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FUNDAMENTOS DE 
COMPLETAÇÃO DE POÇOS 
 
 
 
 
 
Universidade Petrobras-BA 
 
Professor: Raymundo Jorge de Sousa MANÇÚ 
UN-BA / ATP-N / OP-BA - Supervisor de Elevação – Campo de Buracica 
Tel: 71. 642-6907 OU Rota - 823-6907 – 75.9971-7922 
mancu@ig.com.br 
 Instrutor – Raymundo Jorge de Sousa Mançú 
 
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ÍNDICE 
Introdução....................................................................................................... 3 
 
Tipos de Completação................................................................................... 3 – 8 
(quanto a posição da cabeça, qto. ao tipo de revestimento e 
quanto as zonas explotadas) 
 
Fases de uma Completação........................................................................... 8 – 16 
(instalação de equip. de segurança, condicionamento do poço, 
 avaliação/perfil, canhoneio, equipagem do poço e indução de surgência) 
 
Tipos de Operações de Investimento e de Manutenção............................ 16 – 26 
(avaliação, completação, recompletação, restauração, estimulação, 
mudança de método, limpeza e abandono) 
 
Operações Especiais em Poços..................................................................... 26 – 53 
(canhoneio, perfilagem, squeeze-compressão de cimento, acidificação, 
fraturamento, teste de formação, flexitubo, nitrogênio, gravel pack) 
 
Fluido de Completação................................................................................. 53 – 57 
 
Princípio da Hidrostática............................................................................. 58 - 72 
 
Check List para Intervir em Poços de Gás................................................. 72 – 74 
 
Procedimentos para Amortecimento de Poços completados.................... 74 – 91 
(tabelas de cálculos do peso específico, gradiente de pressão e 
 pressão hidrpstática) 
 
Equipamento de Superfície.......................................................................... 91 – 103 
(Suspensôres-Donat, árvores de natal, acessórios e adaptadores) 
 
Equipamento de Subsuperfície ................................................................... 103 – 116 
(coluna de produção, DHSV-válvula de segurança-mar, mandril, 
acessórios, sliding sleeve, shear-out, hidro-trip) 
 
Packers Recuperável, Permanente, de Operação e de Produção............ 116 – 139 
(assentamento mecânico e hidráulico) 
 
Outros Equipamentos de Subsuperfície / Equip. de Sonda .................... 139 – 152 
 
Tipos de Poços Revestidos........................................................................... 152– 153 
 
Principais Métodos de Elevação (BME, GL, BCP E BCS)...................... 153 – 167 
 
Tabelas de Conversão de Unidades e Composições de Colunas de Poço 168 – 179 
 
Lay Out dos Poços Sob Plataformas Fixas............................................... 179 – 181 
 
Definição, Objetivo do Let Dow no poço, cálculos e prospecto.................181 - 184 
Questionário / Referências Bibliografia.................................................... 184 - 193 
 Instrutor – Raymundo Jorge de Sousa Mançú 
 
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INTRODUÇÃO: 
 
 O ATP-N-S / IP é uma gerência da UN-BA prestadora de serviços. Ela executa os 
serviços de Completação, Restauração, Estimulação e Limpeza de poços revestidos. 
 Estes serviços são solicitados pelo ATP-N-S/RES (poços exploratórios / pioneiros). 
 O ATP-N-S/RES Gerência da UN-BA que estuda , avalia e controla os reservatórios 
de hidrocarbonetos. Todas as intervenções (Recompletação, restauração, avaliação ou 
estimulação) que venham a modificar ou alterar determinado poço em relação ao intervalo 
produtor/injetor do reservatório, só podem ser executados pelo IP, atendendo solicitação da 
equipe do reservatório. 
Somente as intervenções de limpeza podem ser executadas pelas gerencias 
operacionais dos Ativos (OP´s), sem a interferência do RES-N/S já que, não vão ser 
modificadas as condições de reservatórios do poço. 
Esta apostila está gravada em CD, é uma compilação de vários trabalhos, cuja relação 
está nas referências bibliográficas, como também, tivemos uma grande contribuição nesta 
elaboração, dos colegas do ATP-N/IP/Taquipe, Fiscais e Encarregados das SPT’s, dos colegas 
operadores e ajudante administrativo do ATP-N/OP-BA – Campo de Buracica, na digitação e 
scanneamento de figuras para o curso, levantamento de tabelas, disponibilidade de manuais e 
fotos, para facilitar o aprendizado dos nossos futuros colegas treinandos na área de 
Completação e de Elevação de Petróleo. 
Este manual não esgota o assunto, estando aberta para sugestão de melhorias e 
inclusão de novos assuntos e tecnologias da área, que tem como objetivo principal 
transformar o conhecimento tácito em explícito – conhecimento da organização. 
 
TIPOS DE COMPLETAÇÃO: 
 
QUANTO AO POSICIONAMENTO DA CABEÇA DO POÇO 
 
 As reservas petrolíferas brasileiras ficam localizadas em áreas terrestres e marítimas. 
As reservas marítimas ocorrem em lâminas d’agua rasas e profundas. Disto resultam 
diferenças importantes na perfuração e completação dos poços, principalmente no que se 
refere aos sistemas de cabeça do poço e ao tipo de árvore de natal utilizada. 
 
 
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 Em terra, a cabeça do poço fica na superfície (no máximo a uns poucos metros do 
solo). No mar, em águas mais rasas, também é possível trazer a cabeça do poço para a 
superfície, efetuando-se a completação dita convencional, ou seca. Neste caso, a cabeça do 
poço se apóia numa plataforma fixa que, por sua vez, é apoiada no fundo do mar. Mesmo em 
águas rasas, a cabeça do poço pode ficar no fundo do mar, completando-se com árvore de 
natal molhada (ANM). Em águas mais profundas, onde é inviável trazer até a superfície, a 
cabeça do poço fica no fundo do mar, instalando-se ANM. 
 
QUANTO AO REVESTIMENTO DE PRODUÇÃO 
 
Buscando atender os requisitos básicos anteriormente citados, as completações 
podem ser realizadas de acordo com os métodos a seguir discutidos. Tais métodos se referem 
às configurações básicas poço-formação, aplicáveis a cada situação específica e podem 
apresentar variações que os tornam bem mais sofisticados. 
 
QUANTO AO REVESTIMENTO DE PRODUÇÃO, UMA COMPLETAÇÃO PODE 
SER: 
 
• A POÇO ABERTO; 
• COM LINER RASGADO. 
• COM REVESTIMENTO CANHONEADO; 
 
 
 
 
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COMPLETAÇÃO A POÇO ABERTO 
 
Durante a perfuração, ao se atingir a topo da zona produtora, o revestimento de 
produção é descido e cimentado. Em seguida esta é perfurada até a profundidade final após o 
que se coloca o poço em produção com a zona totalmente aberta. Caso seja necessário um 
novo revestimento de produção poderá ser assentado posteriormente, convertendo o método 
em um dos outros citados. 
Obviamente, tal método é somente, aplicável a formações totalmente competentes: 
os embasamentos fraturados, os calcáreos, dolomita e os arenitos muitos bem consolidados. 
Também o intervalo produtor não pode ser muito espesso, a menos que a formação produtora 
tenha características permo-porosas homogêneas e contenha um único fluido. 
As principais vantagens do método são: maior área aberta ao fluxo; economia de 
revestimento e canhoneio; minimiza o dano de formação causado pelo filtrado do fluido de 
perfuração e da pasta de cimento, já que se pode usar um fluido de perfuração adequado para 
perfurar a zona produtora, após o assentamento do revestimento de produção. 
 
A desvantagem mais importante é a impossibilidade de se colocar em produção 
somente parte do intervalo aberto,visto que não são poucas as vezes em que estão presentes 
simultaneamente óleo, água e gás, sendo que normalmente o único interesse está na produção 
do óleo. 
 
COMPLETAÇÃO COM LINER RASGADO 
 
Nesse método o revestimento de produção é assentado e cimentado acima do topo da 
zona de interesse, prosseguindo-se posteriormente a perfuração até a profundidade final 
prevista. Avaliada a zona e decidido completar, é descido uma coluna de tubos os quais 
podem ser rasgados ou lisos, denominados “liner”, a qual ficará assentada no fundo do poço e 
suspensa pela extremidade inferior do revestimento de produção. 
As principais vantagens e desvantagens da completação com liner rasgado são 
similares às do poço em frente a zona produtora e nas desvantagens o fato de resultar numa 
redução do diâmetro do poço frente à zona produtora. Embora em desuso nos poços 
convencionais, pode encontrar uma boa aplicação em poços horizontais. 
 
 
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No caso de liner com tubos lisos, o qual é cimentado, diferente portando do liner 
rasgado, as vantagens e desvantagens são similares ao revestimento canhoneado. Pode ser 
acrescida nas vantagens o menor custo com revestimento e nas desvantagens a mudança de 
diâmetro dentro do poço, gerado dificuldades para passagem de equipamento. 
 
COMPLETAÇÃO COM REVESTIMENTO CANHONEADO 
 
Perfurado o poço até a profundidade final e avaliada a zona como produtora 
comercial de óleo e ou gás, é descido o revestimento de produção até o fundo do poço, sendo 
em seguida cimentado. Posteriormente é canhoneado o revestimento defronte aos intervalos 
de cargas explosivas, colocando assim o reservatório produtor em comunicação com o interior 
do poço. 
Como grandes vantagens desse método tem-se: permite seletividade, tanto na 
produção quanto na injeção de fluidos na formação; favorece o êxito das operações de 
restauração; diâmetro único em todo poço;permite controlar formações desmoronáveis. 
As principais desvantagens do método são: custo do canhoneio; tem sua eficiência 
dependente de uma adequada operação de cimentação e canhoneio. 
 
COMPLETAÇÃO QUANTO AO NÚMERO DE ZONAS EXPLORADAS 
Sob este aspecto, as completações podem ser: SIMPLES, DUPLA OU 
SELETIVA. 
 
 
 
 
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COMPLETAÇÃO SIMPLES 
 
Caracteriza-se pelo poço possuir uma tubulação metálica, descida pelo interior do 
revestimento de produção, da superfície até próximo à formação produtora. Esta tubulação, 
acompanhada de outros equipamentos, denomina-se coluna de produção. 
Este tipo de completação possibilita produzir de modo controlado e independente 
somente uma zona de interesse. Duas zonas podem ser colocadas em produção pela mesma 
coluna, o que não é recomendado para controle do reservatório. 
 
COMPLETAÇÃO DUPLA 
 
Este tipo de completação possibilita produzir simultaneamente, num mesmo poço, 
duas zonas ou reservatório diferentes, de modo controlado e independente, tanta no que diz 
respeito a volumes produzidos como a pressões, razões gás/óleo e óleo/água, etc. Isto é 
possível instalando-se duas colunas de produção com obturadores (packers). 
As principais vantagens deste método são: 
• Produção e controle de vários reservatórios produzidos simultaneamente; 
• Possibilidade de produção de zonas marginais que poderiam não justificar a perfuração de 
poços somente para produzi-las; 
• Aceleração do desenvolvimento do campo; 
• Diminuição do tempo de utilização dos equipamentos e tubulações para o atingimento de 
uma mesma produção acumulada do poço; 
• Liberação mais rápida do investimento para novas aplicações; 
• Diminuição do número de poços necessários para drenar as diversas zonas produtoras; 
 
As principais desvantagens do método são: 
• Maior dificuldade na seleção e utilização dos equipamentos, com maiores possibilidades de 
problemas; 
• As restaurações, embora menos freqüentes, são mais complexas; 
• Maior dificuldade na aplicação dos métodos artificiais de elevação; 
 
 
 
 
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COMPLETAÇÃO SELETIVA 
 
Neste caso é descida somente uma coluna de produção, equipada de forma a permitir 
a produção de várias zonas ou reservatórios seletivamente, ou seja uma por vez. Disto resulta 
o perfeito controle dos fluidos produzidos em cada reservatório, bem como a facilidade 
operacional de se alterar a zona em produção. 
 
 
FASES DE UMA COMPLETAÇÃO 
 
INSTALAÇÃO DOS EQUIPAMENTOS DE SEGURANÇA 
 
É a primeira fase da completação e visa possibilitar o acesso ao interior do poço, com 
toda a segurança necessária, para execução das demais fases. 
A cabeça de produção é um equipamento que fica conectado, através de parafusos e 
flanges, à cabeça de revestimento e ao preventor de erupções, tendo como função principal 
servir de apoio à coluna de produção que será descida numa fase posterior da completação, 
por meio de um suspensor. Possui saídas laterais que permitem o acesso ao espaço anular 
entre o revestimento de produção e a coluna de produção. O preventor de erupções (BOP) é 
um equipamento instalado sobre a cabeça de produção e tem com objetivo fundamental 
permitir o fechamento do poço com segurança no caso de um fluxo inesperado da formação. 
 
CONDICIONAMENTO DO POÇO 
 
Uma vez instalado os equipamentos de segurança, procede-se a fase de 
condicionamento do revestimento de produção e a substituição do fluido que se encontra no 
interior do poço por um fluido de completação. 
Para o condicionamento é descido broca e raspador, através de uma tubulação 
metálica, conhecida como coluna de trabalho, de modo a deixar o interior do revestimento de 
produção (e liner, quando presente) gabaritado e em condição de receber os equipamentos 
necessários. A broca é utilizada para cortar os tampões de cimento e/ou mecânicos, deixados 
no interior do poço quando se seu abandono temporário pela perfuração, bem como restos da 
 
 
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cimentação primária. O raspador é uma ferramenta com lâminas retráteis, que desce raspando 
a parte interna do revestimento de produção, retirando a que foi deixado pela broca. 
Geralmente o condicionamento é feito até o colar flutuante, com peso sobre broca, 
rotação da coluna e vazão de circulação direta do fluido adequadas, de forma que se obtenha 
uma boa eficiência no corte e no carreamento das partículas de cimento cortado pode decantar 
sobre a broca, ocasionando uma pescaria. Normalmente, a cada trinta metros de cimento 
cortado, é deslocado um colchão viscoso para limpeza do poço. 
 
 
 
Imediatamente antes e após o corte dos tampões de cimento e/ou mecânicos, é 
efetuado teste de estanqueidade do revestimento de produção, pressurizando-o durante dez ou 
quinze minutos, para verificação da existência ou não de vazamentos (furos, conexões de 
revestimento vazando, etc). Caso não se consiga pressão estabilizada e, procede-se a 
localização e correção do vazamento. 
O fluido de completação, geralmente é uma solução salina, isenta de sólidos, 
compatível com a formação e com os fluidos nela contidos, de forma a não causar nenhum 
tipo de dano na formação, que restrinja a vazão do poço. Além disso, o fluido deve possuir 
peso específico capaz de fornecer pressão hidrostática no interior do poço um pouco superior 
à pressão estática da formação. 
 
 
 
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A substituição do fluido é feita, com o auxílio de bombas de deslocamentopositivo, 
circulando o fluido diretamente pelo interior da coluna de trabalho, com retorno na superfície 
pelo anular. 
 
AVALIAÇÃO DA QUALIDADE DA CIMENTAÇÃO 
 
A cimentação destina-se a promover vedação hidráulica entre os diversos intervalos 
permeáveis, ou até mesmo dentro de um único intervalo permeável, impedindo a 
intercomunicação de fluidos por detrás do revestimento, bem como propiciar suporte 
mecânico ao revestimento. 
 
 
 
A existência de uma efetiva vedação hidráulica é de fundamental importância técnica 
e econômica, garantindo um perfeito controle da origem (ou destinos) dos fluidos produzidos 
(ou injetados). O prosseguimento das operações no poço sem observação deste requisito pode 
gerar diversos problemas: produção de fluidos indesejáveis devido a proximidade dos 
contatos óleo/água ou gás/óleo, teste de avaliação das formações incorretos, prejuízo no 
 
 
 
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controle dos reservatórios e operações de estimulação mal sucedidas, com possibilidades 
inclusive de perda do poço. 
 
Para se inferir a existência ou não de intercomunicações entre os intervalos de 
interesse, avalia-se a qualidade da cimentação, que é função de uma série de fatores tais como 
geometria do poço, qualidade do cimento, parâmetros de injeção e centralização do 
revestimento centralização. 
Caso seja comprovada a não existência de vedação hidráulica se procede a correção 
da cimentação primária, efetuando canhoneio (furos no revestimento) e a compressão do 
cimento nos intervalos deficientes. A decisão quanto a necessidade ou não da correção de 
cimentação é uma tarefa de grande importância e deve ser tomada com máxima de segurança 
possível, pois a operação, principalmente no caso de poços marítimos. 
Para se avaliar a qualidade da cimentação são utilizados perfis acústicos, que medem 
a aderência do cimento ao revestimento e do cimento á formação. Em função da interpretação 
dos perfis obtidos se decide quanto a necessidade ou não de correção da cimentação. 
 
PERFIL CBL/VDL 
 
O sistema usado para perfilagem acústica é composto basicamente por um 
transmissor, um receptor e um aparelho de medição. O transmissor é acionado por energia 
elétrica, emitindo pulsos sonoros de curta duração que se propagam através do revestimento 
cimento e formação, antes de atingir dois receptores: um a 3 pés e outro a 5 pés do 
transmissor. Aí são reconvertido em sinal elétrico e enviado para um medidor na superfície, 
através de cabos conectores. 
 
 
 
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O perfil CBL (controle de aderência da cimentação) registra a amplitude em mV, da 
primeira chegada de energia ao receptor que está a 3 pés. A atenuação produzida pela 
aderência do cimento ao revestimento depende da resistência à compressão do cimento, e do 
diâmetro e espessura do revestimento, e da percentagem da circunferência cimentada. 
O perfil VDL (densidade variável) registra a onda detectada pelo receptor que está a 
5 pés e apresenta-a, qualitativamente, durante um período de 1 ms (começando a 200us e 
acabando a 1200us) as partes positivas da onda aparecem em escuro, e as negativas em claro; 
a cor cinza corresponde à amplitude zero. 
A boa aderência cimento revestimento é detectada pela presença de valores baixos de 
no perfil CBL, enquanto a boa aderência cimento formação é detectada pela ausência de sinal 
de revestimento e presença de sinal de formação no perfil VDL. 
O revestimento livre produz altos valores no perfil CBL e, no perfil VDL, um 
característico padrão de faixas paralealas, retas, claras e escuras, as luvas são reconhecíveis 
em ambos os perfis. 
 
 
 
CANHONEIO 
 
Uma vez avaliada a qualidade da cimentação e confirmada a existência de um bom 
isolamento hidráulico entre os intervalos de interesse, a etapa seguinte é a do canhoneio. 
É uma operação que tem por finalidade colocar a formação produtora em contato 
com o interior do poço revestido, através de perfurações, com potentes cargas explosivas. 
Estas perfurações penetram na formação algumas polegadas após atravessarem o revestimento 
 
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e o cimento, criando canais de fluxo por onde se processa a drenagem dos fluidos contidos no 
reservatório. 
As cargas explosivas são dispostas e alojadas de forma conveniente em canhões. 
Uma vez estando o canhão posicionado em frente ao intervalo desejado é acionado um 
mecanismo de disparo que detona as cargas explosivas. Estas cargas são devidamente 
moldadas de forma a produzirem jatos de alta energia, com velocidades de até 6000m/s, que 
incidindo numa pequena superfície do revestimento geram pressões da ordem de 4.000.000 
PSI e promovem a perfuração no revestimento, cimento e formação. 
Aos canhões utilizados podem ser de vários tipos, sendo necessário uma seleção 
adequada para cada situação. Existem canhões que são descidos com cabo elétrico por dentro 
do revestimento (convencional), canhões descidos por dentro da coluna de produção (through 
tubing) e canhões enroscados com a coluna de tubos (TCP / tubing conveyed perfuration). 
Os canhões convencionais e TCP têm diâmetro maior que os que descem pelo 
interior da coluna de produção, permitindo o uso de cargas maiores, e conseqüentemente 
maior poder de penetração. 
Uma série de parâmetros relacionados com a geometria de canhoneio tem influência 
significativa no índice de produtividade do poço, tais como: densidade de jatos 
9perfurações/(unidade de comprimento), profundidade de penetração, defasagem entre os 
jatos (0°, 90°, 120° e 180°), distância entre o canhão e o revestimento e o diâmetro de entrada 
do orifício perfurado. 
 
 
 
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O canhoneio pode deixar parte dos furos obstruídos e causar dano na formação, 
resultante da ação compressiva dos jatos, comprometendo o índice de produtividade do poço. 
Quando se utiliza canhoneio pelo interior da coluna ou do tipo TCP este dano pode ser 
minimizado, realizando a operação com pressão hidrostática no interior do poço inferior a 
pressão estática da formação. Desta forma se obtém um fluxo imediato pelos orifícios 
perfurados, desobstruindo-os. As operações com canhão convencional são realizadas com 
diferencial de pressão no sentido poço/formação, por motivos de segurança. 
 
EQUIPAGEM DO POÇO 
 
Nesta etapa, o poço recebe equipamentos de sub-superfície (coluna de produção) e de 
superfície (árvore de natal). 
A coluna de produção pe constituída basicamente por tubulação metálica removível 
(tubulação de produção), onde ficam conectados uma série de outros componentes, sendo 
descida pelo interior do revestimento de produção com as seguintes finalidades básicas : 
conduzir, de forma otimizada e segura, os fluidos produzidos até a superfície, proteger o 
revestimento contra fluidos agressivos (CO2, H2S, etc) e pressões elevadas e possibilitar a 
circulação de fluidos para o amortecimento do poço em intervenções futuras. 
A composição de uma coluna de produção é função de uma série de fatores, tais 
como: localização do poço (terra o mar), regime de produção de fluidos (surgente ou elevação 
artificial), tipo de fluido a ser produzido, necessidade de contenção da produção de areia 
associada aos hidrocarbonetos, vazão de produção, número de zonas produzindo 
(completação simples, dupla ou seletiva), etc. 
Os equipamentos mais encontrados nas colunas de produção são: obturador, válvula 
de segurança de sub-superfície e suspensor de coluna de produção. Uma composição ótima de 
coluna, levando-seem conta os aspectos de segurança, técnico/operacional e econômico, é 
obtida questionando-se sempre a validade da utilização de um equipamento em uma 
determinada posição. 
O obturador (packer) é capaz de vedar o espaço anular entre a coluna e o 
revestimento de produção, tendo com finalidades básicas: auxiliar a coluna na proteção do 
revestimento de produção contra pressões elevadas e fluidos agressivos, isolar trechos 
danificados do revestimento com vazamento, possibilitar a completação dupla e seletiva e 
aumentar a eficiência dos métodos de elevação artificial. Uma da s formas de classificá-los, se 
 
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refere ao mecanismo de assentamento, podendo ser mecânicos ( por tração ou compressão 
imposta pela coluna de produção), ou hidráulicos/hidrostáticos (diferencial de pressão interior 
da coluna) anular. 
O suspensor da coluna de produção é o componente que se localiza na extremidade 
superior da coluna, ancorando-a na cabeça de produção nas completações secas, ou no 
alojador da alta pressão, no caso de completação molhada. 
O suspensor fornece vedação entre a coluna e o revestimento de produção. Nas 
completações secas o acesso ao anular se dá pelas saídas laterais da cabeça de produção, 
sendo que pelo suspensor se dá o acesso ao interior da coluna. Nas completações molhadas, 
onde a cabeça do poço fica no fundo do mar o acesso à coluna e ao anula se dá, na vertical, 
pelo suspensor, visto que o alojador de alta pressão (housing) não dispõe de saídas laterais. 
Após a descida e ancoragem da coluna de produção, o preventor de erupções (BOP) 
é retirado e se procede a instalação da Árvore de Natal. 
Árvore de Natal é um sistema composto de um conjunto de válvula que permite o 
controle do fluxo de fluido do poço, com segurança, durante a sua vida produtiva. No caso de 
completação seca é instalada sobre a cabeça de produção, denominada Árvore de Natal Seca 
ou Convendional, e em completações molhadas, sobre o alojador de alta pressão, recebendo o 
nome de Árvore de Natal Molhada. 
 
INDUÇÃO DE SURGÊNCIA 
 
É o conjunto de operações que visa reduzir a hidrostática do fluido de completação a 
um valor inferior à pressão estática da formação, de um modo que o poço tenha condições de 
surgência. 
Pode ser dividida em quatro grupos: indução através das válvulas de gás-lift, indução 
através de flexitubo, indução pela substituição do fluido da coluna por outro fluido menos 
denso e pistoneio. 
Os dois primeiros métodos trabalham com a gaseificação do fluido do interior da 
coluna como forma de diminuir sua hidrostática. No primeiro, o gás é injetado inicialmente no 
anular do poço, passando para o interior da coluna, de forma controlada, através de 
equipamentos especiais chamados de válvulas de gás-lift. No segundo método o gás é injetado 
 por uma tubulação metálica flexível que é descida pelo interior da coluna de produção. O 
terceiro método trabalha com a substituição do fluido de completação por outro fluido mais 
 
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leve (diesel ou nitrogênio). O quatro método trabalha com a retirada mecânica do fluido de 
completação por um copo especial, que durante a sua descida pelo interior da coluna, com um 
cabo de arame, permite que o fluido passe para a parte superior, e durante sua retirada veda na 
parede interna da coluna, expulsando o fluido da parte superior, funcionando como um pistão. 
 
 
TIPOS DE OPERAÇÕES EM POÇOS 
 
 Normalmente, toda operação efetuada em um poço após a sua perfuração e chamada de 
COMPLETAÇÃO. Na verdade, completação é apenas uma das várias operações existentes. 
Estas se dividem basicamente em dois grupos: INVESTIMENTO e MANUTENÇÃO. 
 
OPERAÇÕES DE INVESTIMENTO 
 
É o conjunto de operações efetuadas durante a primeira intervenção em uma 
determinada Formação atravessada por um poço, após a conclusão dos trabalhos de 
exploração e perfuração, visando a sua avaliação e posterior produção e/ou injeção de fluídos. 
Podem ser operação de AVALIAÇÃO, COMPLETAÇÃO e RECOMPLETAÇÃO. 
 
AVALIAÇÃO 
 
Atividade executada visando definir os parâmetros da formação (permeabilidade, 
dano, etc), verificar a procedência dos fluídos e o índice de produtividade (IP) ou injetividade 
(II) dos poços. 
 
AS PRINCIPAIS SÃO: TFR, TP, RP ou MP. 
 
T R F – TESTE DE FORMAÇÃO A POÇO REVESTIDO 
Durante a perfuração de um poço, pode-se (e almeja-se) encontrar indícios de rochas 
portadores de óleo e/ou gás, que necessitam ter o seu potencial devidamente avaliado. O teste 
mais completo (e complexo) é o TRF. As figuras 1 a 5 a seguir ilustram simplificadamente as 
operações que são realizadas em um poço desde o final da perfuração até que este esteja para 
a execução do teste. 
 
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É então descida uma coluna especial no poço composta de diversos equipamentos, 
dentre os quais destacamos os registradores de pressão e temperatura, o packer de operação, 
os amostradores, a válvula para fechamento do poço no fundo, e as válvulas para circulação. 
O poço é colocado em fluxo, pelo interior da coluna, visto que o packer isola o espaço anular 
coluna de teste x revestimento do poço: mede-se então na superfície a Vazão de Líquido 
 
(QLíquidos), Vazão de Gás (QGás) (determinando-se na RGL - Razão Gás Líquido – ou seja, 
quantos m
3 
de gás foram produzidos para cada m
3 
de líquido aferido – note que tal gás 
geralmente encontra-se dissolvido no sei do óleo produzido: a Razão Gás-Óleo – RGO – é 
uma outra referência – significando quantos m
3
 de gás foram produzidos para cada m
3
 de óleo 
aferido), BSW (% de água e sedimentos presentes no volume de líquidos produzidos): durante 
o fluxo, os registradores estarão medindo a Pressão de Fluxo (Pwf) e a Temperatura. Note que 
existe uma Pwf para cada valor de QLíquidos medida na superfície, somente havendo sentido 
em referir-se a uma determinada Pwf quando associa-se a esta a sua Vazão correspondente – 
exemplo: caso um poço esteja produzindo com uma determinada Vazão, com um “choke” na 
superfície de 1/2", ao restringir-se esta abertura do “choke” para 1/4" a vazão deverá 
DIMINUIR, e a pressão de fluxo lida no registrador no fundo irá AUMENTAR. Se, ao 
contrário, abrir o "choke” de 1/2" para 3/4", a vazão deverá AUMENTAR, e a pressão de 
fluxo lida no registrador no fundo irá DIMINUIR – tal fato é explicado pelo fato de, quando 
menor a abertura do “choke”, maior a perda de carga observada, o que irá refletir-se também 
no fundo do poço. 
Durante o fluxo, os amostradores de fundo, que descem abertos, são fechados, 
trapeando amostras dos fluídos produz dos pela Formação. Aciona-se então a válvula para 
fechamento no fundo, iniciando então o período de Estática. Nesse período os registradores 
estarão medindo um crescimento de pressão: caso o poço fosse mantido um longo período 
fechado, esta Pressão tenderia à Pressão Estática do Reservatório (Pest). Mas, mesmo que a 
Pest não seja atingida no período em que o poço foi mantido fechado, é possível extrapolar os 
valores lidos e determinar a Pest. Ao final do TRF, as válvulas para circulação são abertas, 
permitindo o deslocamento do óleo + gás da coluna por fluído de completação, amortecendo 
então o poço, permitindo a posterior retirada da coluna de teste com segurança. 
 
 O IP – Índice de Produtividade – é o parâmetro que indica de forma simples e direta o 
potencial de um determinado poço. 
 Instrutor – Raymundo Jorge de Sousa Mançú 
 
 18 
 
 
IP = QLÍQUIDO / Pest-Pwf 
 
O IP representaa vazão de líquidos que podem ser reduzidas para uma determinada 
queda de pressão em frente aos canhoneados. As unidades adotadas na PETROBRAS são: 
para QLíquidos, m
3
/d e para Pressão, kgf/cm
2
. Exemplo: se um determinado poço tem um IP = 
 
10(m
3
/d) / (kgf/cm
2
), significa que ele é capaz de produzir 10 m
3
/d para cada queda de 1 
kgf/cm
2
 de pressão em frente aos canhoneados. Se (Pest – Pwf) = 20 kgf/cm
2
, este poço 
produzirá 10 * 20 = 2000 m
3
/d. 
 
Similarmente, o II – Índice de Injetividade – representa a vazão de fluídos que podem 
ser injetados para um determinada diferencial de pressão (Pwf – Pest) em frente aos 
canhoneados. 
 
TP – TESTE DE PRODUÇÃO 
 
É semelhante ao TRF, porém o fechamento do poço ocorre na superfície, não existindo 
a necessidade de uma coluna especial para o teste. Os registradores são descidos e 
posicionados no fundo do poço com arame. 
Como fluxo em um poço de petróleo é multifásico (líquido + gás), o fato de fechar-se 
o poço na superfície faz com que a pressão lida nos registradores de fundo seja influenciada 
pela compressibilidade do gás que é liberado do seio do óleo, que posiciona-se na parte 
superior da coluna por segregação gravitacional, gerando o efeito conhecido como 
ESTOCAGEM. 
 
Existe um tempo maior de fechamento do poço e técnicas especiais para a 
interpretação das cartas de fundo. 
 
RP – REGISTRO DE PRESSÃO 
 
É feito somente o registro da pressão de fundo, sem, contudo, colocar o poço em 
fluxo. 
 
 Instrutor – Raymundo Jorge de Sousa Mançú 
 
 19 
 
MP – MEDIÇÃO DE PRODUÇÃO 
 
É feita somente a medição da vazão (e seus parâmetros, tais como BSW, RGO, etc.), 
sem, contudo, haver registro de pressão. 
 
 
COMPLETAÇÃO 
 
 Entende-se por completação um conjunto de operações, realizadas após o término 
dos trabalhos de perfuração, visando colocar o poço em produção. 
São as seguintes, as operações em referência executadas segundo critérios técnicos, 
econômicos e de segurança: instalação dos equipamentos de segurança para controle do poço; 
condicionamento do revestimento de produção e do fluido nele contido; verificação da 
qualidade da cimentação primária realizada pela perfuração, quando da instalação do 
revestimento de produção. Canhoneio - (perfurações) na zona de interesse, para que se 
comunique reservatório com o interior do revestimento de produção, permitindo o fluxo de 
fluidos; instalação de equipamentos no interior do poço, para garantir a produção de forma 
segura e eficiente; instalação dos equipamentos de superfície; e indução de surgência, onde a 
hidrostática do poço é reduzida a valores inferiores a pressão estática da formação .para que o 
poço entre em fluxo. 
Para que a completação possa ser realizada de forma otimizada, é de fundamental 
importância um excelente inter-relacionamento com as áreas de geologia, reservatório e 
elevação artificial de petróleo. 
Uma característica das reservas petrolíferas é que as mesmas ficam localizadas, 
indistamente, tanto em áreas terrestres como em áreas marítimas. Disto resulta importantes 
diferenças na maneira como um poço é completado, principalmente no que se refere a cabeça 
do poço, onde se localiza um importante conjunto de válvulas que tem por função o controle 
do poço, denominado árvore de natal. A árvore de natal ficando submersa (Árvore de Natal 
Molhada) caracteriza-se a completação molhada, caso contrário (Árvore de Natal 
Convencional) caracteriza-se a completação seca ou convencional. 
Em terra, a cabeça do poço fica no máximo a uns poucos metros do solo. Portanto, 
não há perigo de que forças ambientais venham a dobrar ou fazer vibrar a parte do poço que 
emerge do solo. Nestes poços as operações de completação são executadas por equipamentos 
 
 Instrutor – Raymundo Jorge de Sousa Mançú 
 
 20 
 
similares aos da perfuração, porém de menor capacidade, denominados de Sondas de 
Produção Terrestre (SPT). Estas sondas são, geralmente, veículos auto-transportáveis dotados 
basicamente de motor, guincho e mastro telescópico. 
Grande parte da literatura de Engenharia de Petróleo ensina que uma boa 
completação é aquela onde são observados os seguintes aspectos: de segurança, técnico, 
operacional e econômico. 
Sob o aspecto de segurança, um poço necessita pelo menos de duas barreiras de 
segurança durante a sua vida (perfuração completação e produção). 
Defini-se barreira de segurança como um sistema independente, dotado de uma certa 
confiabilidade, formado por um conjunto solidário de elementos, capaz de manter sob 
controle o fluxo de um poço de petróleo. A segurança de um poço de petróleo é a condição 
proporcionada pelo conjunto de barreiras de segurança presentes no poço. As duas barreiras 
de segurança devem ser independentes, isto é, a falha de qualquer componente pertencente a 
uma barreira não pode comprometer a outra, salvaguardando o poço contra o descontrole. A 
obrigatoriedade, por norma da Petrobrás, de duas barreiras para o controle do poço, faz com 
que, a qualquer falha observada em um componente de uma barreira, se intervenha no poço 
para o seu reparo ou substituição. 
Quanto aos aspectos técnico e operacional, deve-se buscar uma completação de 
forma a maximizar a vazão de produção (ou injeção) sem danificar o reservatório, tornar a 
completação a mais permanente possível, de forma que idealmente poucas ou nenhuma 
intervenção seja necessária até o fim da vida produtiva do poço. 
Deve ainda minimizar o tempo necessário para executar os trabalhos de intervenção 
a mais simples possível. 
Para que se tenha uma completação bastante econômica, devem ser considerados os 
seguintes aspectos: técnico, operacional e de padronização. Os aspectos técnico e profissional 
trazem benefícios econômicos pois maximizam a produção de óleo e minimizam o tempo e a 
freqüência das intervenções, minimizando conseqüentemente o custo com sonda, que é um 
dos custos mais elevados numa intervenção. A padronização dos equipamentos utilizados nos 
poços reduz os custos com estoques. 
Após a completação inicial do poço, se faz necessário uma série de operações, 
denominadas de manutenção da produção visando corrigir problemas nos poços, fazendo 
voltar a vazão ao nível normal ou operacional, as quais estão tratadas na parte final deste 
capítulo. 
 
 Instrutor – Raymundo Jorge de Sousa Mançú 
 
 21 
 
RECOMPLETAÇÃO 
 
Esta operação é executada em poços que podem produzir em mais de uma formação 
geológica. 
A recompletação é um conjunto de atividades executadas visando colocar uma nova 
zona de interesse em produção ou injeção. 
Ao atingir um nível mínimo de produção diária, a zona produtora é abandonada, e 
existindo outra zona de interesse no mesmo poço, a mesma é colocada em produção. 
O nível mínimo de produção diária é função de uma série de fatores, tais como: custo 
do barril de petróleo no mercado mundial, custo operacional para extrair o petróleo, razão 
água/óleo (RAO), razão gás/óleo (RGO), entre outros. 
O abandono geralmente se dá através de um tampão mecânico ou através de uma 
compressão de cimento nos canhoneados. Na seqüência se recondiciona o poço para o 
canhoneio da nova zona produtora. 
 
OPERAÇÕES DE MANUTENÇÃO 
 
Entende-se por manutenção da produção o conjunto de operações realizadas no poço 
após a sua completação inicial, visando corrigir problemas de forma que a vazão retorne ao 
nível normal ou operacional. 
 
PODEM SER CLASSIFICADAS EM: recompletação, restauração, mudança de método 
de elevação, estimulação, avaliação, limpeza e abandono. 
 
 AS PRINCIPAIS CAUSAS GERADORAS DE INTERVENÇÕES SÃO: 
 
- Baixa produtividade 
- Produção excessiva de gás 
- Produçãoexcessiva de água 
- Produção de areia 
- Falhas mecânicas na coluna de produção ou revestimento. 
 
 
 
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 22 
 
AS OPERAÇÕES DE MANUTENÇÃO PODEM SER: 
 
AVALIAÇÃO 
Operacionalmente, é idêntica à avaliação de investimento. A diferença é que naquele 
caso, o poço avaliado era recém perfurado e nem necessariamente foi completado. Visto que a 
própria operação de avaliação é que definiria se este era produtivo ou não. Na manutenção, 
o poço já é produtor (ou injetor) e a operação de avaliação é realizada para monitoramento do 
poço ou reservatório. Também pode ser TFR, TP, RP ou MP. 
Para a obtenção dos parâmetros da formação e o índice de produtividade ou 
injetividade são realizados teste de produção (TP), teste de formação a poço revestido (TFR), 
registro de pressão estática e dinâmica, etc. 
Para verificação da natureza e procedência dos fluidos são corridos perfis de 
produção a poço revestido e analisados os fluidos produzidos nos testes (TP e TFR). 
 
RESTAURAÇÃO 
 
É a intervenção com o objetivo de fazer algum tipo de operação no reservatório, tal como 
ampliação de canhoneados ou recanhoneio, isolamento de algum intervalo, injeção de anti 
incrustante, etc...ou seja, há uma alteração nas condições mecânicas do poço. 
 
A restauração é um conjunto de atividades que visam restabelecer as condições 
normais de fluxo do reservatório para o poço (retirada de dano de formação ), eliminar ou 
corrigir falhas mecânicas no revestimento ou na cimentação, reduzir a produção excessiva de 
gás (alta RGO) ou água (alta RAO). 
 
ELEVADA PRODUÇÃO DE ÁGUA 
 
A produção de óleo, com alta RAO (grande volume de água produzida), não é 
interessante, visto que há um custo associado a produção, separação e descarte da água. Se a 
zona produtora é espessa, pode se tamponar os canhoneados com cimento ou tampão 
mecânico, e recanhonear apenas na parte superior, resolvendo o problema temporariamente. 
Uma elevada RAO pode ser conseqüência de: 
 
 
 Instrutor – Raymundo Jorge de Sousa Mançú 
 
 23 
 
• Elevação do contato óleo/água devido ao mecanismo de reservatório (influxo de água) ou à 
injeção de água, isto pode ser agravado pela ocorrência de “cones” o “fingering”; 
• Falhas na cimentação ou furos no revestimento; 
• Fraturamento ou acidificação atingindo a zona de água. 
O aparecimento de água é normal em um reservatório com influxo de água ou sob 
injeção da mesma. Algum dia tem-se que produzir água para recuperar petróleo. Quando há 
permeabilidade estratificada (variação de permeabilidade vertical ao longo da zona) este 
problema se torna mais complexos, devido ao avanço da diferencial da água, conhecido como 
“fingering”. 
Tanto o cone de água quanto o fingering, são fenômenos altamente agravados pela 
produção com elevada vazão. 
Quando a elevada RAO não é devida a esses dois fenômenos, pode-se suspeitar ou 
de dana no revestimento ou de fraturas mal dirigidas. 
Um dano no revestimento pode ser solucionado por uma compressão de cimento ou 
por isolamento com obturadores e/ou tampões mecânicos. Já uma fratura mal dirigida é um 
problema de difícil solução. 
 
ELEVADA PRODUÇÃO DE GÁS 
 
Uma razão gás/óleo muito elevada pode ter como causa o próprio gás dissolvido no 
óleo, o gás de uma capa de gás ou aquele proveniente de uma outra zona ou reservatório 
adjacente. Esse último caso é produto de um falha no revestimento, de uma estimulação mal 
concretizada ou falha na cimentação. 
A produção excessiva de gás pode ser contornada temporariamente, recanhoneando-
se o poço apenas na parte inferior da zona de interesse. 
 
Um cone de gás é mais facilmente controlado pela redução da vazão do que o cone 
de água. Isto se deve a maior diferença de densidade entre o óleo e o gás do que entre o óleo e 
a água. O fechamento do poço temporariamente é uma técnica recomendada para a retração 
do cone de gás ou água. 
 
 
 
 
 Instrutor – Raymundo Jorge de Sousa Mançú 
 
 24 
 
FALHA MECÂNICA 
 
Detectando-se um aumento da razão óleo/água e se suspeitar de um provável 
vazamento no revestimento a água produzida deve ser analisada e comparada com a água da 
formação, confirmando ou não a hipótese de furo no revestimento. 
Entre as falhas mecânicas pode-se citar: defeitos na cimentação, vazamento no 
revestimento, vazamento em colar de estágio, etc. 
A localização do vazamento pode ser feita com perfis de fluxo, perfis de temperatura 
ou teste seletivos de pressão usando obturador ou tampão recuperável. 
 
VAZÃO RESTRINGIDA 
 
Um poço que esteja produzindo com uma vazão menor do que a esperada necessita 
de restauração. Esta restrição na vazão pode ser causada por dano de formação, 
tamponamentos dos canhoneados e/ou na coluna, emulsões. 
Uma produtividade limitada, muito freqüente, é causada pela redução da 
permeabilidade em torno do poço. Este fenômeno denomina-se dano de formação. Para 
resolver este problema, são usados o recanhoneio, a acidificação de matriz e o fraturamento 
de pequena extensão. 
A acidificação de matriz é a injeção de um ácido na formação com pressão inferior a 
pressão de quebra da formação, visando retirar algum dano de formação. Logo após uma 
acidificação o ácido deve ser removido da formação, o que evita a precipitação de produtos 
danosos à mesma, oriundos das reações químicas. 
No caso de emulsões, a melhor solução é um tratamento com sulfactantes (redutores 
de tensão superficial). 
 
ESTIMULAÇÃO 
 
A estimulação é um conjunto de atividades que objetiva aumentar o índice de 
produtividade ou injetividade de um poço em um reservatório. 
O método mais usado é o fraturamento hidráulico que pode ser definido como um 
processo no qual um elevado diferencial de pressão, transmitido pelo fluido de fraturamento, é 
aplicado contra a rocha reservatório, até a sua ruptura. A fratura, que é iniciada no poço, se 
 
 Instrutor – Raymundo Jorge de Sousa Mançú 
 
 25 
 
propaga através da formação pelo bombeio de um certo volume de fluido, acima da pressão 
de fraturamento. 
Para se evitar que a fratura induzida feche ao cessar o diferencial de pressão 
aplicado, é bombeado um agente de sustentação (normalmente areia selecionada), junto com o 
fluido de fraturamento. Assim se cria um caminho preferencial de levada condutividade, o 
qual facilitará o fluxo de fluidos do reservatório para o interior do poço, ou vice versa. 
Além de incrementar o índice de produtividade dos poços, o fraturamento pode 
contribuir para o aumento da recuperação final das jazidas, no caso de formações bastante 
fechadas (baixa permeabilidade). Em reservatórios de alta permeabilidade, o fraturamento 
pode aumentar a vazão dos poços, contribuindo assim para melhorar o fluxo de caixa do 
investimento, tendo no entanto, muito pouca influência no fator de recuperação. 
 
É a operação cujo objetivo é aumentar a produtividade (ou injetividade) de um 
poço, através de tratamentos químicos, tais como: 
 
- injeção de um ácido ou solvente orgânico para aumentar a transmissibilidade da 
formação. 
- tratamentos mecânicos, como fraturamento da rocha para aumentar a sua 
permeabilidade localizada. 
- em última análise, não deixar de ser uma restauração. 
 
MUDANÇA DE MÉTODO DE ELEVAÇÃO 
 
Intervenção que tem como objetivo a substituição de um método de elevação por outro 
poço (de poço surgente para equipado com BSW, por exemplo). É um caso particular de 
limpeza. 
Quando a vazão está sendo restringida devido a um sistema de elevação artificial 
inadequado ou com defeito, basta substituí-lo. Normalmente os poços são surgente durante operíodo inicial de sua vida produtiva, passando a requerer um sistema de elevação artificial 
após algum tempo de produção. 
 
 
 
 
 Instrutor – Raymundo Jorge de Sousa Mançú 
 
 26 
 
LIMPEZA 
 
A limpeza é um conjunto de atividades executadas no interior do revestimento de 
produção visando substituir ou remover os equipamentos de subsuperficie, objetivando um 
maior rendimento técnico e econômico. 
Como exemplo de problemas geradores de intervenções para limpeza, podem ser 
citados: furo em coluna de produção, vazamento no obturador, reposicionamento de 
componentes da coluna de produção, vazamentos em equipamentos de superfície, entre 
outros. 
 
ABANDONO DE POÇO - PODE SER: 
- DEFINITIVO - quando o poço não será mais utilizado 
- PROVISÓRIO - quando há a previsão ou a possibilidade de retorno ao poço no 
futuro. 
 
 
OPERAÇÕES ESPECIAIS EM POÇOS 
 
Chamamos de operações especiais o canhoneio, a perfilagem de produção, o squeeze, 
o teste de formação em poço revestido, o faturamento hidráulico, e a acidificação. 
São operações solicitadas nas programações de completação, avaliação, restauração, 
recompletação e estimulação de poços e envolvem equipamentos especiais, normalmente 
contratados, além de exigir técnicas altamente especializadas para realização e fiscalização 
das mesmas. 
Vamos tentar dar uma visão de geral da finalidade de cada uma delas e da participação 
das equipes de SPT / Sonda nas mesmas. 
 
CANHONEIO: 
 
 A função do canhoneio é perfurar o revestimento, o cimento que há entre o revestimento 
e a formação e ainda by-passar a zona de invasão de filtrado que ocorre durante a perfuração, 
que é danificada. Feito isso, ainda tem que penetrar algumas polegadas na rocha produtora. 
 
 
 Instrutor – Raymundo Jorge de Sousa Mançú 
 
 27 
 
 A idéia mais comum é que o canhoneio é feito pelo disparo de projeteis contra o 
revestimento. Isto não ocorre. Na verdade, o canhão é formado por cargas moldadas que, ao 
 
serem detonadas, não explode pura e simplesmente mas, devido à geométrica de sua 
construção, concentram toda a sua potência em uma única direção, acarretando um jato de 
espantosa velocidade e pressão. 
 
 
 
OS PRINCIPAIS TIPOS DE CANHONEIO SÃO: 
 
CONVENCIONAL 
 São montados dentro de recipientes que as isolam do fluido do poço, à pressão 
atmosférica. Desta forma, não são afetadas por elementos químicos dentro do poço. Além 
disto, por terem estes recipientes grandes diâmetro, consegue-se um arranjo mais favorável, 
com as cargas mais próximas da parede do revestimento, disparando em todas as direções e 
com maior densidade, isto é, um maior número de jatos por comprimento de revestimento. 
 
THROUGH-TUBING 
 É um canhão montado para descer por dentro da coluna de produção, inclusive, em 
alguns casos, sendo disparado de dentro desta. 
 
 Instrutor – Raymundo Jorge de Sousa Mançú 
 
 28 
 
 
 A principal vantagem é que não é necessário desequipar o poço para efetuar uma 
ampliação de canhoneio, além de se poder canhonear em "underbalance"(com o poço em 
produção, por exemplo). Isto permite uma limpeza instantânea dos orifícios, pela produção 
imediata do poço, antes que o ferro fundido do revestimento e a rocha vitrificada fiquem 
aderidas aos orifícios, dificultando a produção do poço. 
 Como desvantagem, normalmente, consegue-se baixas densidades de tiro ( o que pode 
ser contornado canhoneado-se mais de uma vez no mesmo intervalo) e os tiros saem todos no 
mesmo sentido. Eventualmente, também, as cargas que se consegue descer pela coluna são 
muito pequenas, de baixa potência. 
 
TCP 
 O sistema TCP ("tubing conveyed perfurating") é descido na extremidade de uma 
coluna de tubos, sem limitação do comprimento dos canhões, que são de grande diâmetro e 
possuem alta densidade de disparos. Pode ser descido tanto por uma coluna de trabalho, com 
um packer de operação mecânico, quanto já na coluna de produção definitiva. 
 Uma vez que podem ser disparados sob diferencial negativo de pressão 
("underbalance"), combinam a vantagem dos disparos pela coluna ("throughtubing"), isto é, 
limpeza imediata dos orifícios recém abertos, acrescido a alta densidade e fase de tiros. A 
desvantagem é que são extremamente caros. 
São operações efetuadas pelas companhias contratadas “ Schlumberger “ e ” HLS “ 
com a fiscalização de um Engenheiro de produção ligado à completação. 
 
 O canhoneio pode ser realizado com três finalidades distintas: 
 
- Produção; 
- correção da cimentação primária; 
- produção com fraturamento por entrada limitada. 
 
 A operação normalmente é realizada através do revestimento porém poderá ser 
realizada através do tubo de produção, especialmente quando de espera alta pressão, ou para 
se prover de uma melhor condição de segurança operacional. 
 
 
 Instrutor – Raymundo Jorge de Sousa Mançú 
 
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 O controle de profundidade do canhoneio é obtido à partir da correlação de 
profundidade de uma curva de um perfil de poço aberto ( ex.: elétrico indução) com uma 
curva de Raios Gama (G.R.) de um perfil radioativo corrido com o poço já revestido. O G.R. 
é corrido juntamente com o C.C.L. (Casing Colar Locator) ou localizador de luvas do 
revestimento. Juntamente com o canhão é descido no poço um C.C.L. que localiza as luvas do 
revestimento e correlaciona (amarra) a profundidade com as luvas do G.R. – C.C.L., ficando 
desta forma a profundidade amarrada aos intervalos que foram selecionados tendo como base 
o perfil de poço aberto. 
 Quando o poço é novo (completação) e não se dispõe do perfil G.R. – C.C.L., a 
programação solicita a corrida do G.R. – C.C.L. em conjunto com o perfil CBL-VDL (avalia 
a qualidade da cimentação primária) e posteriormente é efetuado o canhoneio para correção 
de cimentação ou para produção, a depender do resultado do C.B.L.-V.D.L. 
 Em poços já completados e que já dispõem do GR-CCL, a operação é mais rápida e 
pode ser concluída com apenas uma descida. 
 Para o canhoneio são necessários um caminhão com o painel de instruções, operação 
e controle (os mais modernos são dotados de computador), cabo elétrico, porta-cabo, CCL e 
canhão. São utilizados ainda, roldanas, stuffing-box, BOP à cabo, correntes, cabo para o 
aterramento, adaptador para o flange disponível na cabeça do poço ou mastro para canhoneio 
através da coluna. O uso do BOP de cabo da companhia fica à critério do Eng.º Fiscal da 
Produção, de acordo com o risco inerente à operação. 
 
PRINCÍPIO BÁSICO DO CANHONEIO 
 
 Uma pequena corrente elétrica sai do painel de controle do caminhão, segue pelo 
cabo elétrico, aciona uma espoleta que queima um cordão detonante até acionar a carga ou 
jato, deflagrando o mesmo. 
 No canhoneio convencional (através do revestimento) são utilizados canhões 
recuperáveis de 4” OD. com comprimento de 2, 3 ou 5m. Os jatos são montados no canhão e 
interligados pelo cordão detonante. Podem ser descidos 1, 2 ou mais canhões 
simultaneamente para efetuar o canhoneio denominado de seletivo, ou seja, canhonear vários 
intervalos (um de cada vez) numa mesma descida. 
 Os canhões não recuperáveis são utilizados nas operações pelo interior da coluna, as 
cargas são posicionadas em cordoalhas que se desintegram durante o disparo. 
 Instrutor – Raymundo Jorge de Sousa Mançú 
 
 30 
 
 
 A carga é um explosivo de alta resolução, é montado (construído) em forma de cone 
e tem o mesmo princípioda bazuca. Tem uma velocidade de 30.000 pés/s e causa um impacto 
de 4.000.000 lb./pol². O Hyper Jet II” abre um diâmetro de aproximadamente 0,46” e tem uma 
penetração de aproximadamente 16”. Já o "Unijet" ( através coluna) abre um diâmetro de 
aproximadamente 0,34" e tem uma penetração de 5,11". A densidade de tiro mais utilizada é 
de 4 tiros/pé = 13 tiros/m. Em casos especiais é utilizada densidade de 2 tiros/pé (ex.: 
canhoneio para correção de cimentação ou canhoneio para "frac" de entrada limitada). 
 O cabo elétrico é de 9/16" de diâmetro e tem resistência normal à tração de 15.000 lb. 
Possui ainda um ponto fraco que rompe com 4.500 lb. 
 
Participação da equipe na operação: 
 
 Cabe à equipe: 
 
- Condicionar o poço para a operação ou seja, descer raspador e circular os detritos 
porventura existentes no fundo do poço; 
- Dar a previsão de que hora o poço estará disponível para a operação, para permitir a 
solicitação e confirmação da companhia previamente determinada; 
- Manter o poço cheio com fluido de amortecimento ( com Over Balance adequado) 
limpo, antes, durante e após a operação; 
- Instalar e desinstalar as roldanas conforme orientação de preposto da companhia; 
- Confimar ao Eng.º Fiscal da produção a previsão de poço pronto; 
- Fornecer ao técnico da companhia ou ao Eng.º Fiscal, todos os dados técnicos e 
condições mecânica do poço; 
- Ficar em contato com o Eng.º Fiscal durante a operação para eventuais necessidades. 
 
Cuidados Gerais para o Canhoneio: 
 
- Desligar todos os rádios da área inclusive os de veículos durante a operação ( risco 
de detonação na superfície); 
- Não se aproximar dos canhões durante a montagem dos mesmos ( risco de detonação 
se houver erro na seqüência); 
 
 Instrutor – Raymundo Jorge de Sousa Mançú 
 
 31 
 
 
- A Companhia deverá retirar o canhão do poço após disparo, com velocidade 
moderada para não pistonear ( agitar) o poço; 
- No caso do poço entrar em kick após ou durante o canhoneio, combinar com o Eng.º 
Fiscal a providência a ser tomada, como fechar o BOP de cabo, retirar o cabo, 
retirar cabo e canhão ou fechar gaveta cega do BOP da sonda. 
 Após a conclusão da operação o Eng. Fiscal anotará no B.D.O. (Boletim Diário 
de Operação) da SPT/SC os dados básicos da operação. Será também por ele 
preparado um relatório de operação que será encaminhado para a paste do poço e 
servirá também, para confirmar a fatura da companhia. 
 
PERFILAGEM DE PRODUÇÃO 
 
 A perfilagem de produção é feita através de perfis corridos após a descida do 
revestimento de produção e completação inicial do poço, visando determinar a efetividade de 
uma completação ou as condições de produtividade (ou injetividade) de um poço. 
 
 Chamamos de perfilagem as operações de corrida de perfis em poços revestidos 
efetuados pelas companhias contratadas "Schlumberger" e HLS". 
 
Vamos fazer uma descrição sucinta dos tipos de perfis mais utilizados nos trabalhos do 
Ativo e suas principais facilidades. 
 
P.L.T. (Production logging tool): Este pode fornecer os seguintes perfis: continuous 
flowmeter, gradiomanômetro, densidade, hidrolog e temperatura. 
 
Com as seguintes finalidades: 
- O Perfil Continuous flowmeter – define a contribuição de cada intervalo aberto do poço na 
vazão total de produção (ou de injeção). 
 
- O Perfil Gradiomanômetro – registra continuamente a densidade da mistura de fluido 
dentro do poço em função da profundidade, através da medição de pressão em dois pontos 
distintos, afastados de dois pés. Sua resolução é de cerca de 0,01 g/cm³. 
 
 Instrutor – Raymundo Jorge de Sousa Mançú 
 
 32 
 
 
 Caso o poço esteja produzindo somente dois fluidos (óleo e água, óleo e gás, ou gás e 
água), é possível determinar a contribuição e percentagem de cada fluido em cada intervalo 
aberto para produção, correndo-se simultaneamente o perfil flowmeter e o perfil 
gradiomanômetro. 
 
- O Perfil de Densidade (fluid density meter) – Apresenta a densidade do fluido que passa 
por dentro da própria ferramenta (amostra de 4” por ½” de diâmetro) através de um sistema 
radiotivo semelhante ao dos perfis que medem a densidade da formação a poço aberto. A 
resolução é melhor que 0,02 g/cm³. 
 
- O Perfil Hidrolog – Indica a percentagem de água presente na mistura. O perfil é calibrado 
para fluxos bifásicos, fornecendo imediatamente os valores da percentagem de água. 
 
- O Perfil de Temperatura – É utilizado para registrar a temperatura do fluido do poço. O 
estudo de anomalias de temperatura pode fornecer diversas indicações, tais como, intervalos 
produzindo ou recebendo fluidos, localização de vazamentos, topo do cimento, altura de 
fraturas, etc. 
 
T.D.T. (Thermal decay time log): O TDT é utilizado para traçar um perfil qualitativo das 
saturações dos fluidos existentes no reservatório. Um outras palavras, determina os contatos 
gás-óleo e óleo-água. 
 
 G.R.-C.C.L. (Raios Gama- localizador de luvas do revestimento) : como já comentamos 
anteriormente é o perfil utilizado para amarrar ou correlacionar as profundidades de poço 
aberto com as profundidades do poço revestido, permitindo efetuar os canhoneios na real 
profundidade desejada. Pode vir a ser útil também, para ajudar a constatar canalização 
(passagem de água) de um intervalo para outro por trás do revestimento de produção. 
 
C.B.L.-V.D.L ( Cement Bond Log-Variable Density Log): é um perfil específico para 
avaliar a qualidade da cimentação primária. Através da interpretação deste perfil se verificará 
se os intervalos que se pretende produzir num determinado poço estão bem isolados que 
contenham fluídos indesejados (ex.: água, gás). 
 
 Instrutor – Raymundo Jorge de Sousa Mançú 
 
 33 
 
 
 É um perfil sonoro ou seja, emite um sinal acústico e capta a resposta deste sinal, sua 
sonda possui um transmissor e dois receptores. O princípio básico do perfil é a medição da 
atenuação da amplitude da onda sonora emitida ou seja, se o cimento está bem aderido a 
parede do revestimento e a parede da formação, o sinal voltará bastante atenuado. Se não 
houver boa aderência o sinal será captado com grande amplitude indicando má cimentação. 
Baseia-se também, no tempo de trânsito da onda sonora. Pode detectar topo real do cimento, 
revestimento livre, canalização e micro anel ou microânulos. Normalmente se corre o mesmo 
sob pressão de 1.000 psi e outra seção sem pressão para facilitar a identificação do 
microânulos ou de canalização. 
 
C.E.T. (Cement Evaluation Tool): é outro perfil de avaliação da qualidade da cimentação. 
Mais moderno, avançado e caro que o anterior. 
 A ferramenta (sonda) permite para o exame circunferencial (radial) do revestimento em 
cada profundidade. Mede a impedância acústica detrás do revestimento, mede a resistência do 
cimento a compressão, mostra mais facilmente as canalizações. Apresenta ainda o diâmetro 
interno do revestimento (caliper eletrônico), pode constatar ou localizar deformações 
(ovalização), desgaste ou corrosão do revestimento. Pode mostrar ainda um tubo de peso 
diferente descido erroneamente no poço. 
 A ferramenta é um dispositivo ultra-sônico de alta freqüência, possui 8 transdutores 
(atuam como transmissor e receptor). Outra vantagem em relação ao CBL-VDL é que a 
ferramenta não é afetada por microânulos. 
 Microânulos é um espaço pequeno de água entre o revestimento (parede externa) e o 
cimento, que se produz quando a pressão dentro do revestimento é liberada após a pega do 
cimento. Tem espessura estimada de 0,1 mm. 
 
PERFIL NEUTRÃO (Neutron Through - Tubing):este perfil pode ser utilizado 
periodicamentepara tentar detectar depleção do reservatório com conseqüente entrada de gás 
no intervalo completado, visando acompanhar a expansão da capa de gás do mesmo. 
 
PERFIL MEDIDOR DE FLUXO (Contínuos Flowmeter): este perfil pode ser usado para 
medir um fluxo contínuo no interior do poço X profundidade através de um rotor de 
palhetas. 
 
 Instrutor – Raymundo Jorge de Sousa Mançú 
 
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PERFIL DENSIDADE OU F.D.L. (Fluid Density Log): este perfil mede a densidade do 
fluído que passa pelo interior da ferramenta através de um sistema radioativo semelhante aos 
dos perfis que medem a densidade da formação. 
 Alguns destes perfis são corridos através da coluna de produção ou injeção, não 
necessitando essencialmente da presença de uma sonda no poço. 
 
PERFIL ULTRA-SÔNICO (CEL OU PEL) 
 
 A figura abaixo apresenta um desenho esquemático de uma ferremnta utilizada para a 
obtenção do perfil CEL (cement evaluation log). Diferentemente do CBL, que registra um 
valor médio dos 360° de poço a sua volta, o perfil CEL proporciona boa resolução circular, 
uma vez que oito transdutores são dispostos de forma helicoidal em diferentes azimutes, de tal 
forma que cada um avalie 45° da circunferência. Na figura são também mostrados o mapa da 
cimentação por trás do revestimento, onde as zonas escuras indicam boa cimentação, 
enquanto as zonas em branco indicam má cimentação, e duas curvas auxiliares 
representativas da resistência compressiva máxima (CSMX) e mínima (CSMN) do cimento 
atrás do revestimento. 
 
 
 
O PERFIL ULTRA-SÔNICO – USIT (UltraSonic Imager Tool) 
 
 As ferramentas USIT são as mais recentes desenvolvidas pelas companhias de 
perfilagem para avaliar a qualidade da cimentação. Apresentam um único transdutor, que gira 
a 7,5 rps, cobrindo todo o perímetro do revestimento, e emite 18 pulsos ultra-sônico por 
 Instrutor – Raymundo Jorge de Sousa Mançú 
 
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revolução. O princípio de funcionamento é similar ao das ferramentas de CEL descritas 
anteriormente. 
 
CIMENTAÇÃO - CORREÇÃO DA CIMENTAÇÃO PRIMÁRIA 
 
 A cimentação primária, isto é, a cimentação entre o revestimento e a formação, é feita 
durante a perfuração, logo após a descida do revestimento. Em completação e manutenção de 
poços, as operações de cimentação ocorrem normalmente quando se deseja abandonar um 
intervalo ou quando se deseja corrigir a cimentação primária. 
 
COMPRESSÃO DE CIMENTO (Squeeze): 
 
 É o processo de comprimir a pasta de cimento, colocada no anular revestimento-poço 
em frente aos furos que se deseja isolar. Pode ser a baixa pressão, quando a pasta é 
desidratada no fundo a uma pressão inferior a pressão de fratura da formação, ou a alta 
pressão, quando a desidratação da pasta é a uma pressão maior que a de fratura. Tanto um 
quanto o outro método podem ser aplicados por tampão balanceado ou injeção direta. Em 
todos estes casos, o procedimento usado é o da hesitação, que consiste em aplicação 
intermitente e crescente de pressão, separados por intervalos pré determinados de tempo, para 
permitir a desidratação da pasta. 
 Como também, a operação que venda ou isola furos de canhoneados do poço que 
estejam produzindo fluídos indejados, utilizando uma pasta de cimento. 
 
 A maior parte das operações atende a esta finalidade porém, ocorrem outras aplicações: 
 
- correção da cimentação primária; 
- recimentação (com uso de C.R ); 
- correção de furo ou vazamento no revestimento; 
- abandono definitivo de intervalos ( Block Squeeze ); 
- abandono temporário ou definitivo do poço. 
 
 
 
 Instrutor – Raymundo Jorge de Sousa Mançú 
 
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 Equipamentos contratados utilizados pelas companhias “Halliburton” ou “Sebep”. 
 
- unidade ( caminhão – bomba ); 
- bulk ( caminhão com cimento ). 
 
 A pasta é misturada na hora da operação e é composta de cimento a granel classe 
“G” com água doce e aditivos: 
 
- redutor de filtrado; 
- anti-espumante; 
- retardador de pega ( se for o caso); 
- acelerador de pega ( se for o caso); 
- dispersante. 
 
 Um teste prévio de consistometria efetuado em laboratório, indicará quais aditivos a 
utilizar e qual a proporção dos mesmos, inclusive a densidade adequada da pasta. 
 O princípio básico do Squeeze é a perda do filtrado da pasta, que são absorvidos pelos 
poros da formação até a formação do reboco que promove a vedação dos furos dos 
canhoneios. 
 Quanto maior a permeabilidade da formação, mais rapidamente a pasta de cimento 
perderá o filtrado e formará o reboco, com conseqüente perda de bombeabilidade da pasta. 
 Um teste de injetividade deve ser realizado antes de definir a quantidade de pasta a ser 
utilizada em função da injetividade obtida. Pode ser necessária também, a limpeza prévia dos 
furos com um pistoneio ou injeção de um colchão de ácido ( HCl a 15% ). 
 A quantidade mínima de cimento utilizada é de 20 sacos para revestimento de 5 ½” 
OD. E 30 sacos para 7” OD. 
 O isolamento de intervalos baixo do que será squeezado é feito com um B>P>R> “C” 
e um colchão de bauxita/ areia de proteção sobre o mesmo. O isolamento de intervalos acima 
é feito através de um packer. Caso não haja intervalos acima, pode-se dispensar o uso de 
packer, o fechamento para pressurização se fará com o fechamento da gaveta vazada do BOP 
ou com o alojamento do Donat na cabeça de produção. 
 
 
 Instrutor – Raymundo Jorge de Sousa Mançú 
 
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Quanto ao método de bombeio as compressões podem ser classificadas em duas 
categorias a saber: 
 
1) Bombeio a baixa pressão ou por hesitação. 
 
 Fases: 
A) teste de injetividade com fluído de amortecimento; 
B) bombeio de água doce a frente; 
C) mistura e bombeio do cimento; 
D) bombeio de água doce atrás; 
E) deslocamento da pasta com fluido de amortecimento; 
F) retirada dos tubos da pasta; 
G) circulação reversa para limpeza dos tubos; 
H) compressão / injeção / hesitação da pasta; 
I) circulação reversa do excesso de pasta; 
 
Este tipo de Squezze é o mais utilizado na UN-BA e atende as finalidades de isolar 
canhoneios, isolar furo no revestimento, corrigir cimentação sem uso de retentor de cimento e 
para tampões de abandono de poço. 
 
2) bombeio contínuo: é o método menos utilizado. Pode ser o “Block Squezze” ou 
compressão de cimento à alta pressão, com quebra (fratura ) da formação. Essa operação só é 
recomendada em princípio para intervalos do poço que tenha mais interesse, já que danifica a 
formação. 
 
Fases: 
 
A) teste de injetividade e quebra da formação com fluido de amortecimento; 
B) mistura, bombeio e deslocamento da pasta de cimento; 
C) liberação do packer e circulação reversa para limpeza da coluna; 
 
 
 
 Instrutor – Raymundo Jorge de Sousa Mançú 
 
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O bombeio contínuo é também utilizado nas recimentação. 
Uma recimentação ocorrerá quando eventualmente a cimentação primária do poço fica 
muito ruim. Ela é efetuada com a fixação de um “Cement Retainer” ( retentor de cimento) que 
é fixado logo acima do intervalo canhoneado para tal finalidade. 
 
Em seguida, descemos uma coluna com “Stinger” (ferramenta que abre a válvula do retentor). 
 
A) encaixar o Stinger no C.R. e efetuaar o teste de injetividade com fluido de 
amortecimento e com pressão abaixo da pressão de quebra; 
B) mistura bombeio e deslocamento da pasta de cimento; 
C) desencaixar Stinger e circular reverso para limpeza da coluna; as compressões de 
cimento são verificadas quanto à quantidade pelos testes de pressão e “Dry-test” (teste 
seco). 
O “dry-test”consiste em pistonear o intervalo squezzado. Se o mesmo secar o 
resultado é positivo, se abastecer o resultado é negativo e a operação deve ser 
repetida. 
Vamos tecer alguns comentários sobre a participação da equipes na operação. Note 
que no Squezze ocorre uma maior participação do Engº Fiscal e da equipe do que nas 
demais operações especiais, o que pode dar lugar a pequenas variações da maneira de 
realizar o trabalho. Considere-se ainda que as rotinas finais vão depender do que 
ocorrer durante a operação. Note também, que algumas das rotinas aqui citadas para 
SPT, terão que sofrer adaptações para serem executadas por uma sonda convencional. 
O ideal é conversar bastante com o Engº Fiscal para se inteirar do tipo e modo da 
operação o planejamento prévio das Adaptações necessárias para a execução da 
operação de maneira que toda a equipe esteja integrada e sincronizada no decorrer da 
operação. 
 
1) Caso haja intervalo aberto abaixo, descer B.P.R mod. “C” da Baker e fixar o 
mesmo no ponto programado. Efetuar colchão de bauxita para proteção do 
mesmo. 
 
2) Tentar manter o poço cheio com fluido de amortecimento. Circular reverso para 
eliminar bolsas de gás (se for o caso). 
 Instrutor – Raymundo Jorge de Sousa Mançú 
 
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3) Providenciar água doce (se não houver na sonda). Preparar linhas se sucção, 
alimentação da unidade e retorno de fluido e cimento. 
 
4) Dar previsão de que hora o poço ficará pronto para que seja solicitada e 
confirmada a companhia previamente solicitada. 
 
 
5) Descer coluna com packer R-3 DG ou E/EA e cauda. Cauda são pós - tubos que 
ficarão abaixo do packer (combinar previamente com Engº a quantidade de tubos 
a utikizar) e posicionar a extremidade da coluna a 2m abaixo da base do intervalo 
a ser “squezzado”. 
 
6) Confirmar ao Engº Fiscal poço pronto/Cia. Instalada. 
 
 
7) Auxiliar o pessoal da companhia no que for necessário para a instalação. 
 
8) Durante a operação um homem deverá permanecer todo o tempo na bomba de 
lama, para atender as solicitações do operador da Cia. Par alimentação da unidade 
com água doce ou fluido de amortecimento. 
 
9) Fixar packer para T.I ou fechar junta de circulação se o mesmo já estiver armado. 
 
10) Após T.I. abrir junta de circulação ou liberar packer. 
 
 
11) Após mistura, bombeio e deslocamento da pasta, desconectar mangueiras e retirar 
os tubos que o fiscal determinar. Reinstalar mangueiras. 
 
12) Efetuar circulação reversa para limpeza dos tubos. Será necessário fechar a gaveta 
vazada do BOP se não estiver com um “tubing stripper” instalado. 
 
 
 Instrutor – Raymundo Jorge de Sousa Mançú 
 
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13) Fixar packer para pressurização, abrir antes o BOP. 
 
14) Após a injeção, desarmar packer para remoção do excesso de cimento com auxílio 
de circulação reversa, até o ponto determinado ou a bomba da sonda a critério do 
fiscal. Ficar atento para não jogar cimento no tanque ou poluir a área com fluido 
de amortecimento. 
 
Esta remoção é feita com pressão abaixo da pressão final de squezze, com vazão moderada e 
reciprocando (repassando) ou girando a coluna. Nas SPT’s esta circulação é feita com tubo 
bengala, mangueira de borracha de 2” e swivel acoplado a uma seção fixa para agilizar o 
trabalho. 
 
 
Recomendações adicionais para remoção do excesso de pasta 
 
- se houver disponibilidade, usar como cauda tubos fibra de ou alumínio; 
 
- pode ser usada uma luva denteada na extremidade da cauda; 
 
- se for circular toda pasta fazê-lo até 20m abaixo da base do canhoneio; 
 
- não circular toda a pasta em frente a zona de gás; 
 
- ficar atento ao tempo de bombeabilidade da pasta para evitar prender a coluna no cimento; 
 
- após o retorno de todo o cimento que se quer remover, prosseguir a circulação com fluido de 
amortecimento para limpeza ( 1,5 a 2 vezes o volume da coluna). 
 
15) O próximo passo agora será testar o sequezze por pressão e Dry-test se foi 
removida toda a pasta ou manobrar e descer broca e raspador para cortar o restante 
do cimento, se não foi circulada toda a pasta. 
 
Como nas demais operações o fiscal anotará no BDO os dados básicos da operação e 
elaborará o relatório para a pasta de dados técnicos do poço. 
 
 Instrutor – Raymundo Jorge de Sousa Mançú 
 
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Formação danificada ou de baixa permeabilidade tem que ser submetidas a uma estimulação 
para remoção deste dano ou para melhorar a drenagem do óleo no sentido formação–poço, 
aumentando o índice de produtividade dos poços. 
 
Causas e tipos de danos 
 
A invasão da lama de perfuração na formação danifica a mesma. Fluido da completação 
contaminado (sujo) também causa dano a formação. Alguns óleos e contato com a água 
formam emulsão, pode ocorrer à deposição de minerais ou ainda o inchamento da argila 
sensíveis em contato com água doce . 
 
 O principal objetivo desta operação é garantir o isolamento entre uma zona de óleo e 
uma zona de água. Isto porque, sendo o petróleo mais leve que a água, o natural é que ele 
subisse até a superfície e, se não o faz, é porque existe uma camada impermeável sobre ele. 
Como o petróleo ocorre em vários intervalos, este são todos intercalados com rochas selantes, 
existindo água acima e abaixo delas. Ao se perfurar um poço, a broca usada é sempre maior 
que o revestimento descido aquela fase e, ao se atravessar as camadas selantes, é imperioso 
que se preencha aquele anular poço-revestimento com cimento, para que não haja 
comunicação entre zonas por trás do revestimento. 
 Ao se pesquisar a cimentação, constatando-a deficiente em frente a estes trechos 
críticos, é necessária a correção. 
 Esta correção, assim como abandono de intervalos produtores ou injetores, podem ser 
realizados de várias maneiras: 
 
ACIDIFICAÇÃO DE MATRIZ 
 
É a operação que estimula um intervalo utilizando uma mistura acidificante com o 
objetivo de remover danos da formação melhorando consequentemente a produtividade do 
poço. 
 O ácido mais comumente utilizado na confecção da mistura acidificante é o HCl ( ácido 
clorídrico) a 15%. Podem ser utilizados também o ácido fluorídrico (HF) e o ácido acético ( 
CH3 COOH ). O ácido clorídrico em conjunto com o ácido fluorídrico formam uma mistura 
chamada de “Mud Acid”. 
 Instrutor – Raymundo Jorge de Sousa Mançú 
 
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A acidificação só é recomendada para formações que não tenham baixa 
permeabilidade. 
 O ácido regular é o HCl a 15 % em peso. Ele limpa a formação mais por dissolução do 
dano do que pela remoção do mesmo. A concentração do ácido pode variar de 5 a 33%. 
 Normalmente utilizamos como aditivo a mistura ácida um inibidor de corrosão, pode-se 
usar também um surfactante. 
 
 Diluição do HCl a 33%: para formarmos 1.000 gal de mistura ácida de HCl a 15% em 
peso, serão necessários utilizar 418 galões de HCl e 582 galões de água. 
 A injeção deve ser feita lentamente ou por hesitação e sempre abaixo da pressão de fratura 
da formação. É efetuado previamente um teste de emulsão em laboratório com óleo do 
intervalo para determinar o tipo e a concentração do desemusificante. 
 
Fases: 
 -pré flush ( HCl a 15% ); 
 -MA ( mud acid ); 
 - over flush ( HCl a 5% ). 
 
 Reações indesejáveis ou secundárias: com o uso do HF poderão vir a ocorrer outras 
reações com os elementos da própria formação e que poderão também causar dano. É por isso 
que se pistoneia o poço logo o tratamento a fim de se evitar o prosseguimento da reação ou se 
coloca o poço para injetar, no caso de poços injetores. 
 
Equipamentos