Apostila Supervisão - OnShore - Superficie

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Nível Supervisão, Perfuração, Intervenção e Completação 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
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DECLARAÇÃO DE QUALIDADE E POLÍTICA DE COMENTÁRIOS 
Caro participante: 
O IADC é um comitê para assegurar que seus credenciados ofereçam ensino de 
qualidade, além de um alto padrão de conduta. Um dos caminhos para continuarmos a 
melhorar nossos programas de credenciamento e processos é ouvindo e respondendo 
aos pontos de vista dos participantes dos treinamentos. O IADC pretende garantir que: 
 Fazer um comentário seja tão fácil quanto possível; 
 Nós levamos qualquer comentário acerca de nossos credenciados a sério; 
 Nós responderemos da forma correta – por exemplo, nós investigamos, 
coletamos mais informações e ponderamos os dois lados antes de tomarmos uma 
decisão; 
 Aprendemos a partir dos comentários recebidos e os utilizamos na melhoria da 
qualidade do programa de credenciamento; 
 Os credenciados aprendem com os comentários recebidos e os utilizam na 
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Por E-mail: quality@iadc.org 
mailto:quality@iadc.org
 
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SUPERVISÃO 
OnShore 
 Versão 1.1 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
MANUAL DE CONTROLE DE POÇOS SUPERFÍCIE 
14/09/2016 13:44 
 
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PREFÁCIO 
 
 
 
Os participantes terão inicialmente uma revisão geral dos conceitos fundamentais 
importantes para que possam compreender a aplicação dos métodos de controle. 
 Na sequencia, após a abordagem sobre kick e blowout, os procedimentos necessários 
para o completo controle da situação. 
Todos os tópicos abrangidos nesta apostila visam ampliar os conhecimentos em controle 
de kick. 
Procuramos expor o assunto de maneira a despertar o interesse do treinando e 
consequentemente motivá-lo ao aprendizado. Atingindo este objetivo, temos motivos 
para satisfação. 
Como esta nova versão ainda não sofreu um seguimento sistemático, solicitamos que 
possíveis erros encontrados aqui sejam comunicados para que possam ser corrigidos 
futuramente. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
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ÍNDICE 
 
# Parte I – 
Manual Controle de Poço 
 
I - CONCEITOS FUNDAMENTAIS ................................................................................... 16 
 
1 - Tipos de fluidos .................................................................................................................. 16 
 
2 - Fluido de perfuração........................................................................................................... 16 
 
2.1. Propriedades dos fluidos de perfuração ............................................................................ 16 
a) Massa específica .................................................................................................................. 16 
b) Parâmetros reológicos. ........................................................................................................ 17 
c) Força gel .............................................................................................................................. 18 
d) Salinidade ............................................................................................................................ 18 
 
2.2. Propriedades do fluido após adensar ou diluir................................................................. 16 
 
3 - Conceitos e cálculos de pressão ......................................................................................... 19 
3.1. Definição de pressão ........................................................................................................ 19 
3.2. Conceito do tubo em "U" e coluna hidrostática................................................................ 19 
3.3. Tipo de pressão ................................................................................................................. 20 
a) Pressão hidrostática ............................................................................................................. 20 
b) Gradiente ............................................................................................................................. 21 
c) Pressão da formação ............................................................................................................ 22 
d) Pressão na cabeça do poço .................................................................................................. 23 
e) Pressão num ponto do poço ................................................................................................. 23 
f) Diferencial de pressão .......................................................................................................... 23 
g) Pressão trapeada .................................................................................................................. 23 
h) Pressões em condições dinâmicas ....................................................................................... 24 
i) Pressões no fundo do poço estática e dinamicamente. ......................................................... 25 
j) Pressão na sapata do revestimento estática e dinamicamente ............................................. 25 
k) Pressão de absorção ............................................................................................................. 26 
l) Pressão de fratura ................................................................................................................. 26 
m) Pressão gerada no pistoneio ............................................................................................... 26 
n) Massa específica equivalente .............................................................................................. 26 
o) Relação volume, altura e seu efeito na pressão ................................................................... 27 
p) Cálculos diversos - volume, tempo ..................................................................................... 28 
 
 
 
5 
 
II - KICK E BLOWOUT ...................................................................................................... 29 
 
1. Definição. ........................................................................................................................... 29 
2. Fluxos da formação para o poço ......................................................................................... 29 
2.1. Causa do fluxo intenciona ................................................................................................ 29 
 
2.2 Causas do fluxo não intencional ........................................................................................ 29 
a. Incorreto abastecimento do poço ......................................................................................... 30 
b. Pistoneio .............................................................................................................................31 
c. Perda de circulação ............................................................................................................. 34 
d. Massa específica do fluido insuficiente .............................................................................. 34 
e. Corte do fluído de perfuração .............................................................................................. 35 
f. Cimentação ........................................................................................................................... 37 
 
3. Pressão anormal .................................................................................................................. 38 
4. Indicadores de aumento da pressão de poros ...................................................................... 41 
4.1 Indicadores diretos de pressão anormal ............................................................................. 42 
4.2 Indicadores indiretos.......................................................................................................... 44 
 
5. Detecção de kick ................................................................................................................. 44 
5.1 Os Indícios de kick perfurando .......................................................................................... 44 
5.2 Indício de kick durante a manobra .................................................................................... 46 
5.3 Indício de kick durante uma perda de circulação .............................................................. 46 
 
6. Importância da rápida detecção de um kick ....................................................................... 47 
7. Distinção entre indicadores de kick e outras ocorrências. .................................................. 47 
 
III – PROCEDIMENTOS ..................................................................................................... 48 
 
1. Os Instrumentos de Detecção de Kick ................................................................................. 48 
2. Informações Prévias ........................................................................................................... 48 
3. Flow Check. ......................................................................................................................... 54 
4. Comportamento do Fluido Invasor ...................................................................................... 55 
5. Fechamento do Poço ........................................................................................................... 57 
6. Monitora mento do poço após o Fechamento ...................................................................... 62 
7. Na ocorrência de uma Perda Total de Circulação ............................................................... 67 
8. Manobrando ......................................................................................................................... 67 
9. Treinamento do Controle de Poços ..................................................................................... 68 
10. Competência da Formação ................................................................................................ 69 
11. Operações de Stripping ...................................................................................................... 72 
12. Gás Raso ............................................................................................................................ 75 
 
 
 
 
6 
 
IV - CARACTERÍSTICAS E COMPORTAMENTO DO GÁS ....................................... 77 
 
1. Tipos de Gás ........................................................................................................................ 77 
1.1. Hidrocarbonetos............................................................................................................... 77 
1.2. Gases Tóxicos ................................................................................................................... 77 
 
2. Efeito da Densidade do Gás................................................................................................. 79 
3. Migração do Gás .................................................................................................................. 79 
4. Expansão do Gás ................................................................................................................. 79 
5. Compressibilidade e comportamento de fases..................................................................... 80 
6. Solubilidade na Lama .......................................................................................................... 80 
 
V - INFORMAÇÕES SOBRE O KICK. ............................................................................. 82 
 
1. Dados na Ocorrência ........................................................................................................... 82 
2. Determinação de outros dados ............................................................................................. 83 
 
VI - MÉTODOS DE CONTROLE COM A BHP CONSTANTE ..................................... 86 
 
1. Objetivos dos Métodos de Controle .................................................................................... 86 
2. Princípios dos Métodos de Controle com BHP Constante .................................................. 86 
3. Métodos de Controle ........................................................................................................... 87 
3.1. Método do Sondador ....................................................................................................... 87 
3.2. Método do Engenheiro .................................................................................................... 92 
3.3. Método Volumétrico........................................................................................................ 93 
 
4. Planilha de Controle do Poço. ............................................................................................. 98 
5. Procedimentos de Controle .................................................................................................. 98 
5.1. Como Ligar e Desligara Bomba Mantendo a BHP ......................................................... 98 
5.2. Manuseio do Choke Durante o Procedimento de Controle ............................................. 99 
5.3. Problemas Durante a Circulação de um Kick (situações especiais) ............................... 99 
5.4. Considerações sobre o Uso do Diverter. ......................................................................... 102 
 
6. Outros Métodos de Controle de Poço .................................................................................. 103 
6.1. Buliheading ...................................................................................................................... 103 
6.2. Circulação Reversa Durante o Teste de Formação .......................................................... 104 
 
VII - COMPORTAMENTO NA SAPATA ......................................................................... 104 
 
1. Pressões na Sapata. .............................................................................................................. 104 
2. Tempo Para o Gás Atingir a Sapata..................................................................................... 105 
 
VIII - MARGEM DE SEGURANÇA .................................................................................. 106 
 
 
7 
1. Valor mínimo ....................................................................................................................... 106 
2. Valor máximo ...................................................................................................................... 107 
 
IX - SITUAÇÕES ESPECIAIS ............................................................................................107 
 
1. Controle de kick em poços horizontais............................................................................... 107 
2. Controle de kick em poços delgados .................................................................................. 111 
3. Controle de kick em poços multilaterais ............................................................................ 112 
4. Ocorrência de kick havendo solubilidade do gás .............................................................. 113 
 
X - CONCEITO DE TOLERÂNCIA AO KICK ................................................................ 114 
 
XI - PROCEDIMENTOS OPERACIONAIS PREVENTIVOS ........................................ 118 
 
1. Procedimentos na troca de turma........................................................................................ 118 
2. Perfurando .......................................................................................................................... 119 
3. Manobrando ........................................................................................................................ 120 
4. Perfilagem e canhoneio ...................................................................................................... 122 
5. Testes de formação, testes de produção ou pescaria ........................................................... 122 
6. Perda dê circulação. ............................................................................................................ 122 
7. Adestramento ....................................................................................................................... 122 
 
XII - RESPONSABILIDADE ESPECÍFICA APÓS O FECHAMENTO ........................ 123 
 
 TABELAS DE CAPACIDADES ..................................................................................... 125 
 TABELAS DE CAPACIDADES DAS BOMBAS DUPLEX E TRIPLEX .................... 128 
 TABELA DE CONVERSÃO DE UNIDADES ............................................................... 130 
 
CADERNO DE EXERCICIOS ............................................................................................ 132 
 
 
# Parte II – 
Manual de Equipamento Superfície 
 
I. FINALIDADE DOS EQUIPAMENTOS DE SEGURANÇA EM CABEÇA DE 
POÇO ...................................................................................................................................... .153 
 
II. CONSTITUIÇÃO DOS EQUIPAMENTOS DE SEGURANÇA EM CABEÇA 
DE POÇO...... ......................................................................................................................... .154 
 
1. Componentes dos E.S.C.P´S................................................................................................ .154 
1.1. Componentes básicos ....................................................................................................... .154 
1.2. Componentes completares ................................................................................................ .154 
 
 
8 
2. Composição e Localização dos Componentes ..................................................................... .154 
2.1. Unidade acumuladora / acionadora .................................................................................. .154 
2.2. Linhas de acionamento ..................................................................................................... .154 
2.3. Conjunto de dutos pneumáticos ........................................................................................ .154 
2.4. Painel de comando remoto ............................................................................................... .155 
2.5. Cabeçal ............................................................................................................................. .155 
2.6. Válvula da linha de estrangulamento............................................................................... .155 
2.7. Linha principal de estrangulamento. ............................................................................... .155 
2.8. Linha secundária de estrangulamento.............................................................................. .155 
2.9. Conjunto de válvulas de estrangulamento (choke manifold ) ......................................... .156 
2.10. Linha de retorno............................................................................................................. .156 
2.11. Linha de retorno de gás ................................................................................................. .156 
2.12. Desgaseificador centrífugo ............................................................................................ .156 
2.13. Desgaseificador atmosférico não rotativo ..................................................................... .156 
2.14. Inside BOP ..................................................................................................................... .156 
2.15. Válvula de segurança de coluna .................................................................................... .156 
2.16. Tanque de manobra ....................................................................................................... .156 
2.17. Linha de surgência ......................................................................................................... .158 
2.18. Linha de matar ............................................................................................................... .158 
2.19. Painel de controle remoto do estrangulador de fluxo .................................................... .158 
2.20. Válvulas do Kelly .......................................................................................................... .158 
2.21. Linha de alívio ............................................................................................................... .158 
 
III. INSTALAÇÃO E OPERAÇÃO DOS E.S.C.Ps .......................................................... 158 
 
1. Cabeçal .............................................................................................................................. 159 
1.1. Cabeça de revestimento. ................................................................................................... 160 
a. Cabeça tipo C22 e C22-BP ................................................................................................. 160 
b. Cabeça tipo CR ................................................................................................................... 162 
c. Cabeça C29 e C29L ............................................................................................................ 162 
 
1.2. Parafusos de trava ............................................................................................................. 165 
a. Tipo Standard ....................................................................................................................... 166 
b. Tipo IP...................... ........................................................................................................... 166 
c. Tipo ET...................... .......................................................................................................... 167 
 
1.3. Conexão entre os elementos do cabeçal ........................................................................... 169 
a. Flanges...................... ........................................................................................................... 169 
b. Cubos com grampos ............................................................................................................ 170 
c. Estojo..................... .............................................................................................................. 171 
d. Anéis de vedação. ................................................................................................................171 
 1. Anel tipo "R" ................................................................................................................ 172 
 2. Anel tipo "RX" ............................................................................................................. 173 
 
9 
 3. Anel tipo "BX. .............................................................................................................. 174 
 4. Carretéis de ancoragem ................................................................................................ 175 
 5. Suspensores de revestimento ........................................................................................ 177 
 6. Adaptadores de flanges................................................................................................. 179 
 a. Adaptador A3 ........................................................................................................ 179 
 b. Adaptador A4 ........................................................................................................ 180 
 c. Adaptador de flanges iguais .................................................................................. 180 
 
 7. Carretel de perfuração .................................................................................................. 181 
 8. Equipamento OBS de superfície ................................................................................. 181 
 9. Preventores de gaveta .................................................................................................. 182 
 9.1. Inspeção ................................................................................................................ 183 
 9.2. Instruções para instalação ..................................................................................... 183 
 9.3. Gavetas Shaffer e Hydril. ..................................................................................... 184 
 a. Gavetas de tubo de diâmetro fixo .......................................................................... 184 
 b. Gavetas de tubo de diâmetro variável. .................................................................. 185 
 c. Gaveta cega ........................................................................................................... 185 
 d. Gaveta cisalhante .................................................................................................. 186 
 9.4. Considerações gerais sobre o BOP de gavetas. .................................................... 188 
 9.5. Vedações............................................................................................................... 189 
 9.6. Sistema de travamento .......................................................................................... 191 
 9.6.1. Travamento manual .................................................................................. 191 
 9.6.2. Fechamento manual .................................................................................. 192 
 9.6.3. Abertura da gaveta quando fechada manualmente ................................... 192 
 9.6.4. Travamento automático ............................................................................ 193 
 a. BOP Hydril ....................................................................................... 193 
 1. Componentes e funcionamento do MPL ..................................... 193 
 b. BOP Shaffer .................................................................................... 195 
 1. Sistema poslock ........................................................................... 195 
 2. Sistema multilock e ultralock II .................................................. 196 
 c. BOP Cameron e suas gavetas .......................................................... 197 
 1. BOP tipo U .................................................................................. 197 
 2. BOP tipo T e TL .......................................................................... 197 
 3. Gavetas do BOP ......................................................................... 198 
 a. Gavetas variáveis ..................................................................... 198 
 b. Gavetas de tubo de diâmetro fixo............................................ 200 
 c. Gaveta cisalhante ..................................................................... 201 
 d. Gaveta cega ............................................................................. 201 
 
 9.6.5. Transporte de preventores de gaveta ........................................................ 202 
 9.6.6. Razões de operação .................................................................................. 203 
 a. Razão de fechamento ............................................................................ 203 
 b. Razão de abertura .................................................................................. 204 
 
10. Preventor anular ..................................... ....................................................................... 205 
 
10 
 10.1. Alguns tipos de preventores anulares .................................................................... 206 
 a. Hydril ..................................... ............................................................................... 206 
 b. Shaffer e a operação de stripping .......................................................................... 213 
 
11. Diverter ................................................................................................ .......................... 220 
12. Linha de matar..................................... ............................................................................ 221 
13. Linha de estrangulamento (choke line) ........................................................................... 222 
 
2. CONJUNTO DE VÁLVULAS DE ESTRANGULAMENTO (Choke Manifold) ..... 223 
 
2.1. Operação........................ ................................................................................................ 223 
2.2. Recomendações........................ ...................................................................................... 224 
2.3. Identificação do fluxo e área de alta e baixa pressão ..................................................... 226 
 a. Em condições normais .................................................................................................. 226 
 b. Em condições de controle de poço ............................................................................... 226 
 
3. VÁLVULAS E ESTRANGULADORES DE FLUX .................................................... 226 
 
3.1. Válvulas de gaveta tipo FMC ......................................................................................... 226 
3.1.1. Tipo M-20 ................................ .................................................................................. 226 
 a. Funcionamento................................ ...................................................................... 226 
 b. Direção de bloqueio ............................................................................................... 227 
 
3.1.2. Tipo M-30................................ ................................................................................... 228 a. Funcionamento 88 
 a. Funcionamento................................ ......................................................................228 
 b. Direção de bloqueio ............................................................................................... 228 
 
3.1.3. Tipo M – 4........................... ........................................................................................ 229 
3.1.4. Válvulas da série 100. ................................................................................................. 230 
 a. Válvula M-120... .................................................................................................... 230 
 b. Válvula M-130... ................................................................................................... 231 
 c. Válvula M – 140 .................................................................................................... 231 
 d. Válvula Cameron Tipo – F .................................................................................... 232 
 - Funcionamento ............................................................................................... 232 
 e. Válvula de gaveta Shaffer ...................................................................................... 233 
 f. Válvula de gaveta com atuador hidráulico (HCR ) ................................................ 234 
 1.Válvula FMC ................................................................................................. 234 
 2.Válvula Cameron ........................................................................................... 235 
 3.Válvula Shaffer .............................................................................................. 237 
 g. Válvula de retenção ............................................................................................... 238 
 h. Float Valve.................. .......................................................................................... 239 
 i. Estrangulâdores de fluxo (choke ajustável) ........................................................... 240 
 1.Manual................ ....................................................................................... 240 
 2.Hidráulico ................................................................................................... 241 
 a. Cameron ................................................................................................ 241 
 
11 
 b. Swaco .................................................................................................... 243 
 
4. UNIDADE DE ACIONAMENTO. ................................................................................ 247 
 
4.1. Procedimentos operacionais ........................................................................................... 250 
4.2. Componentes de uma unidade de acionamento ............................................................. 251 
 a. Bomba hidráulica de acionamento pneumático ..................................................... 251 
 • Funcionamento ................................................................................................. 251 
 • Pressostato hidro-pneumático .......................................................................... 252 
 • Manifold de sucção .......................................................................................... 253 
 1. Válvulas........... .......................................................................................... 253 
 2. Uniões............. ........................................................................................... 253 
 3. Filtro de sucção .......................................................................................... 253 
 • Linha de recalque ............................................................................................. 253 
 1.Uniões....... .................................................................................................. 253 
 2.Válvula de retenção .................................................................................... 253 
 b. Bomba hidráulica de acionamento elétrico ........................................................... 253 
 • Funcionamento ................................................................................................. 253 
 • Problemas na sucção ........................................................................................ 254 
 • Motor elétrico ................................................................................................... 254 
 • Pressostato hidro-elétrico ................................................................................. 255 
 • Manifold de sucção .......................................................................................... 255 
 1. Válvula de sucção .................................................................................... 255 
 2. União .................................................................................................... 255 
 3. Filtro de sucção ........................................................................................ 255 
 • Linha de recalque ............................................................................................. 255 
 1. União............ ........................................................................................... 255 
 2. Válvula de retenção. ................................................................................ 256 
 c. Acumuladores......... .............................................................................................. 256 
 • Válvula de alívio .............................................................................................. 256 
 d. Manifold de operação ........................................................................................... 257 
 • Válvula reguladora de pressão do BOP de gaveta e HCR .............................. 257 
 • Válvula reguladora do BOP anular .................................................................. 258 
 • Válvula de 4 vias. ............................................................................................. 259 
 • Válvula de dreno .............................................................................................. 260 
 • Manômetros.. .................................................................................................... 260 
 • Filtros............ ................................................................................................... 260 
 • Válvula by-pass ................................................................................................ 260 
 e. Interface do controle remoto. ................................................................................ 260 
 • Cilindros....... .................................................................................................... 260 
 • Transmissores ................................................................................................... 261 
 • Caixa de junção de dutos pneumáticos............................................................. 261 
 • Regulador de ar ............................................................................................... 262 
 • Cabo conector ................................................................................................. 262 
 f. Dimensionamento dos acumuladores .................................................................... 262 
 
12 
5. PAINEL REMOTO DO SONDADOR .......................................................................... 264 
 
5.1. Recomendações................ .............................................................................................. 264 
5.2. Componentes.................... ..............................................................................................265 
 
6. INSTRUMENTOS DE CONTROLE DE POÇO ......................................................... 265 
 
6.1. Indicador de nível de lama nos tanques ......................................................................... 265 
6.2. Indicador de retorno de lama .......................................................................................... 266 
6.3. Totalizador de volume nos tanques ................................................................................ 267 
6.4. Registradores.............. .................................................................................................... 267 
 a. Registrador convencional de profundidade ............................................................... 267 
 b. Spectrum 1000……….. ............................................................................................. 268 
 c. Mud watch………... .................................................................................................. 269 
 d. Drill watch……………. ............................................................................................ 270 
 
6.5. Manômetros....................... ............................................................................................. 270 
 a. Standpipe..................... .............................................................................................. 270 
 b. Drill pipe...................... .............................................................................................. 270 
 c. Bomba de lama.............. ............................................................................................ 270 
 d. Anular....................... ................................................................................................. 270 
 • Range e precisão dos manômetros. ..................................................................... 271 
 
6.6. Bombas de lama.............. ............................................................................................... 271 
6.7. Balança de lama................ ............................................................................................. 272 
6.8. Equipamento de detecção de gás .................................................................................... 273 
 a. Detector de H2.............. .............................................................................................. 273 
 b. Detector de gás.............. ............................................................................................. 273 
 
7. EQUIPAMENTOS AUXILIARES DE CONTROLE DE POÇO .............................. 274 
 
7.1. Inside BOP.................. ................................................................................................... 274 
7.2. Válvulas do Kelly .................. ........................................................................................ 275 
7.3. Desgaseificadores.................. ......................................................................................... 277 
 a. Desgaseificador atmosférico centrífugo ...................................................................... 277 
 b. Separador atmosférico não rotativo. ............................................................................ 278 
 c. Desgaseificador a vácuo. ............................................................................................. 279 
 • Componentes.................. ....................................................................................... 279 
 • Funcionamento.................. .................................................................................... 280 
 • Operação.................. ............................................................................................. 281 
 
7.4. Tanques de lama.................. ........................................................................................... 281 
 a. Tanque de sucção.................. ....................................................................................... 282 
 b. Tanque de retorno.................. ...................................................................................... 282 
 • Equipamentos de mistura ...................................................................................... 282 
 
13 
 
 c. Tanque de manobra...................................................................................................... 282 
 
7.5. Válvulas do Top drive ................................................................................................... 283 
7.6. Queimador.................. ................................................................................................... 285 
 
8. MANUTENÇÃO E TESTE DOS E.S.C.P's.................................................................. 286 
 
8.1. Comentários sobre instalação e manutenção ................................................................. 286 
 a. Cuidado com os flanges ................................................................................... 286 
 b. Cuidado com os anéis ...................................................................................... 287 
 
8.2. Teste dos E.S.C.P.................. ......................................................................................... 287 
 a. Testes das funções ............................................................................................ 287 
 b. Testes das pressões. ......................................................................................... 287 
 c. Máxima pressão de segurança de trabalho. ...................................................... 287 
 d. Freqüência dos testes ....................................................................................... 288 
 e. Duração dos testes ............................................................................................ 288 
 f. Fluido utilizado nos testes ............................................................................... 288 
 g. Registro dos testes. .......................................................................................... 288 
 h. Uso das ferramentas de testes .......................................................................... 288 
 i. Unidade detestes .............................................................................................. 289 
 j. Aspectos a serem observados antes dos testes ................................................. 289 
 l. Segurança do pessoal ....................................................................................... 290 
 m. Manômetros. .................................................................................................... 290 
 n. Alívio de pressão ............................................................................................. 290 
 o. Outros procedimentos gerais ............................................................................ 290 
 p. Teste da unidade de acionamento do BOP ....................................................... 290 
 q. Unidade de controle remoto do sondador ......................................................... 291 
 r. Teste da vedação do engavetamento do carretel de ancoragem ....................... 291 
 s. Teste do separador de gás ................................................................................ 292 
 
ANEXOS 
 
Anexo 01 - TABELA DE DIMENSIONAMENTO DE FLANGES ...................................... 293 
 - API TIPO 6B. ................................................................................................... 293 
 - API TIPO 6BX ................................................................................................. 294 
 
Anexo 02 - CABEÇAS DE REVESTIMENTO ......................................................................295 
Anexo 03 - CARRETÉIS DE REVESTIMENTO .................................................................. 298 
Anexo 04 - PACK OFF TIPO PE e HPE. ............................................................................... 300 
Anexo 05 - CUNHAS DE ANCORAGEM. ............................................................................ 301 
Anexo 06 - TABELA DE TORQUES RECOMENDADOS .................................................. 305 
Anexo 07 - TAMPÃO DE TESTE .......................................................................................... 306 
Anexo 08 - CUP TEST TIPO F DA CAMERON .................................................................. 308 
 
14 
Anexo 09 - SISTEMAS PARA A REALIZAÇÃO DE SNUBBING. ................................... 309 
Anexo 10 - RAZÃO DE FECHAMENTO E ABERTURA E VOLUMES DE 
ACIONAMENTO DOS BOPTs. ....................................................................... 310 
 
CADERNO DE EXERCICIOS ............................................................................................ 315 
 
 
# Parte III – 
Manual de Equipamentos de Intervenção, Contemplação 
 
 
I. INTERVENÇAO E COMPLETAÇÃO ........................................................................... 326 
 
1. Definições das Operações de Completação, Restauração e Estimulação de poços ............. 327 
1.1. Completação. .................................................................................................................... 327 
1.2. Restauração ....................................................................................................................... 327 
1.3. Recompletação.................................................................................................................. 327 
1.4. Limpeza.. .......................................................................................................................... 327 
1.5. Estimulação.... .................................................................................................................. 327 
1.6. Avaliação. ......................................................................................................................... 327 
 
2. Fluidos de completação ....................................................................................................... 327 
2.1. Definição dos fluidos. ....................................................................................................... 327 
2.2. Funções primárias ............................................................................................................. 327 
 a. Controlar as pressões de sub-superfície.......................................................... 327 
 b. Manter a estabilidade do poço.. ...................................................................... 327 
 c. Minimizar os danos da formação.................................................................... 327 
 d. Minimizar corrosão do equipamento. ............................................................. 327 
 
3. Propriedades desejadas e funções. ....................................................................................... 328 
 a. Remover cascalhos ......................................................................................... 328 
 b. Permitir separação fácil dos sólidos na superfície.......................................... 328 
 c. Resfriar e lubrificar os equipamentos envolvidos.. ........................................ 328 
 d. Gerar o mínimo de perda de carga quando circulados.... ............................... 328 
 e. Não danificar as zonas produtoras. ................................................................. 328 
 f. Ser estável, não tóxico e não corrosivo ........................................................... 328 
 g. Ser inerte a ação de bactérias ......................................................................... 328 
 h. Ser estável quanto à temperatura e suas propriedades ................................... 328 
 i. Não trapear gás facilmente .............................................................................. 328 
 j. Ser econômico.. ............................................................................................... 328 
 
4. Classificação dos fluidos de completação ........................................................................... 328 
4.1. Fluidos a base de água. ..................................................................................................... 328 
 a. Fluido de perfuração modificado .................................................................... 328 
 
15 
 
 b. Soluções salinas .............................................................................................. 328 
 c. Fluidos especiais a base de polímeros.. .......................................................... 328 
 d. Espumas.... ..................................................................................................... 328 
 
4.2. Fluidos a base de óleo. ...................................................................................................... 328 
 a. Óleos viscosos ................................................................................................ 328 
 b. Emulsões verdadeiras ..................................................................................... 328 
 c. Emulsões inversas.. ........................................................................................ 328 
 
5. Fluido de perfuração modificado. ........................................................................................ 328 
6. Soluções salinas ................................................................................................................... 329 
6.1 Soluções salinas mais usadas ............................................................................................. 328 
 a. Soluções salinas Simples.. .............................................................................. 330 
 b. Soluções salinas Composta.. .......................................................................... 330 
 
7. Composição Basica de Fluidos de Completação. ................................................................ 330 
8. Tabelas............. .................................................................................................................... 331 
8.1. Remoção de Contaminantes ............................................................................................. 333 
 
9. Tipos de Completação.. ....................................................................................................... 335 
10. Métodos de Controle.. ....................................................................................................... 335 
 
II. EQUIPAMENTOS ........................................................................................................... 337 
 
1. Cabeça de Revestimento ...................................................................................................... 338 
2. Adaptadores. ........................................................................................................................ 338 
3. Flanges e Anéis .................................................................................................................... 338 
4. Cabeça de produção ............................................................................................................. 338 
5. Suspensores de Produção..................................................................................................... 339 
6. Poço Equipado.... ................................................................................................................. 341 
7. BOP de Intervenção. ............................................................................................................ 342 
8. Tipos de Packer ...................................................................................................................343 
 a. Aplicação ........................................................................................................ 343 
 b. Características ................................................................................................ 343 
 c. Procedimento de assentamento.. ..................................................................... 343 
 d. Procedimento de desassentamento.... ............................................................. 344 
 
CADERNO DE EXERCICIOS ............................................................................................ 346 
 
INFORMATIVOS PETROBRAS ........................................................................................ 350 
 
GLOSSARIO ......................................................................................................................... 388 
 
BIBLIOGRAFIA ................................................................................................................... 400 
 
16 
 
 
CONTROLE DE KICK 
 
 
I. CONCEITOS FUNDAMENTAIS 
 
1. TIPOS DE FLUIDOS 
Os tipos de fluidos mais utilizados na perfuração e completação de poços de petróleo 
são: 
a) À base de água 
b) À base de óleo natural (OBM) 
c) À base de óleo sintético (SOBM) 
d) Gasosos (nitrogênio, ar ou gás natural) 
e) Mistos (névoas, espuma ou fluidos aerados) 
f) Pasta de cimento 
g) Fluido de completacão 
 
2. FLUÍDO DE PERFURAÇÃO 
 
Os fluidos de perfuração tem as seguintes funções: 
a) Reter os fluidos das formações impedindo influxos 
b) Remover para a superfície os cascalhes cortados pela broca. 
c) Limpar, resfriar e lubrificar a coluna de perfuração e a broca. 
d) Evitar desmoronamento das paredes do poço. 
e) Manter os cascalhes em suspensão quando não houver circulação. 
f) Transmitir potência hidráulica à broca. 
g) Evitar ataques à coluna de perfuração. 
 
É evidente que para um bom desempenho, o fluido de perfuração necessita apresentar 
propriedades condizentes com as solicitações. 
 
2.1. Propriedades do fluido de perfuração 
 
As propriedades do fluido de perfuração que estão mais relacionadas com controle de 
kick são: 
 
a) Massa Específica 
Massa específica é a massa por unidade de volume. No campo se chama comumente de 
"peso específico". 
É a propriedade obtida peia relação entre a massa e um vofume. Expressando isto numa 
equação, para uma determinada amostra, tem-se: 
 = M/V 
p - massa específica 
 
17 
M - massa da lama contida na amostra 
V - volume da amostra 
 
A unidade de massa específica mais utilizada é a libra massa por galão (Ibm/gal). Usa-
se costumeiramente (Ib/gal). 
O controle da massa específica é um dos fatores básicos na prevenção de kick, visto ser 
a propriedade responsável pela geração da pressão hidrostática. A baritina e a hematita 
são aditivos utilizados para aumentar a massa específica, sendo a baritina a que mais se 
utiliza. 
 
A remoção mecânica de sólidos, seguida ou não de diluição, é usada para reduzir a 
massa específica. Valores de massa específica elevados podem criar problemas na 
perfuração, tais como: dano à formação, redução da taxa de penetração, prisão 
diferencial e perda de circulação. Seu valor deve estar num range aceitável, sendo 
acrescida de uma margem de segurança em relação à massa específica equivalente à 
pressão de poros da formação esperada na fase do poço, normalmente entre 0,3Ib/gal e 
0,5lb/gal. 
 
A massa específica também influencia as perdas de carga por fricção ao longo do 
percurso do fluido de perfuração, e nos orifícios, tais como: Jatos da broca e no choke 
ajusíável. 
 
• Equivalência entre unidades: 
 
1g/cm
3
 = 1kg/l = 8,33lbm/gal = 62,4lbm/pé
3 
1bbl = 42gal = 5,6 pé
3
 159 litros 
 
A massa específica é determinada através da balança densimétrica, cujas 
unidades possíveis são: 
 
Ib/gal, Ib/pe
3
, g/cm
3
 e"psi/1000pés 
 
A balança densimétrica deve ser frequentemente calibrada com água doce a 21 °C que 
deve medir 8,33lb/gal. 
 
Calibrando-se a balança com regularidade isto assegura resultados corretos na 
determinação da massa específica do fluido. A balança pressurizada dá uma medida 
mais acurada do valor da massa específica. Costumeiramente utilizada para medir a 
massa específica de uma pasta de cimento. 
b) Parâmetros Reológicos 
São as propriedades relacionadas com o fluxo do fluido no sistema de circulação. Os 
mais comuns são: a viscosidade plástica, medida em centipoise e o limite de 
escoamento, expresso em lb/100pe2. A viscosidade plástica depende da concentração de 
sólidos no fluido de perfuração e o limite de escoamento é uma medida da interação 
 
18 
eletroquímica entre os sólidos do fluido. Estes parâmetros são responsáveis pela perda 
de carga por fricção no regime laminar, desempenhando um papel importante na 
pressão de bombeio, num determinado ponto do poço durante a circulação e no 
pistoneio hidráulico. Detectado alterações nos seus valores podem indicar uma 
contaminação do fluido de perfuração por um influxo 
Em termos práticos a viscosidade traduz a dificuldade que um fluido apresenta ao 
bombeamento. Quanto maior for à viscosidade, maior será a pressão necessária para 
bombear o fluido a uma vazão determinada, para um mesmo sistema de circulação. É 
medida através de um viscosímetro rotativo ou o funil Marsh. Enquanto o viscosímetro 
rotativo dá uma medida científica da viscosidade, o funil Marsh serve apenas para 
fornecer dados comparativos de viscosidade entre duas amostras de fluidos de 
perfuração. 
c) Força Gel 
É uma medida da resistência em se movimentar o fluido de perfuração a partir do 
repouso, expressa em lb/100pe2. Quando seu valor é alto resulta em pistoneio elevado, 
dificuldade na separação do gás da lama na superfície e redução da velocidade de 
migração do gás. 
d) Salinidade 
É a concentração de sais no fluido de perfuração. Os sais são incorporados ao fluido de 
perfuração como aditivos ou como contaminantes. Neste último caso, um aumento ou 
diminuição da salinidade pode indicar influxo de água salgada ou de água doce da 
formação para o poço. Um aumento da salinidade do fluido de perfuração implica na 
sua floculação e o consequente acréscimo da viscosidade, da força gel e do filtrado. 
 
2.2. Propriedades do fluido após adensar ou diluir. 
 
Quando se adicionam materiais adensantes ao fluido de perfuração aumenta os sólidos 
em suspensão e isto resulta também em alteração nas propriedades do mesmo. Isto pode 
requerer, em certos casos, tratamento para restabelecer os valores adequados. Por 
exemplo, necessita-se de maior força para romper a inércia do fluido, isto quer dizer que 
aumenta a força gel. 
 
A viscosidade plástica também aumenta visto que com o acréscimo do número de 
partículas, cresce o atrito entre as mesmas. Como, igualmente, a força entre as partículas 
se altera, tem-se um aumento do limite de escoamento. 
 
Quando se faz à diluição na realidade aumenta-se o espaçamento entre as partículas e 
consequentemente reduzem-se as propriedades já mencionadas. 
 
 
 
 
19 
3. CONCEITO E CÁLCULOS DE PRESSÃO 
 
3.1. Definição de pressão 
 
É a força aplicada por unidade de área. Em termos matemáticos, a equação é: 
P = F/A 
Sendo que: 
P - pressão 
F - força 
A - área 
 
As unidades mais usuais são: 
Pascal (Newton/metro quadrado) - N/m
2
 
Quilograma força/centímetro quadrado - kgf/cm
2
 
Psi - libra força/polegada quadrada - Ibf/in
2
 
Atm - atmosfera 
Bar 
 
Relação entre as unidades: 
 
1Kgf/cm
2
 = 10
5
 Pa (Pascal) 
1Kgf/cm
2
 =14,22psi 
1Atm = 14,70psi 
1Atm = 1,033Kgf/cm
2 
1bar =1,02kgf/cm
2
 
 
 
3.2. Conceito do tubo em 'U' e coluna hidrostática 
 
Em um tubo em 'U' é possível a existência de fluidos diferentes nos ramos, mas na base 
do tubo forçosamente a pressão é a mesma. Isto implica que no ramo que contém fluido 
mais denso,o nível com certeza está mais baixo.Isto é o que acontece quando se injeta 
um tampão pesado na coluna antes de iniciar a retirada da mesma. O interior da coluna e 
o anular forma um tubo em 'U'. 
 
Isto significa que a pressão no fundo do poço, quando o sistema está em equilíbrio, é a 
mesma raciocinando-se tanto pelo interior da coluna como pelo espaço anular. Não 
importa que fluidos existam no anular e coluna. Fig.1 
 
 
 
20 
 
Observa-se que a pressão exercida na parte final do tubo em 'U,' quando nenhuma 
pressão existe na parte superior dos ramos, é apenas a pressão exercida pela coluna de 
fluido existente nos mesmos. Esta coluna de fluido nomina-se: coluna hidrostática. A 
pressão exercida é uma função da altura da coluna e do peso do fluido. O princípio do 
tubo em U,' será muito utilizado no decorrer do curso. 
 
3.3. Tipos de pressão 
 
a) Pressão hidrostática 
É a pressão exercida pelo peso de uma coluna de fluido. Aplicando-se o conceito de 
pressão, tem-se: 
 
Ph = Peso da coluna de fluido/Área 
massa específica -  = M/V 
peso específico - pesp = Peso/V 
aceleração da gravidade - g 
Ph = g x  x Dv Psi = Ibf/in
2
 
Ph = g x (lbf/g)/231in
3
 x 39,37in 
Ph = 39,37/231 x  x Dv 
Ph = 0,1704 x Ibf/in
2
 
Ph = 0,17 x  (lb/gal) x Dv(m) 
"Dv" na equação refere-se à profundidade vertical. 
 
Neste caso em um poço direcional que utiliza o mesmo fluido que um vertical, à mesma 
profundidade vertical, ambos têm a mesma pressão hidrostática, embora tenham 
profundidade medidas diferentes. Logo se constata que a pressão hidrostática é função 
da massa específica e da altura do nível de fluido no poço. A queda de nível de fluido 
resulta numa queda da pressão hidrostática e consequentemente da pressão no fundo do 
poço (BHP). O mesmo acontece com a redução da massa específica do fluido. Assim a 
variação na massa específica ou no nível de fluido afeta diretamente a pressão 
hidrostática. 
 
Quando se trata de gases a pressão hidrostática é calculada da seguinte maneira: 
 
 
 
 
Yg - densidade do gás em relação ao ar 
Phg - pressão hidrostática do gás 
PT - pressão absoluta no topo da bolha 
PB - pressão absoluta na base da bolha 
 
21 
D — altura do gás 
Z - fator de compressibilidade do gás 
T - temperatura absoluta do gás, °F 
 
Para pequenas colunas de gás pode-se estimar a pressão hidrostática da mesma com a 
fórmula utilizada para os líquidos. 
 
b) Gradiente 
Gradiente de pressão é a pressão devida a uma coluna de fluido por uma unidade de 
comprimento. 
G = P/h 
 
Unidades usuais: Psi/m; Psi/pe; kg/cm
2
/m 
 
Equivalência entre unidades: 
0,10 Kg/cm
2
/m = 0,433psi/pe = 1,42psi/m 
 
O gradiente de um fluido é, portanto, dado pela seguinte expressão: 
Ph.= 0,17x  x h= G = 0,17x  
 
Exemplo: 
Observe o tubo em 'U' abaixo: 
 
 
Calcule: 
1. A altura do fluido na coluna (Da) 
2. A distância da mesa rotativa ao topo do fluido na coluna 
3. O gradiente do fluido na coluna e no anular 
4. Caso o gradiente da [ama na coluna fosse 1,82psi/m, qual a massa específica deste 
fluido? 
5. A pressão na base do tubo em kgf/cm
2 
 
 
 
 
Dados: 
a = 10,5Ib/Gal 
b = 10,0Ib/Gal 
Db = 300 metros 
 
22 
Respostas: 
1. 0,17 x 10,5 x ha = 0,17 x 10 x 3000 => ha = 2857,14m 
2. X = 3000 - 2857,14 = 142,86m 
3. Ga = 0,17x10,5 = 1,785psi/m 
 Gb = 0,17x 10 = 1,7psi/m 
4. Ga = 1,82/0,17 = 10,7lb/gal. 
5. 5100/14,22 = 358,65 kgf/cm
2
 
Exemplo: 
Determinar a pressão hidrostática de uma coluna de gás de 3300 metros, cuja densidade 
é de 0,63, sabendo-se que a pressão no topo da mesma é de 3200 psi. Sabe-se que a 
temperatura média do gás é de 110°F e o fator de compressibilidade médio é de 0,84. 
Resposta: 
 
 
 
PB = (3300 + 15) x e 
PB = 4313PSIA ou 4298psi 
Phg = PB – PT = 4298 – 3300psi = 998psi 
 
c) Pressão da formação (Pp) 
É a pressão existente nos poros da rocha a ser perfurada. As formações são classificadas 
de acordo com a variação do seu gradiente (Gp) da seguinte maneira: 
1,42 psi/m < Gp < 1,53 psi/m - normal. 
Gp > 1,53 psi/m - anormalmente alta. 
Gp < 1,42 psi/m -anormalmente baixa. 
1,42psi/m - gradiente da água doce 
1,53psi/m - gradiente da água salgada 
A pressão anormalmente alta está associada, normalmente, à deposição rápida de 
sedimentos reduzindo a velocidade de expulsão da água dos poros da rocha, gerando o 
processo conhecido por sub-compactação. A perfuração em zonas de pressão elevada 
deve cuidadosamente ser monitorada para que a pressão atuante na formação portadora 
seja sempre maior que a pressão de poros desta formação. 
 
23 
As formações com pressão anormalmente baixa estão associadas à depleção. O 
gradiente de absorção é baixo resultando em perda de circulação durante a perfuração. 
d) Pressão na cabeça do poço 
É a pressão registrada na superfície, podendo ser tanto no interior da coluna quanto no 
anular. 
e) Pressão num ponto do poço 
É função da pressão atuando na superfície (Ps) e da respectiva hidrostática (Ph) até 
àquele ponto. 
PP = Ps + Ph 
 
f) Diferencial de pressão 
Enquanto se perfura, trabalha-se com um diferencial de pressão entre a pressão no fundo 
do poço (BHP) e a pressão da formação (Pp), Fig.2. Diz-se que o diferencial é positivo 
quando a pressão no fundo do poço é superior à da formação e negativo quando o 
contrário ocorre. Quando o diferencial de pressão é positivo está isenta a possibilidade 
de um fluxo da formação para o poço. Quando este diferencial é negativo existe a 
condição para um influxo ocorrer. 
 
 
g) Pressão trapeada 
Quando se tem um registro de pressão no anular ou no interior da coluna, que é superior 
à necessária para contrabalançar a pressão da formação, diz-se que existe pressão 
trapeada. A pressão pode ser trapeada em um poço em kick tanto pela migração do gás 
como pelo fechamento do poço com a bomba ainda em movimento, estas são as 
maneiras mais comuns. Na abertura de uma linha de fluxo deve-se ter os devidos 
cuidados em virtude da possibilidade da existência de pressão trapeada. 
 
 
 
 
24 
h) Pressões em condições dinâmicas 
Quando existe circulação em um poço, a somatória das resistências ao movimento do 
fluido ao longo do seu percurso é o principal elemento que fornece a medida da pressão 
de bombeio. Estas resistências são nominadas perdas de carga no sistema de circulação. 
No manômetro do bengala, o registro é feito a partir deste ponto. O tubo em 'U' 
apresentado na Fig.3, representa, através dos seus ramos, o interior da coluna, o anular e 
na base a broca. 
 
A pressão de bombeio lida durante a circulação é o somatório destas perdas de carga 
localizadas quando existe o mesmo fluido, no interior da coluna e anular. Assim tem-se: 
 
PB = APc = Ps + Pint + Pb + Pan 
 
PB - pressão de bombeio 
APc - somatório das perdas de carga 
Ps - perda de carga na superfície 
Pint - perda de carga no interior da coluna 
Pb - perda de carga na broca 
Pan - perda de carga no espaço anular. 
Quando tem-se peso de fluidos equivalentes diferentes no interior da coluna e no anular, 
a pressão de bombeio é afetada pela diferença de hidrostática, como por exemplo, 
quando existe uma grande geração de cascalho. A equação geral da pressão de bombeio 
ou circulação é escrita da seguinte maneira: 
PB = Ps + Pint + Pb + Pan + (Pha - Phi) 
Pha - Pressão hidrostática do anular 
Phi - Pressão hidrostática do interior da coluna. 
 
As perdas de carga são funções dos parâmetros reológicos, do peso específico do fluido, 
do regime de fluxo, dos diâmetros da coluna e espaços anulares e da rugosidade bem 
como dos diâmetros dos jatos da broca. 
 
 
 
25 
Exemplo de aplicação: 
São dadas as seguintes perdas de carga no sistema de circulação: 
Ps - 60psi 
Pint - 240psi 
Pb-1300psi 
APan-100psi 
Devido à grande quantidade de cascalhono anular a hidrostática do mesmo é 
50psi acima da do interior da coluna. 
 
Calcule: 
1. A pressão de bombeio enquanto perfurando 
2. A pressão de bombeio na mesma profundidade, circulando com o poço limpo 
 
Resposta: 
1. PB = 60 + 240+ 1300 + 100 + 50 = 1750psi 
2. PB = 60 + 240+ 1300 + 100 = 1700psi 
 
i) Pressões no fundo do poço (BHP) estática e dinamicamente 
Quando não existe circulação a única pressão atuando no fundo do poço (BHP) é a 
pressão hidrostática. Então: 
BHP = Ph 
 
Em condições dinâmicas deve-se considerar que a lama, após passar pelos jatos da 
broca, possui uma energia suficiente para vencer as resistências ao fluxo no anular. 
Neste caso a lama está pressurizada no fundo do poço, num valor correspondente às 
perdas de carga do anular. A BHP, acrescida deste valor é: 
BHP = Pan + Ph 
 
Caso a circulação esteja sendo realizada pelo choke, onde se constata uma perda de 
carga localizada, Pch, então a BHP é: 
BHP = Pan + Ph + Pch 
 
j) Pressão na sapata do revestimento estática e dinamicamente 
Sem circulação, a pressão atuando na sapata, é apenas a hidrostática: 
 
Psap = Phsap 
 
Com circulação, a poço aberto, a pressão na sapata é: 
 
Psap = Phsap + Pan,csg 
 
Pan.csg — perdas de carga no anular casing 
 
 
26 
Havendo circulação pelo choke, a pressão na sapata será acrescida da perda localizada 
no choke. Á equação que expressa isto, é: 
 
Psap = Phsap + Pan,csg + Pch 
 
k) Pressão de absorção (Pabs) 
É aquela pressão que atuando numa formação faz com que a mesma inicie a absorção 
do fluido de perfuração. Neste caso não houve ainda o rompimento da formação. Na 
perfuração não se trabalha com a perspectiva de fraturar e sim de absorver. No entanto, 
para ressaltar a importância de se está atento, considera-se a absorção como se fosse a 
fratura. O controle, para que esta pressão não seja atingida, é feito pelo monitoramento 
da pressão na superfície, como será visto posteriormente. 
 
l) Pressão de fratura (Pfra) 
Neste caso, em face da pressão atuando numa determinada formação, a mesma atinge o 
rompimento mecânico; ultrapassou a absorção. Nos trabalhos de estimulação de poços, 
este limite é atingido intencionalmente. 
 
m) Pressão gerada no pistoneio 
O pistoneio é o efeito pistão no poço. Quando ocorre na descida da coluna, cria-se uma 
sobre carga na formação que pode fraturá-la e provocar uma perda. Se ocorrer na 
retirada da coluna promove um alívio da pressão no fundo do poço. 
 
n) Massa específica equivalente 
É a massa específica de um fluido cuja hidrostática, à mesma profundidade, é igual à de 
uma situação anterior. Pode-se ilustrar isto do seguinte modo: 
 
 
Na situação (1) observa-se que o poço contém duas lamas de peso distintos. Na situação 
(2) tem-se uma lama cuja hidrostática é igual à da situação (1). Então a lama da situação 
(2) é equivalente àquela situação. 
 
 
27 
Conforme já foi mostrado anteriormente, quando se está circulando, a pressão atuando 
no fundo do poço é acrescida das perdas de carga do anular. 
 
Isto para o fundo do poço e para qualquer ponto no mesmo, considerando-se as perdas 
de carga daquele ponto para cima. Neste momento é como se tivesse no poço uma lama 
cuja massa específica resulta numa pressão hidrostática igual à pressão atuando no 
fundo. Esta lama tem massa específica equivalente àquela situação. Daí o conceito de 
(ECD) que é a Densidade Equivalente de Circulação. Neste caso a massa específica 
equivalente é calculada da seguinte maneira: 
 
ECD = equi = (Ph +Pa)/0,17 x Profundidade 
 
Quando a circulação é interrompida perde-se (ECD). É o que acontece quando se faz o 
flow check durante a perfuração. Quando se faz o flow check nas manobras não há 
perda de (ECD). 
 
o) Relação Volume altura e seu efeito na pressão 
Quando tem-se um dado volume num revestimento ou poço aberto o mesmo é o produto 
da capacidade correspondente pela altura. Suponhamos que num revestimento tem-se 
uma altura "h" de fluido. O volume correspondente é: 
V = h x Crev 
 
Crev. — capacidade do revestimento. 
 
A Capacidade Hidrostática (Cap. Hid), cuja unidade é psi/bbl, indica a pressão 
hidrostática exercida por 1 bbl de determinado fluido, num determinado ambiente. 
Ph= 0,17 x  x Dv. 
 
No revestimento, como já visto, h = V/Crev. 
 
Então, 
 
Cap.Hid = Ph/V  Cap. Hid = (0,17 x )/Crev 
 
Ph = Cap. Hid x V 
 
A capacidade hidrostática será muito utilizada posteriormente. 
 
 
 
 
 
 
 
 
28 
p) Cálculos diversos 
• Volume de um tanque 
 
• Volume de um cilindro 
 
 
 
• Capacidade volumétrica 
 
Cap = 0,003187 x (Dp
2
 - Dt
2
)  anular 
Cap = 0,003187 x D
2
  interior 
 
Dt - diâmetro interno em polegadas 
Dp - diâmetro externo em polegadas 
Cap - em bbl/m 
 
• Volume do anular 
Van = Can x han 
Can - Capacidade do anular 
 
han - altura do anular 
 
 
 
29 
• Tempo de circulação 
T = Vcirc/Velocidade da bomba 
Vcirc — volume a ser circulado em strokes de bomba 
VB - velocidade da bomba, spm 
 
Com a fórmula acima se pode calcular: 
1. Tempo total de circulação (interior + anular) 
2. Tempo de circulação da superfície a broca (interior) 
3. Tempo de circulação da broca a sapata. 
4. Tempo de circulação da broca a superfície (anular) 
 
lI. KICK E BLOWOUT 
 
1. DEFINIÇÃO 
 
KICK - É o fluxo inesperado e indesejado de fluido da formação para o poço. 
 
Neste caso o fluxo é controlado. Perdeu-se o controle da primeira barreira, isto é, a ação 
da pressão hidrostática sobre a rocha, mas tem-se o controle da segunda barreira que é o 
equipamento de segurança. 
 
BLOWOUT - É o fluxo descontrolado de fluido da formação para o poço. 
 
Neste caso perdeu-se o controle da primeira e da segunda barreira. 
 
2. FLUXOS DA FORMAÇÃO PARA O POÇO 
 
O fluxo da formação para o poço pode ser: intencional e não intencional. 
 
2.1. CAUSA DO FLUXO INTENCIONAL 
 
Neste caso o fluxo é desejado, não é considerado um kick. Para que este tipo de fluxo 
ocorra provoca-se uma redução da pressão atuante numa formação portadora. Isto 
ocorre nas seguintes situações: 
 
1.Teste de Formação 
 
2. Completação 
 
 
 
 
 
30 
2.2. CAUSAS DO FLUXO NÃO INTENCIONAL 
 
Assim como ocorre com o fluxo intencional, uma redução da pressão atuante na 
formação portadora também acontece não intencionalmente. Neste caso o cenário é de 
um kick. Quando tal fato ocorre com a coluna no fundo do poço, e na formação abaixo 
da broca, a relação entre â BHP e a pressão de poros, Pp, desta formação é:. 
BHP < Pp 
 
BHP - pressão de fundo (Bottom Hole Pressure) 
 
As causas mais comuns que provocam esta redução de pressão são: 
a. lncorreto abastecimento do poço 
b. Pistoneio 
c. Perda de circulação 
d. Massa específica do fluido insuficiente 
e. Corte do fluido de perfuração. 
f. Cimentação inadequada 
 
A seguir será feito um comentário sobre cada uma destas causas. 
 
a. Incorreto abastecimento do poço 
Quando a coluna é retirada do poço sem abastecimento, o nível de fluido cai de uma 
altura "h", Fig.7, que corresponde a um volume V que é exatamente o volume de aço 
retirado. O cálculo deste volume em função do "h", é: 
 
Vaco = (Can + Ci) x h = (Crev - Cd) x Dv 
Vaco = L x Cd 
 
L - comprimento do aço retirado 
 
A redução da pressão hidrostática no fundo é: 
Ph = 0,17 x m x Dv 
 
Quando a coluna está aberta o deslocamento na descida no poço se deve apenas à massa 
de aço descida no mesmo. 
 
31 
Quando o fluido do poço está impedido de penetrar na coluna que desce no poço devido 
existência de um inside BOP, por exemplo, o deslocamento será total. 
Cdt = Cd + Ci 
 
Exemplos: 
Qual a redução de pressão no fundo do poço quando se retira 10 seções de tubos de 
perfuração sem abastecer? Dados: revestimento de 9 5/8" - 36lb/pé - K55. DF de 5", 
19,5lb/pé. Fluido de perfuração de 10lb/gal. 
Resposta: 
Crev =