aconteça; 
• Considerações econômicas: 
o Há inúmeros caminhos através dos quais um poço horizontal pode 
reduzir o custo de óleo ou gás, além de aumentar a produção; 
todos devem ser analisados; antes da decisão de se fazer um poço 
horizontal, o lado econômico deve ser cuidadosamente 
considerado, tanto no que se refere a aumento de produção, como 
a algum incentivo econômico indireto; 
 
Incentivos Econômicos Indiretos 
• Aumento da área de drenagem; 
• Aumento da recuperação; 
• Redução dos custos de elevação; 
• Redução dos custos de logísticas; 
 
Incentivoseconômicos indiretos podem ser mais importantes que aumento de 
produção; 
Planejamento cuidadoso e acurado controle da trajetória, são essenciais para se 
usufruir dos benefícios dos incentivos econômicos indiretos; 
 42 
Um poço deve ser completado, tão logo sua produtividade possa ser mantida, a 
fim de que possa retornar o mais rápido possível, as vantagens dos incentivos 
econômicos indiretos; 
 
Reservatório Candidato 
• Naturalmente fraturados: 
o Intercepta um número maior de fraturas; 
o Aumenta a área de drenagem; 
o Elimina a necessidade de fraturamento hidráulico; 
• Matriz Impermeável: 
o Aumenta o contato com a matriz; 
o Fluxo linear em torno do poço (reduz a possibilidade de cones de 
água ou gás); 
 
Nos reservatórios naturalmente fraturados, a maior parte do óleo in place, está 
no sistema natural de fraturas; 
Na matriz permeável, o óleo ou gás in place, está na matriz; 
 
 
 
Seleção da Completação Correta 
• Economia: 
o A trajetória do poço dentro do reservatório é parte essencial da 
completação; 
o O custo da completação de um poço horizontal, é apenas um 
aspecto da economia do desenvolvimento de um campo usando 
poços horizontais; 
 43 
• Anisotropia do reservatório: 
o A maior parte dos reservatórios tem se mostrado lateralmente 
heterogêneos; 
• Monitoramento do reservatório: 
o É necessário habilidade para reentrar num poço horizontal regular, 
para manter a produtividade; 
• Recompletação e Workovers 
 
Tipos de Completação em Poços Horizontais 
• Poço aberto; 
• Slotted Liner; 
• Slotted Liner com ECP; 
• Telas; 
• Liner cimentado; 
 
Existem economia e vantagens operacionais, como também desvantagens, em 
cada tipo de completação; a mais apropriada é a que mantém a produtividade 
economicamente preservada durante toda a vida do poço; 
 
 
Cimentação de Poços Horizontais 
Os seguintes fatores interrelacionados, contribuem para o sucesso da operação: 
• Geometria do poço; 
• Propriedades do fluido de perfuração; 
• Programa de centralizadores; 
• Projeto da pasta de cimento; 
 44 
• Remoção do reboco; 
• Execução e projeto da operação; 
 
Efeitos Adversos da Geometria 
• Limpeza e transporte de cascalhos do poço, deficientes; 
• Excentricidade do revestimento; 
• Falha de ECP; 
• Dificuldade de interpretação dos perfis; 
• Instabilidade do poço quando posto em produção; 
 
Melhoria da Geometria 
• Uso de lama base óleo; (?) 
• Evitar grandes correções no trecho de BU; 
• Otimizar as propriedades do fluido de perfuração; 
• Controlar os parâmetros de perfuração; 
Muito pode ser feito enquanto se perfura, no sentido de controlar o diâmetro e a 
forma de um poço horizontal; 
 
 
Propriedades do Fluido 
• Estabilidade do poço; 
• Transporte de cascalho; 
• Interpretação de perfis; 
• Integridade da cimentação final; 
As mais importantes funções do fluido de perfuração em poços horizontais são: 
 45 
• Promover a lubricidade para diminuir o torque&drag; 
• Transportar eficientemente os cascalhos para fora do poço; 
• Manter a estabilidade do poço; 
 
Transporte de Sólidos 
A eficiência do transporte de sólidos em um poço horizontal, é função de: 
• Regime de fluxo; 
• Velocidade anular; 
• Reologia do fluido; 
• Densidade do fluido; 
• Técnicas de perfuração; 
 
Controle dos Parâmetros de Perfuração 
• Rotação / Reciprocação; 
• Frequentes wiper trips; 
• Back ream; 
• Uso do top driver; 
• Taxa de penetração controlada; 
• Equipamentos de controle de sólidos adequados; 
A perfuração controlada melhora o transporte de sólidos, a geometria e a 
limpeza do poço. 
 
 
 
 
JORGE BARRETO jorge.barreto@halliburton.com
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11%
46%
37%
6%
RED CONE EXP FRAT
EXP RES OUTROS
NOS EUA
29%
20%
40%
11%
RED CONE EXP FRAT
EXP RESE OUTROS
FORA DOS EUA
13%
44%
37%
6%
RED CONE EXP FRAT
EXP RESE OUTROS
NO MUNDO
Razões de se Perfurar um 
Poço Horizontal
Razões de se Perfurar um 
Poço Horizontal
FIGURA 28
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RAIO LONGO RAIO MÉDIORAIO CURTO
U
LT
-C
.
C
U
R
T
O
M
É
D
IO
L
O
N
G
O
Coluna Padrão
Steerable Systems
MWD
Perfuração Rotativa
Testemunhagem
Perfilagem a Cabo
TLC
Coiled Tubing
Completação Seletiva
Mult-well Payzones
Artificial Lift
Workover
RAIO ULTRA-CURTO
sim
possível
COMPARAÇÃO DE OPERAÇÕESCOMPARAÇÃO DE OPERAÇÕES
difícil
não
1º-6º/30m
R=1746-291m
8º-20º/30m
R=218-87m
100º-340º/30m
R=17-5m
390º-1970º/30m
R=4-0.90m
1200
m
750m
120m
60m
FIGURA 29
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FIGURA 30
BU inicial
ou secção
direcional
padrão
Final do 1º 
BU de 
6º+30m
Safety 
Tangent ou
Hold Section
Se o BU construído
for de 5.5º/30m, o 
poço estará por
baixo da linha de 
projeto
Mas pode-se 
continuar ganhando
ângulo na Hold 
Section para cumprir
o projeto
Final do 2º BU Entrada do objetivo
horizontal
Uma Tangent Section antes da entrada
do objetivo horizontal, pode ser criada
no projeto, com o intuito de se 
continuar ganhando ângulo, caso a 
taxa de BU não seja atingida
Uma Tangent Section antes da entrada
do objetivo horizontal, pode ser criada
no projeto, com o intuito de se 
continuar ganhando ângulo, caso a 
taxa de BU não seja atingida
Tangent SectionTangent Section
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FIGURA 31
Lth
Ltv
Lbu
TRECHO 
VERTICAL
TRECHO 
HORIZONTA
L
Ângulo máximo 90º
Dt
R
Vt
Com um trecho de ganho de 
ângulo
Com um trecho de ganho de 
ângulo
Afastamento total: Dt = R + Lth
Profundidade vertical total: Vt = R + Ltv
Comprimento do Poço: L = Ltv + Lbu + 
Lth
Lbu = * R / 2π
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Curso de Perfuração 
Direcional
Curso de Perfuração Curso de Perfuração 
DirecionalDirecional
FIGURA 32
Com dois trechos de ganho de 
ângulo
Com dois trechos de ganho de 
ângulo
R1
D4
V4
V1
R2
D∆
V∆
(90º - )θ
θ
θ
α
β (90º - )θ
90 - = + θ α β
= 90 - -θ α β
α
14
124
RD
VRV
arctg
−
−−
=α
( ) ( )2142124
12
RDVRV
RR
arcsen
−+−−
−
=β
( )[ ]θ−−∗=∆ 90cos12RV
( )θ−∗=∆ 902 senRD