NOÇÕES DE PERFURAÇÃO E COMPLETAÇÃO

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NOÇÕES DE 
PERFURAÇÃO E 
COMPLETAÇÃO
Autor: Alfonso Humberto Celia Silva
Co-Autor: João Carlos Neves Calmeto
NOÇÕES DE 
PERFURAÇÃO E 
COMPLETAÇÃO
Autor: Alfonso Humberto Celia Silva
Co-Autor: João Carlos Neves Calmeto
Ao final desse estudo, o treinando poderá:
• Reconhecer sistemas, equipamentos e métodos de perfuração;
• Descrever os processos de completação, identificando suas etapas e 
diferenciando equipamentos e métodos utilizados;
• Reconhecer os processos de intervenção de manutenção de poços, 
workover, equipamentos e barreiras de segurança apropriadas. 
NOÇÕES DE 
PERFURAÇÃO E 
COMPLETAÇÃO
Este material é o resultado do trabalho conjunto de muitos técnicos 
da área de Exploração & Produção da Petrobras. Ele se estende para 
além dessas páginas, uma vez que traduz, de forma estruturada, a 
experiência de anos de dedicação e aprendizado no exercício das 
atividades profissionais na Companhia.
É com tal experiência, refletida nas competências do seu corpo de 
empregados, que a Petrobras conta para enfrentar os crescentes 
desafios com os quais ela se depara no Brasil e no mundo.
Nesse contexto, o E&P criou o Programa Alta Competência, visando 
prover os meios para adequar quantitativa e qualitativamente a força 
de trabalho às estratégias do negócio E&P.
Realizado em diferentes fases, o Alta Competência tem como premissa 
a participação ativa dos técnicos na estruturação e detalhamento das 
competências necessárias para explorar e produzir energia.
O objetivo deste material é contribuir para a disseminação das 
competências, de modo a facilitar a formação de novos empregados 
e a reciclagem de antigos.
Trabalhar com o bem mais precioso que temos – as pessoas – é algo 
que exige sabedoria e dedicação. Este material é um suporte para 
esse rico processo, que se concretiza no envolvimento de todos os 
que têm contribuído para tornar a Petrobras a empresa mundial de 
sucesso que ela é.
Programa Alta Competência
Programa Alta Competência
Esta seção tem o objetivo de apresentar como esta apostila 
está organizada e assim facilitar seu uso. 
No início deste material é apresentado o objetivo geral, o qual 
representa as metas de aprendizagem a serem atingidas. 
Autor
Ao fi nal desse estudo, o treinando poderá:
• Identifi car procedimentos adequados ao aterramento 
e à manutenção da segurança nas instalações elétricas;
• Reconhecer os riscos de acidentes relacionados ao 
aterramento de segurança;
• Relacionar os principais tipos de sistemas de 
aterramento de segurança e sua aplicabilidade nas 
instalações elétricas.
ATERRAMENTO 
DE SEGURANÇA
Como utilizar esta apostila
Objetivo Geral
O material está dividido em capítulos. 
No início de cada capítulo são apresentados os objetivos 
específi cos de aprendizagem, que devem ser utilizados como 
orientadores ao longo do estudo.
No fi nal de cada capítulo encontram-se os exercícios, que 
visam avaliar o alcance dos objetivos de aprendizagem.
Os gabaritos dos exercícios estão nas últimas páginas do 
capítulo em questão.
Para a clara compreensão dos termos técnicos, as suas 
C
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 1
Riscos elétricos 
e o aterramento 
de segurança
Ao fi nal desse capítulo, o treinando poderá:
• Estabelecer a relação entre aterramento de segurança e 
riscos elétricos;
• Reconhecer os tipos de riscos elétricos decorrentes do uso de 
equipamentos e sistemas elétricos;
• Relacionar os principais tipos de sistemas de aterramento de 
segurança e sua aplicabilidade nas instalações elétricas. 
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Alta Competência
21
Capítulo 1. Riscos elétricos e o aterramento de segurança 
A gravidade dos efeitos fi siológicos no organismo está relacionada a 
quatro fatores fundamentais:
 Tensão;• 
 Resistência elétrica do corpo; • 
 Área de contato;• 
 Duração do choque.• 
 Os riscos elétricos, independente do tipo de • 
instalação ou sistema, estão presentes durante toda 
a vida útil de um equipamento e na maioria das 
instalações. Por isso é fundamental mantê-los sob 
controle para evitar prejuízos pessoais, materiais ou 
de continuidade operacional.
 Os • choques elétricos representam a maior fonte 
de lesões e fatalidades, sendo necessária, além das 
medidas de engenharia para seu controle, a obediência 
a padrões e procedimentos de segurança.
1.4. Exercícios
1) Que relação podemos estabelecer entre riscos elétricos e 
aterramento de segurança?
_______________________________________________________________
_______________________________________________________________ 
2) Apresentamos, a seguir, trechos de Normas Técnicas que 
abordam os cuidados e critérios relacionados a riscos elétricos. 
Correlacione-os aos tipos de riscos, marcando A ou B, conforme, 
o caso: 
A) Risco de incêndio e explosão B) Risco de contato
( ) “Todas as partes das instalações elétricas devem ser 
projetadas e executadas de modo que seja possível 
prevenir, por meios seguros, os perigos de choque 
elétrico e todos os outros tipos de acidentes.”
( ) “Nas instalações elétricas de áreas classificadas 
(...) devem ser adotados dispositivos de proteção, 
como alarme e seccionamento automático para 
prevenir sobretensões, sobrecorrentes, falhas de 
isolamento, aquecimentos ou outras condições 
anormais de operação.”
( ) “Nas partes das instalações elétricas sob tensão, (...) 
durante os trabalhos de reparação, ou sempre que for 
julgado necessário à segurança, devem ser colocadas 
placas de aviso, inscrições de advertência, bandeirolas 
e demais meios de sinalização que chamem a atenção 
quanto ao risco.”
( ) “Os materiais, peças, dispositivos, equipamentos e 
sistemas destinados à aplicação em instalações elétricas 
(...) devem ser avaliados quanto à sua conformidade, no 
âmbito do Sistema Brasileiro de Certifi cação.” 
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Alta Competência
25
Capítulo 1. Riscos elétricos e o aterramento de segurança 
CARDOSO ALVES, Paulo Alberto e VIANA, Ronaldo Sá. Aterramento de sistemas 
elétricos - inspeção e medição da resistência de aterramento. UN-BC/ST/EMI – 
Elétrica, 2007.
COELHO FILHO, Roberto Ferreira. Riscos em instalações e serviços com eletricidade. 
Curso técnico de segurança do trabalho, 2005.
Norma Petrobras N-2222. Projeto de aterramento de segurança em unidades 
marítimas. Comissão de Normas Técnicas - CONTEC, 2005.
Norma Brasileira ABNT NBR-5410. Instalações elétricas de baixa tensão. Associação 
Brasileira de Normas Técnicas, 2005.
Norma Brasileira ABNT NBR-5419. Proteção de estruturas contra descargas 
atmosféricas. Associação Brasileira de Normas Técnicas, 2005.
Norma Regulamentadora NR-10. Segurança em instalações e serviços em 
eletricidade. Ministério do Trabalho e Emprego, 2004. Disponível em: <http://
www.mte.gov.br/legislacao/normas_regulamentadoras/nr_10.pdf> - Acesso em: 
14 mar. 2008.
NFPA 780. Standard for the Installation of Lightining Protection Systems. National 
Fire Protection Association, 2004.
Manuais de Cardiologia. Disponível em: <http://www.manuaisdecardiologia.med.
br/Arritmia/Fibrilacaoatrial.htm> - Acesso em: 20 mai. 2008.
Mundo Educação. Disponível em: <http://mundoeducacao.uol.com.br/doencas/
parada-cardiorespiratoria.htm> - Acesso em: 20 mai. 2008.
Mundo Ciência. Disponível em: <http://www.mundociencia.com.br/fi sica/eletricidade/
choque.htm> - Acesso em: 20 mai. 2008. 
1) Que relação podemos estabelecer entre riscos elétricos e aterramento de segurança?
O aterramento de segurança é uma das formas de minimizar os riscos decorrentes 
do uso de equipamentos e sistemas elétricos.
2) Apresentamos, a seguir, trechos de Normas Técnicas que abordam os cuidados 
e critérios relacionados a riscos elétricos. Correlacione-os aos tipos de riscos, 
marcando A ou B, conforme, o caso:
A) Risco de incêndio e explosão B) Risco de contato
( B ) “Todas as partes das instalações elétricas devem ser projetadas e 
executadas de modo que seja possível prevenir, por meios seguros, os 
perigos de choque elétrico e todos os outros tipos de acidentes.”
( A ) “Nas instalações elétricas de áreasclassifi cadas (...) devem ser 
adotados dispositivos de proteção, como alarme e seccionamento 
automático para prevenir sobretensões, sobrecorrentes, falhas 
de isolamento, aquecimentos ou outras condições anormais de 
operação.”
( B ) “Nas partes das instalações elétricas sob tensão, (...) durante os 
trabalhos de reparação, ou sempre que for julgado necessário 
à segurança, devem ser colocadas placas de aviso, inscrições de 
advertência, bandeirolas e demais meios de sinalização que chamem 
a atenção quanto ao risco.”
( A ) “Os materiais, peças, dispositivos, equipamentos e sistemas destinados 
à aplicação em instalações elétricas (...) devem ser avaliados quanto à 
sua conformidade, no âmbito do Sistema Brasileiro de Certifi cação.” 
3) Marque V para verdadeiro e F para falso nas alternativas a seguir:
( V ) O contato direto ocorre quando a pessoa toca as partes 
normalmente energizadas da instalação elétrica.
( F ) Apenas as partes energizadas de um equipamento podem oferecer 
riscos de choques elétricos.
( V ) Se uma pessoa tocar a parte metálica, não energizada, de um 
equipamento não aterrado, poderá receber uma descarga elétrica, se 
houver falha no isolamento desse equipamento.
( V ) Em um choque elétrico, o corpo da pessoa pode atuar como um 
“fi o terra”.
( F ) A queimadura é o principal efeito fi siológico associado à passagem 
da corrente elétrica pelo corpo humano.
1.7. Gabarito1.6. Bibliografi a
Para a clara compreensão dos termos técnicos, as suas 
defi nições estão disponíveis no glossário. Ao longo dos 
textos do capítulo, esses termos podem ser facilmente 
identifi cados, pois estão em destaque.
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Alta Competência Capítulo 3. Problemas operacionais, riscos e cuidados com aterramento de segurança
49
3. Problemas operacionais, riscos e 
cuidados com aterramento de segurança
Todas as Unidades de Exploração e Produção possuem um plano de manutenção preventiva de equipamentos elétricos (motores, geradores, painéis elétricos, transformadores e outros). 
A cada intervenção nestes equipamentos e dispositivos, os 
mantenedores avaliam a necessidade ou não da realização de inspeção 
nos sistemas de aterramento envolvidos nestes equipamentos.
Para que o aterramento de segurança possa cumprir corretamente o 
seu papel, precisa ser bem projetado e construído. Além disso, deve 
ser mantido em perfeitas condições de funcionamento. 
Nesse processo, o operador tem importante papel, pois, ao interagir 
diariamente com os equipamentos elétricos, pode detectar 
imediatamente alguns tipos de anormalidades, antecipando 
problemas e, principalmente, diminuindo os riscos de choque elétrico 
por contato indireto e de incêndio e explosão.
3.1. Problemas operacionais
Os principais problemas operacionais verifi cados em qualquer tipo 
de aterramento são:
• Falta de continuidade; e
• Elevada resistência elétrica de contato. 
É importante lembrar que Norma Petrobras N-2222 defi ne o valor 
de 1Ohm, medido com multímetro DC (ohmímetro), como o máximo 
admissível para resistência de contato.
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Alta Competência Capítulo 3. Problemas operacionais, riscos e cuidados com aterramento de segurança
57
Choque elétrico – conjunto de perturbações de natureza e efeitos diversos, que se 
manifesta no organismo humano ou animal, quando este é percorrido por uma 
corrente elétrica.
Ohm – unidade de medida padronizada pelo SI para medir a resistência elétrica.
Ohmímetro – instrumento que mede a resistência elétrica em Ohm.
CARDOSO ALVES, Paulo Alberto e VIANA, Ronaldo Sá. Aterramento de sistemas 
elétricos - inspeção e medição da resistência de aterramento. UN-BC/ST/EMI – 
Elétrica, 2007.
COELHO FILHO, Roberto Ferreira. Riscos em instalações e serviços com eletricidade 
– Curso técnico de segurança do trabalho, 2005.
NFPA 780. Standard for the Installation of Lightining Protection Systems. National 
Fire Protection Association, 2004.
Norma Petrobras N-2222. Projeto de aterramento de segurança em unidades 
marítimas. Comissão de Normas Técnicas - CONTEC, 2005.
Norma Brasileira ABNT NBR-5410. Instalações elétricas de baixa tensão. Associação 
Brasileira de Normas Técnicas, 2005.
Norma Brasileira ABNT NBR-5419. Proteção de estruturas contra descargas 
atmosféricas. Associação Brasileira de Normas Técnicas, 2005.
Norma Regulamentadora NR-10. Segurança em instalações e serviços em 
eletricidade. Ministério do Trabalho e Emprego, 2004. Disponível em: <http://
www.mte.gov.br/legislacao/normas_regulamentadoras/nr_10.pdf> - Acesso 
em: 14 mar. 2008.
3.5. Bibliografi a3.4. Glossário
Objetivo Específi co
O material está dividido em capítulos. 
No início de cada capítulo são apresentados os objetivos 
específi cos de aprendizagem, que devem ser utilizados como 
orientadores ao longo do estudo.
No fi nal de cada capítulo encontram-se os exercícios, que 
visam avaliar o alcance dos objetivos de aprendizagem.
Os gabaritos dos exercícios estão nas últimas páginas do 
capítulo em questão.
Para a clara compreensão dos termos técnicos, as suas 
C
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Riscos elétricos 
e o aterramento 
de segurança
Ao fi nal desse capítulo, o treinando poderá:
• Estabelecer a relação entre aterramento de segurança e 
riscos elétricos;
• Reconhecer os tipos de riscos elétricos decorrentes do uso de 
equipamentos e sistemas elétricos;
• Relacionar os principais tipos de sistemas de aterramento de 
segurança e sua aplicabilidade nas instalações elétricas. 
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Alta Competência
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Capítulo 1. Riscos elétricos e o aterramento de segurança 
A gravidade dos efeitos fi siológicos no organismo está relacionada a 
quatro fatores fundamentais:
 Tensão;• 
 Resistência elétrica do corpo; • 
 Área de contato;• 
 Duração do choque.• 
 Os riscos elétricos, independente do tipo de • 
instalação ou sistema, estão presentes durante toda 
a vida útil de um equipamento e na maioria das 
instalações. Por isso é fundamental mantê-los sob 
controle para evitar prejuízos pessoais, materiais ou 
de continuidade operacional.
 Os • choques elétricos representam a maior fonte 
de lesões e fatalidades, sendo necessária, além das 
medidas de engenharia para seu controle, a obediência 
a padrões e procedimentos de segurança.
1.4. Exercícios
1) Que relação podemos estabelecer entre riscos elétricos e 
aterramento de segurança?
_______________________________________________________________
_______________________________________________________________ 
2) Apresentamos, a seguir, trechos de Normas Técnicas que 
abordam os cuidados e critérios relacionados a riscos elétricos. 
Correlacione-os aos tipos de riscos, marcando A ou B, conforme, 
o caso: 
A) Risco de incêndio e explosão B) Risco de contato
( ) “Todas as partes das instalações elétricas devem ser 
projetadas e executadas de modo que seja possível 
prevenir, por meios seguros, os perigos de choque 
elétrico e todos os outros tipos de acidentes.”
( ) “Nas instalações elétricas de áreas classificadas 
(...) devem ser adotados dispositivos de proteção, 
como alarme e seccionamento automático para 
prevenir sobretensões, sobrecorrentes, falhas de 
isolamento, aquecimentos ou outras condições 
anormais de operação.”
( ) “Nas partes das instalações elétricas sob tensão, (...) 
durante os trabalhos de reparação, ou sempre que for 
julgado necessário à segurança, devem ser colocadas 
placas de aviso, inscrições de advertência, bandeirolas 
e demais meios de sinalização que chamem a atenção 
quanto ao risco.”
( ) “Os materiais, peças, dispositivos, equipamentos e 
sistemas destinados à aplicação em instalações elétricas 
(...) devem ser avaliados quanto à sua conformidade, no 
âmbito do Sistema Brasileiro de Certifi cação.” 
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Capítulo 1. Riscos elétricos e o aterramento de segurança 
CARDOSO ALVES, Paulo Alberto e VIANA, Ronaldo Sá. Aterramento de sistemas 
elétricos - inspeção e medição da resistência de aterramento. UN-BC/ST/EMI – 
Elétrica, 2007.
COELHO FILHO, Roberto Ferreira. Riscos em instalações e serviçoscom eletricidade. 
Curso técnico de segurança do trabalho, 2005.
Norma Petrobras N-2222. Projeto de aterramento de segurança em unidades 
marítimas. Comissão de Normas Técnicas - CONTEC, 2005.
Norma Brasileira ABNT NBR-5410. Instalações elétricas de baixa tensão. Associação 
Brasileira de Normas Técnicas, 2005.
Norma Brasileira ABNT NBR-5419. Proteção de estruturas contra descargas 
atmosféricas. Associação Brasileira de Normas Técnicas, 2005.
Norma Regulamentadora NR-10. Segurança em instalações e serviços em 
eletricidade. Ministério do Trabalho e Emprego, 2004. Disponível em: <http://
www.mte.gov.br/legislacao/normas_regulamentadoras/nr_10.pdf> - Acesso em: 
14 mar. 2008.
NFPA 780. Standard for the Installation of Lightining Protection Systems. National 
Fire Protection Association, 2004.
Manuais de Cardiologia. Disponível em: <http://www.manuaisdecardiologia.med.
br/Arritmia/Fibrilacaoatrial.htm> - Acesso em: 20 mai. 2008.
Mundo Educação. Disponível em: <http://mundoeducacao.uol.com.br/doencas/
parada-cardiorespiratoria.htm> - Acesso em: 20 mai. 2008.
Mundo Ciência. Disponível em: <http://www.mundociencia.com.br/fi sica/eletricidade/
choque.htm> - Acesso em: 20 mai. 2008. 
1) Que relação podemos estabelecer entre riscos elétricos e aterramento de segurança?
O aterramento de segurança é uma das formas de minimizar os riscos decorrentes 
do uso de equipamentos e sistemas elétricos.
2) Apresentamos, a seguir, trechos de Normas Técnicas que abordam os cuidados 
e critérios relacionados a riscos elétricos. Correlacione-os aos tipos de riscos, 
marcando A ou B, conforme, o caso:
A) Risco de incêndio e explosão B) Risco de contato
( B ) “Todas as partes das instalações elétricas devem ser projetadas e 
executadas de modo que seja possível prevenir, por meios seguros, os 
perigos de choque elétrico e todos os outros tipos de acidentes.”
( A ) “Nas instalações elétricas de áreas classifi cadas (...) devem ser 
adotados dispositivos de proteção, como alarme e seccionamento 
automático para prevenir sobretensões, sobrecorrentes, falhas 
de isolamento, aquecimentos ou outras condições anormais de 
operação.”
( B ) “Nas partes das instalações elétricas sob tensão, (...) durante os 
trabalhos de reparação, ou sempre que for julgado necessário 
à segurança, devem ser colocadas placas de aviso, inscrições de 
advertência, bandeirolas e demais meios de sinalização que chamem 
a atenção quanto ao risco.”
( A ) “Os materiais, peças, dispositivos, equipamentos e sistemas destinados 
à aplicação em instalações elétricas (...) devem ser avaliados quanto à 
sua conformidade, no âmbito do Sistema Brasileiro de Certifi cação.” 
3) Marque V para verdadeiro e F para falso nas alternativas a seguir:
( V ) O contato direto ocorre quando a pessoa toca as partes 
normalmente energizadas da instalação elétrica.
( F ) Apenas as partes energizadas de um equipamento podem oferecer 
riscos de choques elétricos.
( V ) Se uma pessoa tocar a parte metálica, não energizada, de um 
equipamento não aterrado, poderá receber uma descarga elétrica, se 
houver falha no isolamento desse equipamento.
( V ) Em um choque elétrico, o corpo da pessoa pode atuar como um 
“fi o terra”.
( F ) A queimadura é o principal efeito fi siológico associado à passagem 
da corrente elétrica pelo corpo humano.
1.7. Gabarito1.6. Bibliografi a
Para a clara compreensão dos termos técnicos, as suas 
defi nições estão disponíveis no glossário. Ao longo dos 
textos do capítulo, esses termos podem ser facilmente 
identifi cados, pois estão em destaque.
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Alta Competência Capítulo 3. Problemas operacionais, riscos e cuidados com aterramento de segurança
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3. Problemas operacionais, riscos e 
cuidados com aterramento de segurança
Todas as Unidades de Exploração e Produção possuem um plano de manutenção preventiva de equipamentos elétricos (motores, geradores, painéis elétricos, transformadores e outros). 
A cada intervenção nestes equipamentos e dispositivos, os 
mantenedores avaliam a necessidade ou não da realização de inspeção 
nos sistemas de aterramento envolvidos nestes equipamentos.
Para que o aterramento de segurança possa cumprir corretamente o 
seu papel, precisa ser bem projetado e construído. Além disso, deve 
ser mantido em perfeitas condições de funcionamento. 
Nesse processo, o operador tem importante papel, pois, ao interagir 
diariamente com os equipamentos elétricos, pode detectar 
imediatamente alguns tipos de anormalidades, antecipando 
problemas e, principalmente, diminuindo os riscos de choque elétrico 
por contato indireto e de incêndio e explosão.
3.1. Problemas operacionais
Os principais problemas operacionais verifi cados em qualquer tipo 
de aterramento são:
• Falta de continuidade; e
• Elevada resistência elétrica de contato. 
É importante lembrar que Norma Petrobras N-2222 defi ne o valor 
de 1Ohm, medido com multímetro DC (ohmímetro), como o máximo 
admissível para resistência de contato.
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Alta Competência Capítulo 3. Problemas operacionais, riscos e cuidados com aterramento de segurança
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Choque elétrico – conjunto de perturbações de natureza e efeitos diversos, que se 
manifesta no organismo humano ou animal, quando este é percorrido por uma 
corrente elétrica.
Ohm – unidade de medida padronizada pelo SI para medir a resistência elétrica.
Ohmímetro – instrumento que mede a resistência elétrica em Ohm.
CARDOSO ALVES, Paulo Alberto e VIANA, Ronaldo Sá. Aterramento de sistemas 
elétricos - inspeção e medição da resistência de aterramento. UN-BC/ST/EMI – 
Elétrica, 2007.
COELHO FILHO, Roberto Ferreira. Riscos em instalações e serviços com eletricidade 
– Curso técnico de segurança do trabalho, 2005.
NFPA 780. Standard for the Installation of Lightining Protection Systems. National 
Fire Protection Association, 2004.
Norma Petrobras N-2222. Projeto de aterramento de segurança em unidades 
marítimas. Comissão de Normas Técnicas - CONTEC, 2005.
Norma Brasileira ABNT NBR-5410. Instalações elétricas de baixa tensão. Associação 
Brasileira de Normas Técnicas, 2005.
Norma Brasileira ABNT NBR-5419. Proteção de estruturas contra descargas 
atmosféricas. Associação Brasileira de Normas Técnicas, 2005.
Norma Regulamentadora NR-10. Segurança em instalações e serviços em 
eletricidade. Ministério do Trabalho e Emprego, 2004. Disponível em: <http://
www.mte.gov.br/legislacao/normas_regulamentadoras/nr_10.pdf> - Acesso 
em: 14 mar. 2008.
3.5. Bibliografi a3.4. Glossário
Objetivo Específi co
Caso sinta necessidade de saber de onde foram retirados os 
insumos para o desenvolvimento do conteúdo desta apostila, 
ou tenha interesse em se aprofundar em determinados temas, 
basta consultar a Bibliografi a ao fi nal de cada capítulo. 
Ao longo de todo o material, caixas de destaque estão 
presentes. Cada uma delas tem objetivos distintos. 
A caixa “Você Sabia” traz curiosidades a respeito do conteúdo 
abordado de um determinado item do capítulo. 
“Importante” é um lembrete das questões essenciais do 
conteúdo tratado no capítulo. 
24
Alta Competência
25
Capítulo 1. Riscos elétricos e o aterramento de segurança 
CARDOSO ALVES, Paulo Alberto e VIANA, Ronaldo Sá. Aterramento de sistemas 
elétricos - inspeção e medição da resistência de aterramento. UN-BC/ST/EMI – 
Elétrica, 2007.
COELHO FILHO, Roberto Ferreira. Riscos em instalações e serviços com eletricidade. 
Curso técnico de segurança do trabalho, 2005.
Norma Petrobras N-2222. Projeto de aterramento de segurança em unidades 
marítimas. Comissão de Normas Técnicas - CONTEC, 2005.
Norma Brasileira ABNT NBR-5410. Instalações elétricas de baixa tensão. Associação 
Brasileira de Normas Técnicas, 2005.
Norma Brasileira ABNT NBR-5419. Proteção de estruturas contra descargas 
atmosféricas. Associação Brasileira de Normas Técnicas, 2005.
Norma Regulamentadora NR-10. Segurança em instalações e serviços em 
eletricidade. Ministério do Trabalho e Emprego, 2004. Disponível em: <http://
www.mte.gov.br/legislacao/normas_regulamentadoras/nr_10.pdf> -Acesso em: 
14 mar. 2008.
NFPA 780. Standard for the Installation of Lightining Protection Systems. National 
Fire Protection Association, 2004.
Manuais de Cardiologia. Disponível em: <http://www.manuaisdecardiologia.med.
br/Arritmia/Fibrilacaoatrial.htm> - Acesso em: 20 mai. 2008.
Mundo Educação. Disponível em: <http://mundoeducacao.uol.com.br/doencas/
parada-cardiorespiratoria.htm> - Acesso em: 20 mai. 2008.
Mundo Ciência. Disponível em: <http://www.mundociencia.com.br/fi sica/eletricidade/
choque.htm> - Acesso em: 20 mai. 2008. 
1) Que relação podemos estabelecer entre riscos elétricos e aterramento de segurança?
O aterramento de segurança é uma das formas de minimizar os riscos decorrentes 
do uso de equipamentos e sistemas elétricos.
2) Apresentamos, a seguir, trechos de Normas Técnicas que abordam os cuidados 
e critérios relacionados a riscos elétricos. Correlacione-os aos tipos de riscos, 
marcando A ou B, conforme, o caso:
A) Risco de incêndio e explosão B) Risco de contato
( B ) “Todas as partes das instalações elétricas devem ser projetadas e 
executadas de modo que seja possível prevenir, por meios seguros, os 
perigos de choque elétrico e todos os outros tipos de acidentes.”
( A ) “Nas instalações elétricas de áreas classifi cadas (...) devem ser 
adotados dispositivos de proteção, como alarme e seccionamento 
automático para prevenir sobretensões, sobrecorrentes, falhas 
de isolamento, aquecimentos ou outras condições anormais de 
operação.”
( B ) “Nas partes das instalações elétricas sob tensão, (...) durante os 
trabalhos de reparação, ou sempre que for julgado necessário 
à segurança, devem ser colocadas placas de aviso, inscrições de 
advertência, bandeirolas e demais meios de sinalização que chamem 
a atenção quanto ao risco.”
( A ) “Os materiais, peças, dispositivos, equipamentos e sistemas destinados 
à aplicação em instalações elétricas (...) devem ser avaliados quanto à 
sua conformidade, no âmbito do Sistema Brasileiro de Certifi cação.” 
3) Marque V para verdadeiro e F para falso nas alternativas a seguir:
( V ) O contato direto ocorre quando a pessoa toca as partes 
normalmente energizadas da instalação elétrica.
( F ) Apenas as partes energizadas de um equipamento podem oferecer 
riscos de choques elétricos.
( V ) Se uma pessoa tocar a parte metálica, não energizada, de um 
equipamento não aterrado, poderá receber uma descarga elétrica, se 
houver falha no isolamento desse equipamento.
( V ) Em um choque elétrico, o corpo da pessoa pode atuar como um 
“fi o terra”.
( F ) A queimadura é o principal efeito fi siológico associado à passagem 
da corrente elétrica pelo corpo humano.
1.7. Gabarito1.6. Bibliografi a
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Alta Competência
15
Capítulo 1. Riscos elétricos e o aterramento de segurança 
É atribuído a Tales de Mileto (624 - 556 a.C.) a 
primeira observação de um fenômeno relacionado 
com a eletricidade estática. Ele teria esfregado um 
fragmento de âmbar com um tecido seco e obtido 
um comportamento inusitado – o âmbar era capaz de 
atrair pequenos pedaços de palha. O âmbar é o nome 
dado à resina produzida por pinheiros que protege a 
árvore de agressões externas. Após sofrer um processo 
semelhante à fossilização, ela se torna um material 
duro e resistente. 
Os riscos elétricos de uma instalação são divididos em dois grupos principais:
1.1. Riscos de incêndio e explosão
Podemos defi nir os riscos de incêndio e explosão da seguinte forma:
Situações associadas à presença de sobretensões, sobrecorrentes, 
fogo no ambiente elétrico e possibilidade de ignição de atmosfera 
potencialmente explosiva por descarga descontrolada de 
eletricidade estática.
Os riscos de incêndio e explosão estão presentes em qualquer 
instalação e seu descontrole se traduz principalmente em danos 
pessoais, materiais e de continuidade operacional.
Trazendo este conhecimento para a realidade do E&P, podemos 
observar alguns pontos que garantirão o controle dos riscos de 
incêndio e explosão nos níveis defi nidos pelas normas de segurança 
durante o projeto da instalação, como por exemplo:
 A escolha do tipo de • aterramento funcional mais adequado 
ao ambiente;
 A seleção dos dispositivos de proteção e controle;• 
 A correta manutenção do sistema elétrico.• 
O aterramento funcional do sistema elétrico tem 
como função permitir o funcionamento confi ável 
e efi ciente dos dispositivos de proteção, através da 
sensibilização dos relés de proteção, quando existe 
uma circulação de corrente para a terra, provocada 
por anormalidades no sistema elétrico.
Observe no diagrama a seguir os principais riscos elétricos associados 
à ocorrência de incêndio e explosão:
Já a caixa de destaque “Resumindo” é uma versão compacta 
dos principais pontos abordados no capítulo.
Em “Atenção” estão destacadas as informações que não 
devem ser esquecidas.
Todos os recursos didáticos presentes nesta apostila têm 
como objetivo facilitar o aprendizado de seu conteúdo. 
Aproveite este material para o seu desenvolvimento profi ssional!
Uma das principais substâncias removidas em poços de 
petróleo pelo pig de limpeza é a parafi na. Devido às 
baixas temperaturas do oceano, a parafi na se acumula 
nas paredes da tubulação. Com o tempo, a massa pode 
vir a bloquear o fl uxo de óleo, em um processo similar 
ao da arteriosclerose.
VOCÊ SABIA??
É muito importante que você conheça os tipos de pig 
de limpeza e de pig instrumentado mais utilizados na 
sua Unidade. Informe-se junto a ela!
IMpORTANTE!
ATENÇÃO
É muito importante que você conheça os 
procedimentos específicos para passagem de pig 
em poços na sua Unidade. Informe-se e saiba 
quais são eles.
Recomendações gerais
• Antes do carregamento do pig, inspecione o 
interior do lançador;
• Após a retirada de um pig, inspecione internamente 
o recebedor de pigs;
• Lançadores e recebedores deverão ter suas 
RESUMINDO...
NÍVEL DE RUÍDO DB (A) 
MÁXIMA EXPOSIÇÃO 
DIÁRIA PERMISSÍVEL
85 8 horas
86 7 horas
87 6 horas
88 5 horas
89 4 horas e 30 minutos
90 4 horas
91 3 horas e 30 minutos
92 3 horas
93 2 horas e 40 minutos
94 2 horas e 15 minutos
95 2 horas
96 1 hora e 45 minutos
98 1 hora e 15 minutos
100 1 hora
102 45 minutos
104 35 minutos
105 30 minutos
106 25 minutos
108 20 minutos
110 15 minutos
112 10 minutos
114 8 minutos
115 7 minutos
Uma das principais substâncias removidas em poços de 
petróleo pelo pig de limpeza é a parafi na. Devido às 
baixas temperaturas do oceano, a parafi na se acumula 
nas paredes da tubulação. Com o tempo, a massa pode 
vir a bloquear o fl uxo de óleo, em um processo similar 
ao da arteriosclerose.
VOCÊ SABIA??
É muito importante que você conheça os tipos de pig 
de limpeza e de pig instrumentado mais utilizados na 
sua Unidade. Informe-se junto a ela!
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procedimentos específicos para passagem de pig 
em poços na sua Unidade. Informe-se e saiba 
quais são eles.
Recomendações gerais
• Antes do carregamento do pig, inspecione o 
interior do lançador;
• Após a retirada de um pig, inspecione internamente 
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Uma das principais substâncias removidas em poços de 
petróleo pelo pig de limpeza é a parafi na. Devido às 
baixas temperaturas do oceano, a parafi na se acumula 
nas paredes da tubulação. Com o tempo, a massa pode 
vir a bloquear o fl uxo de óleo, em um processo similar 
ao da arteriosclerose.
VOCÊ SABIA??
É muito importante que você conheça os tipos de pig 
de limpeza e de pig instrumentadomais utilizados na 
sua Unidade. Informe-se junto a ela!
IMpORTANTE!
ATENÇÃO
É muito importante que você conheça os 
procedimentos específicos para passagem de pig 
em poços na sua Unidade. Informe-se e saiba 
quais são eles.
Recomendações gerais
• Antes do carregamento do pig, inspecione o 
interior do lançador;
• Após a retirada de um pig, inspecione internamente 
o recebedor de pigs;
• Lançadores e recebedores deverão ter suas 
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Caso sinta necessidade de saber de onde foram retirados os 
insumos para o desenvolvimento do conteúdo desta apostila, 
ou tenha interesse em se aprofundar em determinados temas, 
basta consultar a Bibliografi a ao fi nal de cada capítulo. 
Ao longo de todo o material, caixas de destaque estão 
presentes. Cada uma delas tem objetivos distintos. 
A caixa “Você Sabia” traz curiosidades a respeito do conteúdo 
abordado de um determinado item do capítulo. 
“Importante” é um lembrete das questões essenciais do 
conteúdo tratado no capítulo. 
24
Alta Competência
25
Capítulo 1. Riscos elétricos e o aterramento de segurança 
CARDOSO ALVES, Paulo Alberto e VIANA, Ronaldo Sá. Aterramento de sistemas 
elétricos - inspeção e medição da resistência de aterramento. UN-BC/ST/EMI – 
Elétrica, 2007.
COELHO FILHO, Roberto Ferreira. Riscos em instalações e serviços com eletricidade. 
Curso técnico de segurança do trabalho, 2005.
Norma Petrobras N-2222. Projeto de aterramento de segurança em unidades 
marítimas. Comissão de Normas Técnicas - CONTEC, 2005.
Norma Brasileira ABNT NBR-5410. Instalações elétricas de baixa tensão. Associação 
Brasileira de Normas Técnicas, 2005.
Norma Brasileira ABNT NBR-5419. Proteção de estruturas contra descargas 
atmosféricas. Associação Brasileira de Normas Técnicas, 2005.
Norma Regulamentadora NR-10. Segurança em instalações e serviços em 
eletricidade. Ministério do Trabalho e Emprego, 2004. Disponível em: <http://
www.mte.gov.br/legislacao/normas_regulamentadoras/nr_10.pdf> - Acesso em: 
14 mar. 2008.
NFPA 780. Standard for the Installation of Lightining Protection Systems. National 
Fire Protection Association, 2004.
Manuais de Cardiologia. Disponível em: <http://www.manuaisdecardiologia.med.
br/Arritmia/Fibrilacaoatrial.htm> - Acesso em: 20 mai. 2008.
Mundo Educação. Disponível em: <http://mundoeducacao.uol.com.br/doencas/
parada-cardiorespiratoria.htm> - Acesso em: 20 mai. 2008.
Mundo Ciência. Disponível em: <http://www.mundociencia.com.br/fi sica/eletricidade/
choque.htm> - Acesso em: 20 mai. 2008. 
1) Que relação podemos estabelecer entre riscos elétricos e aterramento de segurança?
O aterramento de segurança é uma das formas de minimizar os riscos decorrentes 
do uso de equipamentos e sistemas elétricos.
2) Apresentamos, a seguir, trechos de Normas Técnicas que abordam os cuidados 
e critérios relacionados a riscos elétricos. Correlacione-os aos tipos de riscos, 
marcando A ou B, conforme, o caso:
A) Risco de incêndio e explosão B) Risco de contato
( B ) “Todas as partes das instalações elétricas devem ser projetadas e 
executadas de modo que seja possível prevenir, por meios seguros, os 
perigos de choque elétrico e todos os outros tipos de acidentes.”
( A ) “Nas instalações elétricas de áreas classifi cadas (...) devem ser 
adotados dispositivos de proteção, como alarme e seccionamento 
automático para prevenir sobretensões, sobrecorrentes, falhas 
de isolamento, aquecimentos ou outras condições anormais de 
operação.”
( B ) “Nas partes das instalações elétricas sob tensão, (...) durante os 
trabalhos de reparação, ou sempre que for julgado necessário 
à segurança, devem ser colocadas placas de aviso, inscrições de 
advertência, bandeirolas e demais meios de sinalização que chamem 
a atenção quanto ao risco.”
( A ) “Os materiais, peças, dispositivos, equipamentos e sistemas destinados 
à aplicação em instalações elétricas (...) devem ser avaliados quanto à 
sua conformidade, no âmbito do Sistema Brasileiro de Certifi cação.” 
3) Marque V para verdadeiro e F para falso nas alternativas a seguir:
( V ) O contato direto ocorre quando a pessoa toca as partes 
normalmente energizadas da instalação elétrica.
( F ) Apenas as partes energizadas de um equipamento podem oferecer 
riscos de choques elétricos.
( V ) Se uma pessoa tocar a parte metálica, não energizada, de um 
equipamento não aterrado, poderá receber uma descarga elétrica, se 
houver falha no isolamento desse equipamento.
( V ) Em um choque elétrico, o corpo da pessoa pode atuar como um 
“fi o terra”.
( F ) A queimadura é o principal efeito fi siológico associado à passagem 
da corrente elétrica pelo corpo humano.
1.7. Gabarito1.6. Bibliografi a
14
Alta Competência
15
Capítulo 1. Riscos elétricos e o aterramento de segurança 
É atribuído a Tales de Mileto (624 - 556 a.C.) a 
primeira observação de um fenômeno relacionado 
com a eletricidade estática. Ele teria esfregado um 
fragmento de âmbar com um tecido seco e obtido 
um comportamento inusitado – o âmbar era capaz de 
atrair pequenos pedaços de palha. O âmbar é o nome 
dado à resina produzida por pinheiros que protege a 
árvore de agressões externas. Após sofrer um processo 
semelhante à fossilização, ela se torna um material 
duro e resistente. 
Os riscos elétricos de uma instalação são divididos em dois grupos principais:
1.1. Riscos de incêndio e explosão
Podemos defi nir os riscos de incêndio e explosão da seguinte forma:
Situações associadas à presença de sobretensões, sobrecorrentes, 
fogo no ambiente elétrico e possibilidade de ignição de atmosfera 
potencialmente explosiva por descarga descontrolada de 
eletricidade estática.
Os riscos de incêndio e explosão estão presentes em qualquer 
instalação e seu descontrole se traduz principalmente em danos 
pessoais, materiais e de continuidade operacional.
Trazendo este conhecimento para a realidade do E&P, podemos 
observar alguns pontos que garantirão o controle dos riscos de 
incêndio e explosão nos níveis defi nidos pelas normas de segurança 
durante o projeto da instalação, como por exemplo:
 A escolha do tipo de • aterramento funcional mais adequado 
ao ambiente;
 A seleção dos dispositivos de proteção e controle;• 
 A correta manutenção do sistema elétrico.• 
O aterramento funcional do sistema elétrico tem 
como função permitir o funcionamento confi ável 
e efi ciente dos dispositivos de proteção, através da 
sensibilização dos relés de proteção, quando existe 
uma circulação de corrente para a terra, provocada 
por anormalidades no sistema elétrico.
Observe no diagrama a seguir os principais riscos elétricos associados 
à ocorrência de incêndio e explosão:
Já a caixa de destaque “Resumindo” é uma versão compacta 
dos principais pontos abordados no capítulo.
Em “Atenção” estão destacadas as informações que não 
devem ser esquecidas.
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como objetivo facilitar o aprendizado de seu conteúdo. 
Aproveite este material para o seu desenvolvimento profi ssional!
Uma das principais substâncias removidas em poços de 
petróleo pelo pig de limpeza é a parafi na. Devido às 
baixas temperaturas do oceano, a parafi na se acumula 
nas paredes da tubulação. Com o tempo, a massa pode 
vir a bloquear o fl uxo de óleo, em um processo similar 
ao da arteriosclerose.
VOCÊ SABIA??
É muito importante que você conheça os tipos de pig 
de limpeza e de pig instrumentado mais utilizados na 
sua Unidade. Informe-se junto a ela!
IMpORTANTE!
ATENÇÃO
É muito importante que você conheça os 
procedimentos específicos para passagemde pig 
em poços na sua Unidade. Informe-se e saiba 
quais são eles.
Recomendações gerais
• Antes do carregamento do pig, inspecione o 
interior do lançador;
• Após a retirada de um pig, inspecione internamente 
o recebedor de pigs;
• Lançadores e recebedores deverão ter suas 
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94 2 horas e 15 minutos
95 2 horas
96 1 hora e 45 minutos
98 1 hora e 15 minutos
100 1 hora
102 45 minutos
104 35 minutos
105 30 minutos
106 25 minutos
108 20 minutos
110 15 minutos
112 10 minutos
114 8 minutos
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Uma das principais substâncias removidas em poços de 
petróleo pelo pig de limpeza é a parafi na. Devido às 
baixas temperaturas do oceano, a parafi na se acumula 
nas paredes da tubulação. Com o tempo, a massa pode 
vir a bloquear o fl uxo de óleo, em um processo similar 
ao da arteriosclerose.
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de limpeza e de pig instrumentado mais utilizados na 
sua Unidade. Informe-se junto a ela!
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procedimentos específicos para passagem de pig 
em poços na sua Unidade. Informe-se e saiba 
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Uma das principais substâncias removidas em poços de 
petróleo pelo pig de limpeza é a parafi na. Devido às 
baixas temperaturas do oceano, a parafi na se acumula 
nas paredes da tubulação. Com o tempo, a massa pode 
vir a bloquear o fl uxo de óleo, em um processo similar 
ao da arteriosclerose.
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procedimentos específicos para passagem de pig 
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Recomendações gerais
• Antes do carregamento do pig, inspecione o 
interior do lançador;
• Após a retirada de um pig, inspecione internamente 
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110 15 minutos
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SumárioSumário
Introdução 15
Capítulo 1 - Perfuração 
Objetivos 17
1. Perfuração 19
1.1. Histórico da prospecção e produção do petróleo 19
1.2. Prospecção e sistemas de perfuração 23
1.3. Equipamentos da sonda de perfuração 27
1.3.1. Sistema de geração e transmissão de energia 28
1.3.2. Sistema de elevação de cargas 30
1.3.3. Sistemas de rotação da coluna de perfuração 32
1.3.4. Sistema de circulação de fluidos 34
1.3.5. Sistema de posicionamento 34
1.3.6. Sistema de segurança de poço 37
1.3.7. Sistemas de monitoramento e controle 38
1.4. Coluna de perfuração 40
1.4.1. Tubos e comandos 40
1.4.2. Acessórios e ferramentas 41
1.5. Brocas 42
1.6. Fluidos de perfuração e sistema de circulação de fluidos 43
1.7. Operações de perfuração 45
1.7.1. Plataformas de perfuração offshore 46
1.7.2. Operações rotineiras de perfuração 51
1.7.3. Perfuração direcional 57
1.8. Exercícios 62
1.9. Glossário 66
1.10. Bibliografia 70
1.11. Gabarito 71
Alta Competência
Capítulo 2 - Completação 
Objetivos 75
2. Completação 77
2.1. Tipos de completação 78
2.1.1. Operações de investimento 78
2.1.2. Operações de manutenção 80
2.2. Métodos de completação 83
2.2.1. Quanto ao posicionamento da cabeça dos poços 83
2.2.2. Quanto ao revestimento de produção 84
2.2.3. Quanto ao número de zonas explotadas 88
2.3. Etapas de uma completação 90
2.3.1. Fases da completação 90
2.3.2. Produção do reservatório ao poço 94
2.3.3. Condicionamento do revestimento e poço 95
2.3.4. Pesquisa da cimentação primária 95
2.3.5. Canhoneio 97
2.3.6. Indução de surgência 98
2.4. Principais componentes da coluna de produção (COP) 99
2.4.1. Alguns elementos da coluna de produção (COP) 100
2.4.2. Métodos de elevação 110
2.4.3. Barreiras de segurança 116
2.5. Equipamentos de superfície 118
2.5.1. Cabeça de poço 119
2.5.2. Árvore de natal seca ou convencional (ANS ou ANC) 120
2.5.3. Árvore de natal molhada (ANM) 122
2.5.4. Válvulas da árvore de natal molhada 125
2.6. Intervenções em poços - workover 126
2.6.1. Amortecimento de poços 128
2.6.2. Estimulação do reservatório ou restauração 
da produção - acidificação 132
2.6.3. Estimulação do reservatório - fraturamento hidráulico 133
2.6.4. Operações com arame 138
2.6.5. Operações com flexitubo 141
2.6.6. Operações com nitrogênio 142
2.6.7. Operações com cimento na completação e em workover 143
2.6.8. Perfilagem de produção 148
2.7. Procedimentos para recebimento ou partida de poços 152
2.8. Equipes a bordo da unidade marítima de intervenção em poços 156
2.9. Exercícios 165
2.10. Glossário 168
2.11. Bibliografia 176
2.12. Gabarito 178
15
Introdução
A perfuração de poços de petróleo no Brasil teve início em 1897, com o primeiro poço exploratório em Bofete, São Paulo. A cada dia novas áreas são pesquisadas, exigindo tecnologias 
mais avançadas. O processo de perfuração e completação de poços 
precisa acompanhar este desenvolvimento.
Em termos gerais, a indústria do petróleo divide-se em upstream e 
downstream para se referir aos segmentos da indústria do petróleo; e 
em onshore e offshore para se referir à localização em relação ao mar. 
O segmento upstream (atividades de exploração e produção) 
compreende o início da cadeia produtiva, ou seja, o fluxo de petróleo 
e gás nas rochas-reservatórios, passando pelo fluxo dentro do 
poço, nas linhas até as plataformas de produção, nos gasodutos e 
oleodutos ou navios tanque até os terminais marítimos ou estações de 
tratamento e de lá até as refinarias. Além disso, envolve as atividades 
de exploração sísmicas e geológicas.
Dentro desse segmento, a Engenharia de Poços participa desde o 
começo da criação de um campo, perfurando os poços exploratórios. 
Prossegue perfurando e completando os poços de desenvolvimento, 
inclusive em perfurações e completações adicionais. Atua, também, 
na manutenção dos poços e participa do encerramento de um campo 
nas operações de abandono definitivo de poços e do campo.
Nas plataformas de produção, os supervisores e técnicos de operação 
de produção recebem o poço construído pela Engenharia de Poços em 
um processo chamado de entrega do poço. Depois, voltam a recorrer 
à este setor da Engenharia, de tempos em tempos, para restaurar, 
melhorar a produção ou injeção dos poços ou para obter dados sobre 
os reservatórios de petróleo e gás. 
16
Alta Competência
Já o segmento downstream (atividades de refino do petróleo bruto, 
tratamento do gás natural, transporte e comercialização/distribuição 
de derivados) abrange desde as refinarias até o cliente ou consumidor 
final. Nos postos de abastecimento automotivo, os consumidores 
recebem óleo diesel, gasolina e gás automotivo fornecidos por 
diversas distribuidoras.A indústria petroquímica recebe nafta, gás 
e outros derivados; os domicílios recebem gás das concessionárias. 
Quanto à sua localização em relação ao mar, as atividades de 
perfuração podem ser em terra (onshore) e próximas da costa ou em 
alto mar (offshore). 
O trabalho offshore apresenta desafios tecnológicos e logísticos muito 
grandes, além dos impactos psicossociais de um modelo de vida 
diferente do da maioria das pessoas, decorrente do confinamento 
em alto mar.
Por isso, e por terem contato constante, remoto ou direto com 
poços de petróleo e gás, incluindo os poços de injeção (água, gás, 
descartes etc.), é preciso que os técnicos de operação de produção 
tenham um mínimo de conhecimento sobre poços de petróleo e 
sobre as unidades de intervenção.
C
ap
ít
u
lo
 1
Perfuração
Ao final desse capítulo, o treinando poderá:
• Identificar os sistemas de perfuração de petróleo e suas 
funções, bem como os equipamentos da sonda de perfuração;
• Descrever a estrutura da coluna de perfuração;
• Apontar medidas de prevenção ao blowout;
• Explicar os estágios das operações de perfuração e os testes 
realizados em cada etapa; 
• Identificar as finalidades dos diferentes tipos de poços.
18
Alta Competência
19
Capítulo 1. Perfuração
1. Perfuração
A evolução da perfuração se inicia no sistema de percussão, quando o principal esforço é a quebra da rocha, retirada do poço por elevação mecânica (caçambas), indo até o sistema 
de rotação e circulação, primeiro com a mesa rotativa (MR) e kelly e, 
posteriormente, com o top drive - com ou sem o motor de fundo. 
A circulação de fluido para remoção dos cascalhos permite 
perfurações mais profundas e controle da pressão das formações, 
além de evitar o desmoronamento das paredes dos poços.
1.1. Histórico da prospecção e produção do petróleo
Acompanhe o histórico do desenvolvimento da perfuração no 
mundo e no Brasil:
No mundo
347 aC
Poços perfurados na China 
até 240 m de profundidade 
utilizando brocas conectadas a 
hastes de bambu.
1264
Mineração de óleo superficial na 
Pérsia medieval testemunhada 
por Marco Polo em suas viagens 
por Baku (atual Azerbaijão).
1500
Óleo superficial coletado 
nas montanhas da Polônia 
e da Romênia utilizados em 
iluminações de ruas.
1594
Poços de petróleo são cavados à 
mão em Baku, Pérsia, até 35 m 
de profundidade.
1735
Areias oleosas são mineradas e 
o óleo extraído em campos da 
Alsácia, França.
1815
Petróleo é produzido nos Estados 
Unidos como um subproduto 
indesejável de poços de sal.
20
Alta Competência
1848
Primeiro poço moderno de 
petróleo é perfurado na Ásia, 
ao noroeste de Baku, por um 
engenheiro russo.
1858
Primeiro poço de petróleo é 
perfurado na América do Norte, 
em Ontário, Canadá.
1859
Primeiro poço de petróleo 
economicamente produtor, 
perfurado nos Estados Unidos com 
69 pés (21 m) de profundidade, 
em Titusville, Pensilvânia, pelo 
Coronel Edwin Drake. Uma 
sonda com sistema de percussão 
movido a vapor foi utilizada.
Fo
n
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eld
m
an
 &
 Lag
ers, Fifty Years O
ffsh
o
re 1
9
9
9
.
 
Sonda de perfuração do Cel. 
Drake
1900
O americano Anthony Lucas en-
controu óleo a uma profundi-
dade de 354 m utilizando uma 
sonda rotativa, após ter desen-
volvido um sistema de circulação 
com fluido.
1915-1928
As sondas com sistema rotativo 
de perfuração começaram, 
gradativamente, a substituir as 
sondas com sistema percussivo 
de perfuração, tornando estas 
últimas obsoletas.
21
Capítulo 1. Perfuração
Campo de produção de Fier – Albânia
Fonte: (Veldm
an &
 Lagers, Fifty Years O
ffshore 1999)
No Brasil
1858 
O marquês de Olinda assina o 
decreto n.º 2.266, concedendo 
a José Barros Pimentel o direito 
de extrair mineral betuminoso 
para fabricação de querosene 
em terrenos situados às margens 
do rio Marau, na então província 
da Bahia.
1859 
Durante a construção da Estrada 
de Ferro Leste Brasileiro, o 
inglês Samuel Allport observa 
gotejamento de óleo em Lobato, 
subúrbio de Salvador.
1891
Primeiras pesquisas nos 
sedimentos argilosos 
betuminosos no litoral de 
Alagoas.
1897
Primeiro poço exploratório em 
Bofete–SP por Eugênio Ferreira 
Camargo a uma profundidade 
de 488 m, produzindo 500 litros 
de óleo.
22
Alta Competência
1919
Serviço Geológico e Mineralógico 
do Brasil perfura 63 poços 
nos estados do Pará, Alagoas, 
Bahia, São Paulo, Paraná, Santa 
Catarina e Rio Grande do Sul 
sem, no entanto, obter sucesso 
nas prospecções.
1938
Início do primeiro poço 
descobridor de petróleo no Brasil 
pelo Departamento Nacional de 
Produção Mineral (DNPM), em 
Lobato, a uma profundidade de 
210 m. A produção se mostrou 
antieconômica, porém foi um 
marco fundamental na exploração 
de petróleo no Brasil.
1941
Primeira descoberta comercial de 
óleo no município de Candeias, 
BA.
1953
Criação da Petrobras, com a 
instituição do monopólio estatal 
de petróleo pelo governo Vargas. 
A partir desta data, a história do 
petróleo no Brasil se confunde 
com a história da Petrobras.
Décadas de 50 e 60
Descoberta dos campos de 
petróleo de Tabuleiro dos 
Martins, em Alagoas; Taquipe, na 
Bahia; Carmópolis, em Sergipe; 
e Miranga, na Bahia. Primeira 
descoberta, no mar de Sergipe, 
do campo de Guaricema.
Décadas de 70 e 80
Descoberta dos primeiros campos 
na Bacia de Campos (primeiro o 
de Garoupa); campo de Ubarana, 
no litoral do RN; campos 
terrestres, em Mossoró; campo 
de Urucu, na selva amazônica; e 
campos marítimos de Marlim e 
Albacora, em águas profundas, 
que praticamente dobraram 
as reservas provadas de todo o 
Brasil.
23
Capítulo 1. Perfuração
Década de 90
Outros campos gigantes de 
Roncador e Barracuda.
Final dos anos 90 e início do 
século XXI
Grande impulso governamental 
e comercial com investimentos 
na exploração de novas áreas, 
campos do pré-sal e instalação de 
novos complexos de produção. 
Ampliação do parque de refino 
para atender à demanda futura 
de derivados.
1.2. Prospecção e sistemas de perfuração
A primeira etapa da prospecção de petróleo é a pesquisa que, 
através da sísmica e estudos geológicos, aponta as regiões de alta 
probabilidade de ocorrência de hidrocarbonetos. 
O petróleo é formado pela associação da decomposição incompleta 
dos restos mortos dos organismos depositados nos fundos dos 
mares ou lagos e a deposição simultânea de componentes de rochas 
argilosas. A esse conjunto denominamos de rocha geradora ou rocha 
matriz (rocha capaz de ter permitido a geração do petróleo). Para a 
gênese do petróleo é necessário, além da matéria orgânica, o efeito 
de elevada pressão e temperatura.
Devido à fluidez e menor densidade do petróleo em relação à 
água existente nos poros rochosos, ele se desloca em movimento 
ascendente, até encontrar um local onde o estacionamento do 
óleo se processa. O petróleo retido se armazena em rochas porosas, 
denominadas rochas-reservatórios, geralmente rochas sedimentares.
24
Alta Competência
Rocha
geradoraReservatório
Gás
Óleo
Água
Capeadora
ÓleoÀgua
Grãos da rocha
Exemplo de estrutura geradora e armazenadora de petróleo
A perfuração de poços é a segunda etapa necessária para uma possível 
extração de petróleo. Nessa fase, a existência real do petróleo na 
região prospectada se comprovará, pois nem toda área sedimentar 
pesquisada contém petróleo ou gás natural. Após a confirmação da 
existência de hidrocarbonetos com a perfuração, tem início a terceira 
etapa do processo, que consiste no desenvolvimento do campo, 
ou seja, no conjunto de operações destinado a perfurar e equipar 
poços de desenvolvimento do campo para produzir óleo ou gás. 
A etapa de equipar o poço e deixá-lo pronto para a produção chama-
se completação e precisa ser feita de forma segura e econômica, de 
preferência para durar toda a vida produtiva do poço. 
Atualmente, mais da metade das bacias sedimentares do mundo que 
oferecem probabilidade de encontrar petróleo ou gás natural estão 
localizadas offshore, ou seja, em ambiente marinho. 
25
Capítulo 1. PerfuraçãoNo Brasil, as bacias offshore são responsáveis por mais de 
70% de todo o óleo e gás natural produzido no país.
VOCÊ SABIA??
Para que essas perfurações ocorram, várias medidas são tomadas, 
dentre as quais, podemos citar, por exemplo: 
Seleção e pesquisa do local;• 
Estudos para minimizar o impacto ambiental.• 
Em alto mar, há a necessidade da determinação da jurisdição legal. 
Em terra, são feitos contratos de arrendamento e de servidão de 
vias de acesso, além da liberação ambiental. Após a obtenção das 
autorizações legais de utilização da locação e assinados os contratos, 
começam os trabalhos de perfuração. 
A perfuração em terra (onshore) tem início com o preparo da locação e 
acessos e com a verificação de fontes naturais de água ou perfuração 
de um poço de captação. No mar, a perfuração começa com a 
determinação geográfica do poço e o lançamento de sinalizadores 
sonoros (beacons) para posicionamento da sonda de perfuração. 
Em terra, antes da montagem da sonda, é preparado um dique ou 
montado um sistema de tanque para receber o fluido de perfuração 
e descarte dos sólidos produzidos durante a perfuração do poço 
de petróleo. Como esse descarte pode estar contaminado por óleo 
ou outros poluentes do fluido de perfuração, é necessário tratá-lo, 
reduzindo a toxicidade e o teor de óleo e graxa, para então descartá-
lo apropriadamente em locais autorizados pelos órgãos ambientais. 
Devido ao elevado custo das sondas de perfuração, o tubo condutor 
(primeiro revestimento do poço) é cravado com a utilização de bate-
estaca e a primeira fase pode ser perfurada com uma sonda menor e 
mais barata.
26
Alta Competência
Dependendo do local da perfuração e do seu acesso, o transporte 
dos equipamentos pode ser feito por caminhão, helicóptero, barco 
ou barcaça. Também nos lugares nos quais não há fundações para 
suportar uma sonda, tais como pântanos ou lagos, as sondas são 
construídas sobre barcos ou barcaças para trabalhar sobre águas 
interiores. No mar, as sondas são construídas em navios (navio sonda - 
NS), em plataformas flutuantes (sondas semi-submersíveis - SS) ou em 
plataformas auto-eleváveis (PA), que possuem estruturas (pernas), 
que apoiadas no fundo do mar, elevam a plataforma acima da água, 
formando uma ilha metálica artificial.
Podemos comparar a perfuração de um poço à abertura de uma 
estrada por onde se escoará o hidrocarboneto do reservatório para 
a superfície. 
A seqüência natural das operações para a identificação das 
possibilidades, descobrimento e produção do petróleo é a seguinte:
Exploração•	 : estudos sísmicos são feitos a fim de levantar 
dados para a escolha de locais mais propícios para a pesquisa da 
existência de hidrocarbonetos;
Perfuração•	 : escolhidas as locações, a perfuração tem o objetivo 
de alcançar os intervalos ou zonas produtoras no subsolo;
Avaliação•	 : são corridos perfis elétricos, que identificam as 
formações e os fluidos contidos. Após o revestimento e a 
completação do poço são feitos testes de produção e análise do 
potencial da jazida.
Essas operações fornecem subsídios para o desenvolvimento da 
produção, ou seja, estudos de reservatório que definem a locação 
mais apropriada dos poços para desenvolvimento do campo, sistemas 
e processos de elevação e escoamento do hidrocarboneto.
Por fim, há a completação do poço, isto é, as operações de acabamento do 
poço, de modo a equipá-lo e prepará-lo para produzir hidrocarboneto.
27
Capítulo 1. Perfuração
Os sistemas de perfuração são classificados quanto à maneira de 
quebrar o solo, a rocha, ou a formação, do seguinte modo: 
a) Por percussão: neste sistema, o solo e as rochas são quebrados 
por percussão de um trado e os cascalhos podem ser retirados por 
caçambeamento. Existem sistemas de percussão por martelete 
mecânico, hidráulico ou pneumático.
b) Por rotação: neste sistema, a rocha é perfurada através da 
aplicação de peso e rotação em uma broca que esmigalha a 
rocha. Em seguida, um sistema de circulação retira esse cascalho 
para a superfície. A rotação pode ser aplicada à broca através 
da rotação de toda a coluna de perfuração ou por motores de 
fundo posicionados logo acima da broca.
No método percussivo, os cascalhos podem ser retirados do poço por 
caçamba ou por elevação hidraúlica, enquanto no método rotativo a 
retirada dos cascalhos se faz por circulação de um fluido de perfuração 
com capacidade de carrear esses cascalhos.
1.3. Equipamentos da sonda de perfuração
A sonda de perfuração é, na verdade, um conjunto de equipamentos 
e acessórios utilizados para viabilizar a perfuração do poço. Observe 
cada um dos sistemas.
28
Alta Competência
Mesa
rotativaSistema de segurança 
contra erupção (BOP)
Fluído de perfuração 
e sedimentos
Bomba para circulação 
de fluídos
Torre
Comandos
Tubos sobressalentes
Coluna de perfuração
Revestimento
Gerador de
eletricidade
Broca
Equipamentos para perfuração de poço
1.3.1. Sistema de geração e transmissão de energia
A energia para funcionamento da sonda é gerada por grandes 
moto-geradores diesel. O acionamento dos equipamentos é feito 
por motores elétricos de corrente alternada ou de corrente 
contínua, a depender da potência e da funcionalidade de cada. 
Há também sondas mecânicas mais antigas, que funcionam com 
motores diesel, nas quais os geradores elétricos fornecem energia 
elétrica para iluminação e pequenos motores.
a) Fontes de energia 
A energia necessária para acionamento dos equipamentos de uma 
sonda de perfuração é normalmente fornecida por motores diesel e 
turbinas a gás. 
Nas plataformas marítimas em que há produção de gás, é comum e 
econômico utilizar-se turbinas a gás para geração de energia para 
toda a plataforma.
29
Capítulo 1. Perfuração
Uma característica importante dos equipamentos de uma sonda 
que afeta o processo de transmissão da energia é a necessidade de 
operarem com velocidade e torque variáveis.
Dependendo do processo de transmissão de energia para os 
equipamentos, as sondas de perfuração são classificadas em sondas 
mecânicas ou diesel-elétricas. 
Sondas mecânicas•	
Nas sondas mecânicas, a energia gerada nos motores diesel é levada 
a uma transmissão principal (compound) através de acoplamentos 
hidráulicos (conversores de torque) e embreagens (mecânicas ou 
pneumáticas). 
O compound é constituído de diversos eixos, rodas dentadas e correntes 
que distribuem a energia a todos os sistemas da sonda.
As embreagens permitem que os motores sejam acoplados ou 
desacoplados do compound, propiciando maior eficiência na utilização 
dos motores diesel.
Sondas •	 diesel-elétricas
As sondas diesel-elétricas geralmente são do tipo AC/DC, em que a 
geração é feita em correntes alternadas e a utilização é em corrente 
contínua. Motores diesel ou turbinas a gás acionam geradores de 
corrente alternada (AC) que alimentam um barramento trifásico de 
600 volts. Esse barramento, alternativamente, também pode receber 
energia da rede pública.
Pontes de retificadores controlados de silício (SCR) recebem a energia 
do barramento e a transformam em corrente contínua, que alimenta 
os equipamentos da sonda. Por utilizar motores de corrente contínua 
(AC), a velocidade e potência dos equipamentos é mantida sob 
controle pela freqüência aplicada aos motores.
30
Alta Competência
Os equipamentos auxiliares da sonda da plataforma, iluminação 
e hotelaria que utilizam corrente alternada recebem a energia do 
barramento após passarem por um transformador para a potência 
de cada equipamento.
1.3.2. Sistema de elevação de cargas
O sistema usado para descer e retirar as tubulações do poço é 
composto por:
Torre;• 
Guincho (guincho principal) com um grande • tambor de cabo 
de aço; 
Sistema de freio elétrico-mecânico;• 
Sistema de • moitão e talha; 
Carretel para armazenamento do cabo de perfuração.• 
Em uma sonda de petróleo, o sistema de elevação e sustentação de 
cargas é constituído de:
Base ou fundação (terraplenagem do terreno ou base de • 
concreto, ou aço,na qual é montada a sonda);
Subestrutura;• 
Torre ou mastro;• 
Guincho e cabo de perfuração;• 
Moitão• de elevação (bloco de coroamento e catarina).
31
Capítulo 1. Perfuração
A estrutura que surge em primeiro plano - a torre ou mastro - é uma 
estrutura metálica em treliças que tem, entre outras funções, a de 
sustentar o conjunto de tubos de perfuração denominado coluna de 
perfuração ou drill pipes. Esses são enroscados, um a um, com o uso de 
chaves hidráulicas ou de chaves flutuantes.
Na torre há um moitão formado por um conjunto de polias fixas 
(bloco de coroamento) e um conjunto de polias móveis (catarina ou 
bloco viajante), com um gancho (hook) em sua extremidade. 
Na subestrutura estão a base da torre, a área de trabalho (drill floor) e 
um guincho pelo qual passa um cabo de aço interligando-o ao moitão 
(bloco de coroamento/catarina). Esse guincho, movido a motores 
diesel ou elétricos, é comandado pelo sondador e se destina a elevar 
ou descer a coluna de perfuração.
No centro do drill floor está a mesa rotativa (MR), que possui um 
orifício central por onde passa a coluna de perfuração. A mesa 
rotativa e a coluna de perfuração tornam-se solidárias pelo encaixe 
da bucha da mesa. Assim, motores potentes acionam a mesa 
rotativa em velocidades reguláveis, transmitindo o movimento 
de rotação para a coluna de perfuração. Para sustentar a coluna 
na mesa durante as manobras de descida ou retirada da coluna 
no poço são usadas cunhas, de acordo com o tipo e diâmetro dos 
tubos em movimento no poço. Existem cunhas para drill pipes, para 
comandos e para revestimento.
32
Alta Competência
Fonte: Petrobras
Bloco de coroamento
Catarina
Gancho
Cabeça de
injeção
Guincho
Mesa rotativa
Bombas 
de lama
Alguns dos principais componentes de uma sonda
1.3.3. Sistemas de rotação da coluna de perfuração
Esses sistemas podem ser definidos como um conjunto de 
equipamentos compostos por:
Mesa rotativa•	 : transmite rotação à coluna de perfuração, 
permitindo que o kelly deslize livremente no seu interior. Em 
algumas situações, a mesa deve suportar o peso da coluna de 
perfuração. A mesa rotativa aliada à haste quadrada é mais 
convencional e representou uma evolução importante no 
sistema de perfuração, que passou de percussão a rotativo. 
Kelly•	 : transmite à coluna de perfuração a rotação proveniente 
da mesa rotativa. A seção transversal do kelly pode ser quadrada 
(comum em sondas de terra, mas obsoleta) e hexagonal (comum 
em sondas marítimas). Nas sondas mais modernas o conjunto 
mesa rotativa - kelly é substituído pelo top drive.
Swivel•	 ou cabeça de injeção: separa os elementos rotativos dos 
estacionários nas sondas de perfuração. Para tanto, a sua parte 
superior não gira e a sua parte inferior deve permitir a rotação. 
33
Capítulo 1. Perfuração
O fluido de perfuração é injetado dentro da coluna por esse 
equipamento.
Top-drive•	 : motor hidráulico de alta potência, que gira a coluna 
de perfuração. São imprescindíveis em poços horizontais. 
Permitem a retirada da coluna com circulação e rotação, 
perfurando por seção de três tubos de perfuração (drill pipes), 
conseqüentemente, com menor número de conexões, o que 
torna mais seguras e rápidas as operações.
Motor de fundo•	 : permite transmitir elevada rotação à broca, 
com baixa rotação da coluna. Como conseqüência, há menor 
desgaste e esforço nos tubos, o que viabiliza a perfuração de 
poços direcionais e horizontais e de poços mais profundos.
Esses dois últimos equipamentos, top-drive e motor de fundo, são 
sistemas alternativos de rotação da broca:
Top-drive•	 : quando um motor é conectado no topo da coluna, 
o uso da mesa rotativa e do kelly é dispensado. A vantagem é 
que permite perfurar o poço de 3 em 3 tubos, além de permitir 
que a retirada ou a descida da coluna seja feita tanto com a 
rotação como com a circulação de fluido de perfuração pelo 
seu interior.
Fonte: Petrobras
Top-drive
34
Alta Competência
Motor de fundo• : colocado acima da broca, é um motor 
hidráulico do tipo turbina. O giro é provocado pelo movimento 
do fluido de perfuração e ocorre na parte inferior, conectada à 
broca. É bastante usado na perfuração direcional, pois a coluna 
de perfuração não gira, logo não provoca desgastes nas paredes 
do poço.
1.3.4. Sistema de circulação de fluidos
Este sistema bombeia o fluido de perfuração sob pressão, por meio 
de bombas de alta potência, bombas de lama, manifold de injeção, 
tubulação de perfuração e colares de perfuração e broca. O fluido de 
perfuração pode ser uma mistura de água, argila, material adensante 
e produtos químicos estabilizantes e conservantes. As principais 
finalidades do fluido são manter a estabilidade do poço e as pressões 
da formação, além de levar os cortes de rochas e cascalhos da broca 
para a superfície. O sistema de circulação do fluido será melhor 
tratado junto ao fluido de perfuração. 
1.3.5. Sistema de posicionamento
O posicionamento da sonda de perfuração flutuante pode ser por 
ancoragem ou através do posicionamento dinâmico.
No sistema de ancoragem, um conjunto de 8 a 12 âncoras suporta 
a sonda, mantendo-a na posição. As âncoras são lançadas e pré-
tensionadas na locação, para posterior amarração na sonda. 
O conjunto é estável até com duas âncoras “escorregadas”.
O posicionamento dinâmico é mantido por possantes motores, que 
comandados por um sistema computacional, movimentam a sonda 
em sentido contrário às correntes marítimas e aos ventos. A região 
de estabilidade da sonda é mantida por triangulação de satélite 
ou por sistema acústico, com beacons (emissores de sinais acústicos) 
posicionados no fundo do mar, próximos ao poço.
35
Capítulo 1. Perfuração
Fonte: Petrobras
Fonte: Petrobras
Haste
Corda
Cepo
Cunha
Cilindro de
ancoragem
“Fair lead”
Berço de 
âncora
Bóia
Destorcedor
Cabo indicador
“pendant-line”
Mantilhas
Destorcedor
âncora
Cabo ou
corrente
BOP
Elos
“kenter”
Riser
Elementos de ancoragem de uma semi-submersível
36
Alta Competência
posição desejada
hidrofone emissor 
de sinal
distância 
linear entre o 
hidrofone 
receptor e o 
transmissor 
acústico de 
fundo
pulso sonoro 
de verificação
transmissor 
de repetição
centro geométrico 
entre transmissores 
de fundo
projeção da posição 
da embarcação no 
plano de verificação
hidrofone receptor / 
projetor ou emissor sonoro
transmissor acústico 
de referência
caminho acústico 
afastamento 
da vertical na 
direção X 
θVX – ângulo entre a vertical desejada e o 
afastamento da embarcação. O afastamento 
horizontal na direção X é proporcional ao 
seno de θVX 
Nota: o cálculo para o eixo Y 
é semelhante.
Nota: R = distância 
linear entre o 
hidrofone receptor e 
o transmissor de 
repetição. 
Sistema de posicionamento dinâmico com um transmissor acústico
posição desejada
hidrofone emissor 
de sinal
distância 
linear entre o 
hidrofone 
receptor e o 
transmissor 
acústico de 
fundo
pulso sonoro 
de verificação
transmissor 
de repetição
centro geométrico 
entre transmissores 
de fundo
projeção da posição 
da embarcação no 
plano de verificação
hidrofone receptor / 
projetor ou emissor sonoro
transmissor acústico 
de referência
caminho acústico 
afastamento 
da vertical na 
direção X 
θVX – ângulo entre a vertical desejada e o 
afastamento da embarcação. O afastamento 
horizontal na direção X é proporcional ao 
seno de θVX 
Nota: o cálculo para o eixo Y 
é semelhante.
Nota: R = distância 
linear entre o 
hidrofone receptor e 
o transmissor de 
repetição. 
Sistema de posicionamento dinâmico hidroacústico com um ou quatro beacons
37
Capítulo 1. Perfuração
GPS
GPS
GPS Satélite estacionário
Barco de serviço
Mensagem RTCM
(mensagem transmitida
em tempo real)
Estação
receptora/transmissora
para satélite
Base de
monitoramento terrestre
Sistema de posicionamento Geo-espacial
Estação
de repetição
Sistema de posicionamento por GPS
1.3.6. Sistema de segurança de poço
Durante a intervenção em poços são necessáriasduas barreiras de 
segurança para garantir que o poço não entre em fluxo. 
A primeira barreira é o fluido de perfuração ou de completação e a 
segunda é o sistema de segurança de cabeça de poço, composto pelo 
preventor de erupções (Blowout Preventor – BOP) e seus acessórios.
Unidade de
controle 
remoto
Unidade acumuladora
e acionadora
Sistema de estrangulamento
Desgaseificador
BOP
Sistema de BOP
38
Alta Competência
Fo
n
te: Petro
b
ras
Fo
n
te: Petro
b
ras
Fo
n
te: Petro
b
ras
BOP usado em poço com cabeça de poço não submersa – BOP 
anular e bloco de duas gavetas
1.3.7. Sistemas de monitoramento e controle
O sondador, além de supervisionar a equipe da sonda, controla as 
operações e equipamentos através de um painel (painel do sondador) 
que visualiza os diversos parâmetros operacionais, tais como: peso da 
coluna de perfuração sobre a broca, rotação e torque aplicado na 
coluna, velocidade da bomba de lama e vazão de fluido, nível de 
fluidos nos tanques de fluido e reserva e outros parâmetros, conforme 
podemos observar na ilustração a seguir:
39
Capítulo 1. Perfuração
Volume no trip
tanque
Retorno
de lama Totalizador
de CPM
Variação
do volume
de lama
Volume
total de lama
Peso sobre
a broca
Torque
elétrico
Torque
elétrico
Pressão de
bombeio
CPM
RPM 
da M.R.
Torque elétrico
Torque na
chave flutuante
CPM
da bomba de lama
Fo
n
te: Petro
b
ras
ATENÇÃO
Nos filmes já vimos o petróleo jorrando – o chamado 
blowout ou erupção – e talvez até mesmo um incêndio, 
quando a perfuração atinge o reservatório produtor. 
É bom ressaltar que essas condições são perigosas e 
indesejáveis. Para evitá-las durante a perfuração há 
a pressão do fluido de perfuração sobre a formação 
produtora e um sistema de segurança contra erupção 
(Blowout Preventor - BOP). 
Para evitar o blowout e incêndios, o fluxo do petróleo 
somente é iniciado após equipá-lo com tubos de 
produção e válvulas de controle e direcionamento de 
fluxo para uma plataforma ou estação coletora.
40
Alta Competência
1.4. Coluna de perfuração 
A coluna de perfuração é composta por tubos de perfuração (drill 
pipes - DP), tubos semipesados HW (intermediários) e tubos pesados 
ou comandos (drill collars - DC), cujas funções são aplicar peso sobre a 
broca (fornecido pelos DCs, preservando os tubos de perfuração de 
realizarem esse esforço), transmitir rotação para a broca e permitir a 
circulação de fluidos.
Outros elementos compõem a coluna, tais como: 
Estabilizadores; • 
Escariadores; • 
Alargadores (• underreamers);
Substitutos conversores de roscas (• X-over);
Equipamentos de medição e registro de inclinação e direção • 
Measuring While Drilling (MWD);
Equipamentos de • perfilagem e registro durante a perfuração 
Log While Drilling (LWD). 
1.4.1. Tubos e comandos
Alguns exemplos dos principais tubos e comandos de colunas de 
perfuração estão ilustrados a seguir:
Comando liso
Comando espiralado
Tool joint
Tool 
jointComando liso
Comando espiralado
Tool joint
Tool 
joint
Comando liso
Comando espiralado
Tool joint
Tool 
joint
Comando de perfuração (Drill Collar) Tubo de perfuração (Drill Pipe)
Tubo de perfuração pesado (HW)
41
Capítulo 1. Perfuração
1.4.2. Acessórios e ferramentas
Acessórios de coluna de perfuração são substitutos da coluna com 
funções específicas. Os alargadores, por exemplo, são acessórios que 
permitem perfurar os poços com diâmetro maior do que a broca, ou 
quando o poço perfurado com um diâmetro tem que ser alargado 
para um diâmetro maior a fim de permitir uma melhor cimentação. 
Já os estabilizadores são elementos de coluna com diâmetro igual 
ou próximo ao da broca, cuja função é manter o diâmetro do poço e 
garantir o seu alinhamento com a direção pretendida.
Alargadores Estabilizadores e underreamers
Fo
n
te: Petro
b
ras
Fo
n
te: Petro
b
ras
Equipamentos de elevação e manuseio da coluna são usados para 
permitir ou auxiliar no manuseio e na conexão dos tubos, comandos 
ou outros acessórios ou componentes da coluna de perfuração. 
São as cunhas de comandos e de drill pipes, que permitem segurar a 
coluna na mesa rotativa; colar de segurança, que são acunhados nos 
comandos e tubos de revestimento, para evitar que caiam no poço 
quando da conexão ou desconexão dos mesmos.
As chaves flutuantes permitem o aperto final e a desconexão dos 
tubos, comandos e revestimentos.
As chaves hidráulicas são chaves com motores hidráulicos usadas 
para enroscar tubos e revestimentos. Os comandos, por causa do 
seu peso, não podem ser enroscados ou desenroscados com as 
chaves hidráulicas. 
42
Alta Competência
Fo
n
te: Petro
b
ras
Colar de segurança
Cunha para DP’s
Cunha para tubos
Chave flutuante
Chave de enroscar tubos
Equipamentos para manuseio de coluna de tubos
1.5. Brocas
As brocas são equipamentos que perfuram, lascam, quebram e 
trituram as rochas e formações. São colocadas na extremidade da 
coluna e podem ser de vários tipos e tamanhos, dependendo da 
profundidade e do tipo de rocha a ser perfurada.
A broca draga, perfura por raspagem e foi o primeiro tipo de broca 
usada, mas hoje está em desuso.
A broca de diamante é usada em formações duras e abrasivas e em 
operações de testemunhagem (coroa). Perfura por esmerilhamento.
43
Capítulo 1. Perfuração
As brocas tricônicas com dentes de aço ou de inserto de tungstênio 
são as mais versáteis, podendo ser fabricadas para operar em 
diversos tipos e durezas de formação. Nas formações mais macias 
e plásticas são usados dentes grandes; nas mais duras ou abrasivas, 
dentes curtos. 
A broca PDC (diamante policristalino compactado) perfura por ação 
de raspagem. É preferencialmente usada para perfurar formações 
homogêneas e, em geral, apresenta alta taxa de penetração.
Fo
n
te: Petro
b
ras
Brocas para perfuração
1.6. Fluidos de perfuração e sistema de circulação de fluidos
O elemento responsável por carrear os cascalhos perfurados, refrigerar 
e lubrificar a broca, conter as paredes do poço e evitar o influxo (kick) 
e a erupção de gás ou óleo é o fluido de perfuração, popularmente 
conhecido como lama. 
Esse fluido, recalcado por bombas de alta potência (bombas de lama), 
atinge a broca e passa por seus bordos, retornando à superfície pelo 
espaço anular compreendido entre a coluna de perfuração e as 
paredes do poço. 
44
Alta Competência
O sistema de fluidos é composto pela bomba de lama e linhas de 
recalque, que vão da bomba até a coluna de perfuração e pelo sistema 
de tratamento de fluido, composto dos extratores de sólidos, peneiras, 
desareadores, dessiltadores e tanques para preparo, armazenamento 
e manutenção do fluido.
O fluido de perfuração carreia os cascalhos cortados e triturados pela 
broca do fundo do poço para a superfície. Na superfície, o mesmo 
fluido é tratado para retirada desses sólidos e manutenção de suas 
qualidades reológicas e químicas. 
Sistema de circulação no 
fundo do poço
 
A extração de sólidos mais grosseiros ocorre nas peneiras, já os 
mais finos, nos dessiltadores e no mud cleaner. Se necessário, 
uma centrifuga de alta velocidade é usada para controle da 
densidade do fluido e para a eliminação do líquido restante no 
sólido descartado.
45
Capítulo 1. Perfuração
Tubo
Bengala
Mangueira
Swivel
Kelly
Peneiras Interior 
da 
coluna
Jatos
da
broca
Anular
Bomba
Tanque
de fluidos
Sistema de circulação de fluidos
Para as bombas
Do poço
Centrífuga
de alta velocidade
Centrífuga
Mud cleaner
Dessiltador
DesareiadorPeneira 
vibratória
Sistema de tratamento do fluido de perfuração
1.7. Operações de perfuração
A perfuração de poços consiste em posicionar uma sonda de 
perfuração na locação determinada pelo projeto geológico e de 
reservatório. Nas operações offshore, as sondas são montadas em 
plataformas, que podem ser flutuantes ou apoiadas no fundo 
do mar.
46
Alta Competência
As operações de perfuração têm os seguintes objetivos primordiais: 
Perfurar um poço com segurança:
Sem causar instabilidades nas rochase formações cortadas • 
(colapso, fraturamento);
Sem permitir • influxo de fluidos da formação (água, óleo, gás) 
para o poço e principalmente para fora dele.
Os projetos de perfuração e completação dos poços dependem da 
concepção de produção. No caso offshore, a produção pode ser por 
poços de completação seca, em plataformas fixas apoiadas no fundo 
do mar ou em plataformas flutuantes fixas no fundo do mar por 
tirantes de alta tração, conhecidas por TLP (Tension Leg Plataform). 
A perfuração dos poços para essas plataformas pode ser anterior à 
instalação da mesma, por sondas autônomas, flutuantes ou auto-
eleváveis ou após a instalação da plataforma. Nesse caso, são usadas 
sondas moduladas, montadas sobre a plataforma de produção. 
1.7.1. Plataformas de perfuração offshore
As perfurações dos poços são realizadas em diferentes tipos de 
plataformas, projetadas para isso. Os principais tipos de sondas e 
plataformas usados em perfuração offshore estão descritos a seguir.
a) Plataformas fixas 
As plataformas fixas podem ser projetadas para receber todos os 
equipamentos de perfuração, estocagem de material, alojamento de 
pessoal, além das instalações necessárias para a produção dos poços. 
A perfuração na plataforma fixa ocorre como se fosse em terra. 
A plataforma fixa é uma ilha artificial, metálica, na qual as 
características do poço são as mesmas do poço em terra.
47
Capítulo 1. Perfuração
No esquema a seguir, observar um projeto de poço típico em terra, 
no qual o condutor é cravado até encontrar solo firme (nega). Note 
que o poço é perfurado em duas fases: uma, com revestimento 
intermediário e outra, com revestimento de produção. Ambos os 
revestimentos chegam à superfície e são cimentados no anular 
revestimento poço, isolando formações portadoras de óleo, gás, 
água salgada ou salobra e, principalmente, isolando as formações 
portadoras de água doce.
 
 
 
 
 
Revestimento
intermediário
Revestimento 
de produção Cimentação do
revestimento 
de produção
Condutor 
Cravado
Cimentação do 
revestimento 
intermediário
Superfície 
do terreno
Poço típico de perfuração onshore ou de plataforma fixa
 
Nas plataformas fixas, os poços são semelhantes, entretanto, com 
mais fases e mais revestimentos intermediários capazes de prover 
maior e melhor isolamento das diversas formações e o alcance de 
horizontes produtores mais profundos. As Sondas Moduladas (SM) 
são fundamentais para viabilizar a perfuração e, principalmente, a 
manutenção dos poços instalados em plataformas fixas. 
As principais características das plataformas fixas são as seguintes:
Operam em lâminas d’água rasas, até 120 m;• 
As jaquetas são lançadas e fixas por estacas no fundo do mar;• 
Os módulos são colocados e fixos na jaqueta;• 
48
Alta Competência
Os poços podem ser perfurados antes ou depois do lançamento • 
da jaqueta. Se forem perfurados antes, é feito tie-back para 
remontá-los até a superfície; 
Não é necessário compensador de movimentos.• 
Fo
n
te: Petro
b
ras
Plataforma fixa e sonda modulada (SM)
b) Sondas auto-eleváveis (PA)
As sondas auto-eleváveis são sondas montadas em plataformas que 
possuem pernas que as apóiam no fundo do mar. Operam como 
uma ilha metálica que pode ser removida inteira e deslocada para 
outra locação.
As principais características das sondas tipo plataforma auto-
eleváveis (PA) são:
Plataforma de perfuração fixa, pouco afetada pelas condições • 
oceano-meteorológicas;
Opera em áreas com restrições no fundo do mar;• 
Baixo custo relativo;• 
49
Capítulo 1. Perfuração
Perfura em até 100 m de lâmina d’água;• 
Não faz uso de • BOP submarino e de compensador de 
movimentos.
Plataforma auto-elevável
Fo
n
te: Petro
b
ras
c) Sondas flutuantes
As sondas flutuantes são do tipo sondas semi-submersíveis (SS) e 
navios sonda (NS).
Os navios-sonda (NS), aparentemente, são semelhantes aos navios 
convencionais, porém, a característica que os diferencia é a torre e 
o moon pool (abertura central existente no seu casco) por onde os 
equipamentos são descidos para fazer a perfuração. 
Os NS utilizam para o seu posicionamento o Sistema de 
Posicionamento Dinâmico (DP). Esse sistema é constituído de um 
referencial de navegação por satélite (GPS) e de um referencial 
acústico local da embarcação, no qual os emissores de sinais 
acústicos (beacons ou transponders), em freqüências pré-fixadas, 
são posicionados no fundo do mar através do Remote Operator 
Vehicle (ROV) e os receptores (hidrofones) ficam na embarcação. 
As informações dos referenciais de posicionamento são recebidas 
por sistemas de computação e acionam os motores de proa, popa 
e de bordos, mantendo o navio em uma determinada posição, com 
pequenas variações. 
50
Alta Competência
As principais características dos navios-sonda são:
Possuem grande capacidade de armazenagem de suprimento • 
para perfuração; 
São menos estáveis do que a sonda semi-submersível (• SS), 
devido ao menor volume submerso;
Possuem propulsão própria, não necessitam de rebocadores • 
para o translado de uma locação para outra (DMM);
Podem operar em lâmina d’água ultra-profunda;• 
Necessitam de compensador de movimentos, sistema • 
hidropneumático que permite compensar o movimento 
vertical da sonda em razão da flutuabilidade e da 
movimentação das ondas.
Fo
n
te: Petro
b
ras
Plataforma navio-sonda (NS)
As sondas semi-submersíveis (SS), dotadas de flutuadores que 
permitem uma submersão regulável, podem ser de dois tipos: as que 
também se posicionam pelo Sistema de Posicionamento Dinâmico 
(DP) e as do tipo ancoradas. Ambas possuem moon pool para manuseio 
de cargas a serem descidas no fundo do mar ou no poço.
51
Capítulo 1. Perfuração
As principais características das plataformas SS são:
São plataformas estáveis - trabalham em condições de mar e • 
tempo mais severos do que os navios; 
Podem ser ancoradas ou de posicionamentos dinâmicos;• 
Fazem uso de • BOP submarino e compensador de movimentos.
Fo
n
te: Petro
b
ras
Plataforma semi-submersível (SS)
1.7.2. Operações rotineiras de perfuração
Os poços perfurados por sondas semi-submersíveis (SS) ou navios-
sonda (NS) atendem um programa de perfuração a ser executado 
em fases ou etapas. Para cada uma dessas fases há previsões da 
profundidade a ser atingida e do tipo de broca a ser utilizada. 
Conseqüentemente, há previsão do diâmetro do poço, da 
composição da coluna de perfuração que vai acima da broca, do 
tipo de fluido de perfuração a ser usado, da tubulação de grande 
diâmetro (revestimentos) a ser descido/deixado no poço para conter 
as paredes e dos trechos a serem cimentados para isolamento das 
formações produtoras ou a serem protegidas.
52
Alta Competência
Na primeira fase, descem simultaneamente: uma broca, a coluna de 
perfuração (tendo acima da broca um motor de fundo), as juntas do 
revestimento (revestimento condutor), tendo no seu topo uma base 
guia (funil up) acoplada. 
O fundo do oceano é jateado e o revestimento condutor é 
“enterrado”. Quando o jateamento não for possível, perfura-se até 
o posicionamento da Base Guia Temporária (BGT) no fundo do mar. 
Perfurada essa fase, segue-se a descida do revestimento com a Base 
Guia Permanente (BGP). Nesse caso, ao final da descida das juntas 
do revestimento, circula-se e, em seguida, cimenta-se esse mesmo 
revestimento, da sapata (extremidade inferior) até o fundo do mar.
Na segunda fase fura-se com outra broca, com o retorno dos cascalhos 
sendo direto para o mar, descendo a seguir o outro revestimento, 
que tem acoplado à sua extremidade superior uma cabeça de 
poço submarina (housing). Esse revestimento pode ser totalmente 
cimentado, da sapata até o fundo do mar.
A terceira fase tem início com a descida do equipamento Blow Out 
Preventer (BOP) submarino (principal componente da barreira de 
segurança), que é acoplado à cabeça de poço (housing) e conectado 
à sonda através do riser de perfuração. Em seguida, é perfurada a 
terceira fase, com retorno de fluidopara a sonda. Depois, é descido 
o revestimento, cimentando-o também, porém não totalmente, 
mas provendo isolamento da sapata e de intervalos superiores que 
necessitem de isolamento.
Na quarta fase, ainda com o BOP instalado, perfura-se com broca de 12 
¼” ou de 14 ½”. Nesta fase, o objetivo é atingir a rocha-reservatório - 
a zona de interesse - para confirmar a existência de petróleo/gás 
natural e colocar o poço em produção. 
Para evitar que o poço desmorone e permitir que o fluido de 
perfuração circule, há o revestimento: uma tubulação de aço de 
grande diâmetro que reveste a perfuração. O revestimento é descido 
ao final de cada fase e o anular revestimento poço é cimentado para 
promover isolamento entre os vários intervalos perfurados e entre as 
formações perfurada e a superfície. O revestimento bem cimentado 
promove uma barreira de segurança eficaz.
53
Capítulo 1. Perfuração
Todos os revestimentos descidos são ancorados no interior da cabeça 
de poço (housing) no fundo do mar. Eventualmente, para poços mais 
profundos ou para aqueles que atravessam formações com pressões 
estáticas (Pest) muito diferentes, pode haver a necessidade de se 
perfurar mais uma fase, quando é descido um revestimento chamado 
liner, que normalmente não vem até a superfície, sendo ancorado e 
cimentado na base do revestimento anterior. Ao final, barreiras de 
segurança são estabelecidas, como tampões de cimento, ou o poço 
é equipado até o tubing hanger e o BOP é retirado, deixando o poço 
temporariamente abandonado ou não.
Fo
n
te: Petro
b
ras
BOP submarino, usado em sondas flutuantes
Na explotação dos campos em regiões conhecidas pode-se perfurar 
poços simplificados, chamados slenders, que são perfurados com 
menos fases, simplificando e barateando o projeto, com sensível 
redução no custo e no tempo de perfuração dos poços.
As ilustrações a seguir ajudam a acompanhar as fases das operações 
de perfuração offshore.
54
Alta Competência
Fases da perfuração offshore
Coluna de
perfuração
Base guia funil UP
Revest de 30”
Motor de fundo
Broca de 26”
Início da primeira fase: descida 
da coluna de jateamento com 
revestimento de 30” e base guia.
Final da primeira fase: executado 
o jateamento e “enterrado” o 
revestimento de 30”.
Poço de 26”
Rev. 30”
Após a desconexão do mandril 
interno da Running Tool (RT), 
segue a perfuração da segunda 
fase, com a broca de 26” sendo 
acionada pelo motor de fundo.
Poço de 26”
Rev. 30”
Concluído o trabalho com broca, 
o mandril interno da running 
tool (RT) é reconectado, segue-
se a desconexão da RT da base 
guia e a retirada da coluna de 
jateamento.
55
Capítulo 1. Perfuração
Rev. 30”
Cimento
Rev. 20”
Poço de 26”
Final da segunda fase: descido o 
revestimento de 20” e efetuada a 
cimentação.
Riser de 
perfuração
BOP
Início da terceira fase: descida do 
BOP com os risers; descida da broca 
17 ½” para iniciar a perfuração 
da fase. A lama transporta o 
cascalho até a sonda.
Outras fases são perfuradas, conforme a profundidade final do 
poço. Cada revestimento é descido e cimentado promovendo o 
isolamento entre as diversas formações perfuradas e passadas. 
O último revestimento é chamado de revestimento de produção, pois 
atinge o horizonte produtor e nele são instalados os equipamentos 
que permitem produzir o petróleo com segurança e controle. 
Vertical Direcional
Horizontal
Tipos de poços no que se refere à trajetória
56
Alta Competência
7000m
2800
1200
30”
20”
13 3/8”
9 5/8” Liner
7”
LA
0 MR
Poço típico horizontal offshore no Brasil (UN-BC)
Convencional Slender
30”
35m 35m
13 3/8”
@1700m
30”
3 TUBOS
200m
20”
13 3/8”
9 5/8”
@2900m
9 5/8”
@2900m
@1700m
2700m
2800m
2700m
2800m
Poços típicos offshore no Brasil (UN-BC)
57
Capítulo 1. Perfuração
1.7.3. Perfuração direcional
a) Controle da verticalidade em poços verticais
Não existe poço rigorosamente vertical, pois o poço desvia-se 
naturalmente da vertical. Esses desvios devem ser quantificados. Caso 
ultrapassem certos limites de inclinações (normalmente 5º) ações 
corretivas devem ser implementadas, no sentido de reduzir a sua 
inclinação. 
Poços verticais que se desviam bastante da vertical trazem problemas 
de mapeamento de subsuperfície e podem atingir a profundidade 
final em uma posição muito afastada do objetivo desejado. Esses 
poços são denominados de tortuosos.
Existem várias causas que determinam a tortuosidade durante a 
perfuração de um poço. As mais importantes são: 
A variação das características das formações e rochas perfuradas • 
(dureza, inclinação etc.);
Mudança brusca no peso sobre a broca;• 
Diâmetro de poço grande para os comandos usados;• 
Perfuração com broca não estabilizada;• 
Desbalanceamento dos comandos usados;• 
Perfuração com coluna não estabilizada;• 
Desbalanceamento dos parâmetros de perfuração (peso sobre • 
broca e rotação). 
58
Alta Competência
A mudança brusca na trajetória do poço traz sérios problemas para a 
perfuração, tais como:
Desgaste por fadiga dos tubos de perfuração devido às • 
tensões cíclicas causadas pela rotação do tubo em um trecho 
de desvio excessivo;
Formação de • chavetas - sulcos que aparecem no trecho de 
desvio excessivo por causa das ações de compressão e rotação 
dos tubos na parede no momento da retirada da coluna. 
Os comandos podem ficar retidos nesses sulcos causando uma 
prisão de coluna;
Dificuldade na descida de colunas de revestimento.• 
b) Perfuração de poços direcionais
A perfuração direcional é a técnica de desviar, intencionalmente, 
a trajetória de um poço da vertical para atingir objetivos que não 
se encontram diretamente abaixo da sua locação na superfície. Os 
poços direcionais são perfurados com várias finalidades, dentre as 
quais podemos destacar:
Controlar um poço em • blowout através da perfuração de poços 
de alívio;
Atingir formações produtoras que estejam abaixo de locações • 
inacessíveis, tais como rios, lagos, cidades etc.;
Desviar a trajetória do poço de acidente geológico, tais como • 
domos, salinos e falhas;
Perfurar vários poços de um mesmo ponto, como é o caso da • 
produção através das plataformas marítimas;
Desviar poços que tiveram o trecho final perdido por • 
problemas operacionais, como por exemplo a prisão da coluna 
de perfuração.
59
Capítulo 1. Perfuração
1º KOP
2º KOP
KOP
KOP
KOP
Raio longo com
dois trechos de 
ganho de inclinação
Raio longo com
um trecho de 
ganho de inclinação Raio médio Raio curto
Afastamento
Entrada do obj. do trecho horizontal
Comprimento
Tipos de poços direcionais
Na ilustração a seguir é apresentado um projeto de poço horizontal 
de grande afastamento, com a indicação dos revestimentos e as 
respectivas profundidades das sapatas (profundidades medidas e 
verticais - TVD) e as profundidades dos pontos de início de mudança 
de inclinação (KOP).
5000
9 5/8”6.1”
400030002000
Afastamento (m)
Pr
o
fu
n
d
id
ad
e 
(m
)
1000
3000
2000
1000
30” @ 1170m
20” @ 1350m
13 3/8” @ 2625m 83º (2233m TVD)
KOP 2 @ 6832m/BUR = 1º/10m
9 5/8” @ 6785m 83º (2740m TVD)
6.1” @ 7200m 90º (2750m TVD)
Objective@ 2750m TVD
KOP 1 @ 1380m/BUR = 1º/15m
Mud Line (fundo do mar) @ 1000 m
0
0
83º
Poço horizontal de grande afastamento
Atualmente, é possível perfurar poços com duas ou mais pernas, 
chamados poços multilaterais. No campo de Carmópolis, SE, já foi 
perfurado um poço com oito pernas produtoras.
60
Alta Competência
Level 1 Level 2
Level 6 Level 65Level 5
Level 3 Level 4
Poços multilaterais
Na Petrobras, os poços são classificados de acordo com a sua finalidade. 
Assim, temos:
Tipos de poços Características / finalidades
Exploratórios (wildcat)
Poço para pesquisar um possível 
reservatório, mas não se tem a certeza 
da existência de hidrocarbonetos no seu 
objetivo.
Estratigráficos ou estruturais
Avaliar as litologias na subsuperfície e 
realizar o conhecimento geológico da área.
Extensão
Exploratório de delimitação de reservatório. 
Podem também explorar jazidasadjacentes 
ao reservatório conhecido.
Desenvolvimento
Quando se encontra petróleo, são 
perfurados para produção do campo.
61
Capítulo 1. Perfuração
Tipos de poços Características / finalidades
Injeção
Aumentar a produtividade e longevidade 
dos campos de petróleo. Injeta-se nos 
reservatórios fluidos diversos (água, gás, 
vapor de água, outros).
Especiais
Possuem outra finalidade, diferente das 
anteriores. Por exemplo, os poços-piloto, 
poços que vão permitir a perfuração dos 
poços de desenvolvimento ou de injeção.
Um poço perfurado é semelhante a um telescópio, 
em que a porção mais larga se localiza no topo 
da perfuração. Essa configuração é obtida pelo 
uso seqüencial de brocas de diâmetros diferentes 
(do maior para o menor). As paredes do poço são 
revestidas com tubos de aço conectados entre si, 
perfazendo um conjunto de tubos, denominado 
revestimento. Cada revestimento descido vai do 
fundo à boca do poço. 
Entre os revestimentos e as paredes do poço é 
introduzido cimento, não só para evitar toda e 
qualquer comunicação do reservatório com o 
exterior que não seja feita por dentro do último 
revestimento descido, como para promover o 
isolamento entre as diversas formações perfuradas 
e passadas pelo poço.
Os poços podem ser verticais (inclinados ou 
direcionais) e horizontais. Possuem diferentes 
finalidades, como: produção de hidrocarbonetos, 
injeção de água, gás, vapor ou outro líquido, 
exploração ou reconhecimento geológico ou até 
para monitoramento de subsuperfície.
RESUMINDO...
62
Alta Competência
1) Identifique na ilustração a seguir os principais sistemas de uma 
sonda de perfuração de petróleo.
2) No sistema de perfuração e elevação, a estrutura de sustentação 
da coluna de perfuração é a:
( ) Base.
( ) Subestrutura.
( ) Torre.
( ) Coluna de perfuração.
1.8. Exercícios
63
Capítulo 1. Perfuração
3) O objetivo do sistema de segurança contra erupção é vedar o 
poço, aliviar a pressão e eliminar os fluidos de maneira controlada 
para prevenir um blowout. Outras medidas adotadas para prevenir o 
blowout são:
( ) Iniciar o fluxo do petróleo por acidificação ou fraturamento 
do poço.
( ) Utilizar fluido da perfuração de densidade suficiente para 
conter a pressão da formação.
( ) Evitar o bombeamento para o poço e para os canhoneados 
com fluidos de composição especial.
( ) Descer e cimentar o revestimento.
4) A perfuração possui vários estágios, que incluem perfurações em 
vários diâmetros e cimentação dos revestimentos. Quando os casca-
lhos de rocha recuperados no fluido de perfuração passam a revelar 
a areia oleosa da rocha-reservatório, pode se ter atingido a profundi-
dade final. A coluna de perfuração é removida e alguns testes devem 
ser feitos para confirmar a descoberta. Explique quais são esses testes 
e para que servem.
_______________________________________________________________
_______________________________________________________________
_______________________________________________________________
_______________________________________________________________
_______________________________________________________________
________________________________________________________________
64
Alta Competência
5) Com relação aos sistemas de rotação da coluna de perfuração, re-
lacione os equipamentos e suas respectivas funções. 
( 1 ) Mesa rotativa ( ) Transmitir a rotação proveniente da 
mesa rotativa à coluna de perfuração.
( 2 ) Kelly ( ) Permitir a retirada da coluna com circu-
lação e rotação, perfurando por seção, 
com mais segurança.
( 3 ) Swivel ou cabe-
ça de injeção
( ) Transmitir rotação à coluna de perfu-
ração.
( 4 ) Top drive ( ) Transmitir elevada rotação à broca, 
com baixa rotação de coluna.
( 5 ) Motor de 
fundo
( ) Separar os elementos rotativos dos es-
tacionários nas sondas de perfuração.
6) O sistema responsável por carrear os cascalhos, refrigerar e lubri-
ficar a broca, conter as paredes do poço e evitar a erupção de gás ou 
óleo é o:
( ) Sistema de circulação ou de fluidos.
( ) Sistema de manutenção de fluidos.
( ) Sistema de segurança de poço.
( ) Sistema de monitoramento.
( ) Sistema de controle de fluxo.
65
Capítulo 1. Perfuração
7) Correlacione os tipos de poços e suas características. 
( 1 ) Exploratórios 
(wildcat)
( ) Possuem finalidade diferente, funcionan-
do, por exemplo, como poços-pilotos. 
( 2 ) Estratigráficos 
ou estruturais
( ) Visam a aumentar a produtividade dos 
campos de petróleo através da injeção 
de fluidos diversos. 
( 3 ) Desenvolvi-
mento
( ) Na produção de petróleo, são a maioria 
dos poços perfurados.
( 4 ) Injeção ( ) Não se tem certeza da existência de 
hidrocarbonetos no seu objetivo. 
( 5 ) Especiais ( ) Têm a função de avaliar as litologias 
na subsuperfície e realizar o conheci-
mento geológico da área. 
8) Por que a perfuração direcional é importante?
_______________________________________________________________
_______________________________________________________________
_______________________________________________________________
_______________________________________________________________
_______________________________________________________________
______________________________________________________________________
 
66
Alta Competência
Anular - espaço entre duas colunas, por exemplo, a coluna de perfuração e a parede 
do poço, coluna de revestimento e a parede do poço, ou coluna de produção e 
revestimento. 
Barramento - estrutura para distribuição de energia elétrica.
Beacon - emissor de sinais acústicos, é usado no posicionamento dinâmico de sondas 
semi-submersíveis (SS) e de navios-sonda (NS).
BGP - Base Guia Permanente.
BGT - Base Guia Temporária.
Blowout - erupção descontrolada do poço; risco que ocorre nas operações em poços 
de petróleo, quando a pressão hidrostática não contém a pressão do reservatório e, 
simultaneamente ocorre uma falha dos equipamentos de segurança (BOP ou AN), 
causando o fluxo descontrolado de óleo ou gás para o meio ambiente (atmosfera 
ou fundo do mar).
BOP (Blowout Preventer / preventor de erupções) - equipamento de segurança 
colocado na cabeça do poço durante a intervenção com sonda. Segunda barreira 
de segurança, que permite fechar e controlar o poço, evitando orifício do bloco de 
válvulas onde existem duas válvulas, Master M2, e mais acima, a válvula de pistoneio 
ou Swab S2.
Bucha da mesa - estrutura da mesa rotativa que, acoplada ao kelly, transmite o 
movimento giratório para a coluna de perfuração.
Catarina - bloco de polias móvel; junto com o bloco de coroamento, faz o conjunto 
moitão para elevação da coluna e equipamentos do poço.
Chave flutuante - utilizada para rosquear e desrosquear tubos e conexões, aplicando 
o torque final. 
Chaveta - peça que segura as rodas na extremidade de um eixo; possuem precisão 
de milésimos de milímetros em suas dimensões. 
Compound - transmissão principal da energia gerada nos motores diesel nas sondas 
mecânicas. 
Cunha - instrumento de ferro, cortado em ângulo sólido e que serve para suportar 
a coluna de tubos ou de revestimento na mesa rotativa.
DC (Drill Collar) - comando de perfuração, tubo muito pesado usado para aplicar 
peso sobre a broca.
Dessiltador - conjunto de hidrociclones posicionados após o desarenador com a 
função de retirar partículas inferiores a 74 mícrons do fluido de perfuração.
Domo - estrutura positiva na qual as camadas rochosas mergulham divergentemente 
em todas as direções.
1.9. Glossário
67
Capítulo 1. Perfuração
DMM (Desmontagem, Movimentação, Montagem) - operação de desancoragem, 
reboque/transporte e posterior ancoragem de uma sonda.
DP (Dynamic Positioning) - Sistema de Posicionamento Dinâmico. Recurso de 
auto-posicionamento de uma embarcação, baseado em sistemas de referência 
de posicionamento de superfície (GPS, Artemis, Argo, Syledis etc.); hidroacústicos 
(Simrad, Honewell), deslocamento mecânico (Toutwire)entre outros.
Drill floor - área de trabalho da equipe de sonda. 
Drill pipe (DP) - tubo da coluna de perfuração. 
Falha - abalo das camadas geológicas acompanhado de um desnivelamento 
tectônico de blocos separados. 
Funil up - base guia acoplada aos equipamentos de cabeça de poço, facilita a 
reentrada no poço. 
Hook - gancho. 
Housing - cabeça de poço submarina. Parte da cabeça de poço chamada de alojador 
de alta pressão, onde é travado o BOP ou a ANM.
Influxo - kick. Influxo de óleo, água ou gás da formação para o poço.
Jatear - método de perfuração que consiste em penetrar a coluna com broca por 
jateamento hidráulico nas formações superficiais.
Kelly - elemento da coluna que transmite a rotação proveniente da mesa rotativa 
à coluna de perfuração, pode ter dois tipos de seção: a quadrada (mais comum em 
sondas de terra) e a hexagonal (mais comum em sondas marítimas).
Kick - influxo de óleo, água ou gás da formação para o poço. 
KOP - profundidades dos pontos de início de mudança de inclinação.
Liner - coluna de tubos, rasgados ou lisos, que é descida e que ficará assentada no 
fundo do poço e suspensa pela extremidade inferior do revestimento de produção, 
após a avaliação da zona de interesse e da decisão de se completar o poço. 
Litologia - estudo das rochas sedimentares. 
Log While Drilling (LWD) - método de perfuração no qual a coluna de perfuração 
é equipada com equipamentos eletrônicos que permitem a perfilagem durante a 
perfuração, em tempo real.
Mandril - dispositivo ou acessório instalado na coluna de perfuração ou de produção 
para posicionamento de equipamentos ou conexão e desconexão da coluna.
Measuring While Drilling (MWD) - equipamento de medição e registro de inclinação 
e direção utilizado enquanto se perfura, com registro em tempo real. 
68
Alta Competência
Mesa rotativa (MR) - equipamento que transmite rotação à coluna de perfuração e 
permite o livre deslizamento do kelly no seu interior. Em algumas operações, a mesa 
deve suportar o peso da coluna de perfuração ou outra em utilização. 
Moitão - conjunto de polias que serve para levantar cargas. 
Moon pool - abertura central existente no casco dos navios-sonda e sondas semi-
submersíveis. 
Motor de fundo - sistema alternativo de rotação da broca, muito utilizado na 
perfuração direcional, pois a coluna de perfuração não gira, ou gira com baixa 
rotação, não provocando desgastes nas paredes do poço. 
Mud cleaner - componente do sistema de extração de sólidos, cujo objetivo é reter 
siltes e outras partículas de granulometria fina semelhantes, carreadas pelo fluido 
de perfuração.
NS - Navios-Sonda. Uso na perfuração/completação de poços submarinos. Navio 
equipado com sistemas para intervir em poços submarinos, podendo ser ancorado 
no fundo do mar ou de posicionamento dinâmico.
Offshore - localizado ou operado no mar.
Onshore - localizado ou operado em terra. 
PDC (Diamante Policristalino Compactado) - usado para fazer elementos cortantes 
de broca.
Perfilagem - operação de registro das características das formações geológicas, dos 
fluidos presentes nas formações ou das condições mecânicas do poço, através de 
sensores apropriados, cuja resposta é transmitida para a superfície através de cabos 
elétricos (N-2757) / (N-2352). 
Poço de alívio - poço direcional perfurado com a finalidade de combater um blowout 
em outro poço; por ele será injetado fluido de amortecimento diretamente na 
formação.
Polia - bloco de coroamento; jogo de polias do bloco de coroamento.
Reológica - referente à reologia, ou seja, parte da física que investiga as propriedades 
e o comportamento mecânico dos líquidos. Propriedades reológicas do fluido. 
ROV (Remote Operator Vehicle) - robô submarino de controle remoto.
Riser - elemento de manobra de descida de equipamentos no poço. Provê acesso 
vertical com completa integridade de pressão às linhas de produção e anular.
Rocha-reservatório - rocha permeável e porosa onde está armazenado o petróleo. 
Salino - rochas salinas, rochas sedimentares solúveis na água, provenientes da 
evaporação da água do mar em lagunas (gesso, sal-gema, sais de potássio). 
69
Capítulo 1. Perfuração
Sapata - extremidade da coluna de revestimento, geralmente é flutuante, com 
uma válvula de pé que impede o fluxo reverso. 
SCR - controlador de silício; retificador de corrente. Equipamento do sistema 
motor das sondas elétricas, o qual transforma a corrente alternada em contínua, 
permitindo a utilização de motores de corrente contínua e melhor controle dos 
equipamentos.
Slenders - poços simplificados.
SM - Sonda Modulada. 
SS - Sonda Semi-Submersível. 
Sulco - quebra da superfície da água, feita pela passagem de uma embarcação; 
esteira. 
Talha - aparelho constituído por um jogo de roldanas de diâmetros diferentes e 
destinado a levantar pesos; moitão, cadernal. 
Tambor - cilindro em que se enrola o cabo nos guindastes e no guincho da sonda.
TLP - Tension Leg Plataform.
Top-drive - sistema alternativo de rotação da broca, composto de motor 
hidráulico.
Trado - ferramenta reforçada para trabalhos mais pesados, como a perfuração de 
dormentes, caibros, barrotes etc. Broca de dois cortadores fixos.
Transponder - repetidor de radiofreqüência.
Treliça - sistema de vigas cruzadas empregado no travejamento das pontes e nas 
torres. 
TVD - profundidades medidas e verticais.
Underreamer - operação de se alargar um poço abaixo da medida da sapata 
de revestimento, usando um alargador de corte inferior com cortadores de 
expansão, acionados pela pressão do fluido circulante. Equipamento que 
permite fazer essa operação. 
X-over - tubo curto, luva, usado para fazer conversão de rosca; substituto conversor 
de roscas, permite compor a coluna com tubos de roscas diferentes.
70
Alta Competência
BOURGOYNE JR., Adam et al. Applied Drilling Engineering. 2nd edition. Society of 
Petroleum Engineers: Richardson, Texas, EUA, 1991. 
IBIAPINA, Joaquim Leite; WATANABE, Márcio Koki. Equipamentos do Sistema de 
Controle de Poço Superfície. Apostila. Petrobras. 2004.
INTERNATIONAL ASSOCIATION OF DRILLING CONTRACTORS. IADC Drilling Manual. 
IADC Publications: Houston, Texas, EUA, 2000.
MARTINS, Márcio. Introdução à Exploração e Produção de Petróleo. Apostila. 
Petrobras. Rio de Janeiro: 2005.
NORTEC. Abandono de poço, N-2730. Subcomissão SC-37, Segurança de Poços. Rio 
de Janeiro, 2003.
NORTEC. Equipamentos do sistema de controle de poços das sondas de perfuração, 
completação e intervenção em poços de petróleo, N-2753. Subcomissão SC-37, 
Segurança de Poços. Rio de Janeiro, 2004.
NORTEC. Prevenção e controle de blowout, N-2093. Subcomissão SC-37, Segurança 
de Poços. Rio de Janeiro, 2004.
NORTEC. Prevenção e controle de kicks, N-2755. Subcomissão SC-37, Segurança de 
Poços. Rio de Janeiro, 2004.
NORTEC. Segurança de poço para projetos de perfuração marítima, N-2752. 
Subcomissão SC-37, Segurança de Poços. Rio de Janeiro, 2006.
NORTEC. Segurança em testes de formação e de produção, N-2253. Subcomissão 
SC-37, Segurança de Poços. Rio de Janeiro, 2006.
NORTEC. Segurança na operação de poços para explotação de hidrocarbonetos, 
N-2765. Subcomissão SC-37, Segurança de Poços. Rio de Janeiro, 2006.
ROSA, Adalberto José et al. Noções de Reservatório de Petróleo. Apostila. 
Petrobras. 1999.
SANTOS, Otto Luiz Alcântara. Manual de Treinamento em Controle de Poço. 
Apostila. Petrobras. 2002.
SILVA FILHO, Hercílio Pereira da; SILVA, Alfonso Humberto Celia. Cadeia Produtiva 
do Petróleo. Apostila. Petrobras. UN-BC. Rio de Janeiro: 2005. 
THOMAS, José Eduardo et al. Fundamentos de Engenharia de Petróleo. Rio de 
Janeiro: Interciência, 2001.
 
1.10. Bibliografia
71
Capítulo 1. Perfuração
1) Identifique, na ilustração a seguir, os principais sistemas de uma sonda de 
perfuração de petróleo. 
Mesa
rotativaSistema de segurança 
contra erupção (BOP)
Fluído de perfuração 
e sedimentos
Bomba para circulação 
de fluídos
Torre
Comandos
Tubos sobressalentes
Coluna de perfuraçãoRevestimento
Gerador de
eletricidade
Broca
2) No sistema de perfuração e elevação, a estrutura de sustentação da coluna de 
perfuração é a:
( ) Base.
( ) Subestrutura.
( X ) Torre.
( ) Coluna de perfuração.
3) O objetivo do sistema de segurança contra erupção é vedar o poço, aliviar a 
pressão e eliminar os fluidos de maneira controlada para prevenir um blowout. 
Outras medidas adotadas para prevenir o blowout são:
( ) Iniciar o fluxo do petróleo por acidificação ou fraturamento do poço.
( X ) Utilizar fluido da perfuração de densidade suficiente para conter a pressão 
da formação.
( ) Evitar o bombeamento para o poço e para os canhoneados com fluidos de 
composição especial.
( ) Descer e cimentar o revestimento.
1.11. Gabarito
72
Alta Competência
4) A perfuração possui vários estágios, que incluem perfurações em vários diâmetros 
e cimentação dos revestimentos. Quando os cascalhos de rocha recuperados no 
fluido de perfuração passam a revelar a areia oleosa da rocha-reservatório, pode 
se ter atingido a profundidade final. A coluna de perfuração é removida e alguns 
testes devem ser feitos para confirmar a descoberta. Explique quais são esses testes 
e para que servem.
É efetuada a perfilagem do poço para confirmar a existência da rocha-reservatório, 
sua porosidade e a presença de hidrocarbonetos. Pode-se coletar amostra do fluido 
da formação. Depois da descida e cimentação do revestimento podem ser feitos 
testes de produção do poço, TFR.
5) Com relação aos sistemas de rotação da coluna de perfuração, relacione os 
equipamentos e suas respectivas funções.
( 1 ) Mesa 
rotativa
( 2 ) Transmitir a rotação proveniente da mesa rotativa à 
coluna de perfuração.
( 2 ) Kelly ( 4 ) Permitir a retirada da coluna com circulação e rotação, 
perfurando por seção, com mais segurança.
( 3 ) Swivel ou 
cabeça de 
injeção
( 1 ) Transmitir rotação à coluna de perfuração.
( 4 ) Top drive ( 5 ) Transmitir elevada rotação à broca, com baixa rotação 
de coluna.
( 5 ) Motor de 
fundo
( 3 ) Separar os elementos rotativos dos estacionários nas 
sondas de perfuração.
6) O sistema responsável por carrear o cascalho, refrigerar e lubrificar a broca, 
conter as paredes do poço e evitar a erupção de gás ou óleo é o:
( X ) Sistema de circulação ou de fluidos.
( ) Sistema de manutenção de fluidos.
( ) Sistema de segurança de poço.
( ) Sistema de monitoramento.
( ) Sistema de controle de fluxo.
7) Correlacione os tipos de poços e suas características. 
( 1 ) Exploratórios 
(wildcat)
( 5 ) Possuem finalidade diferente, funcionando, por 
exemplo, como poços-pilotos. 
( 2 ) Estratigráficos 
ou estruturais
( 4 ) Visam a aumentar a produtividade dos campos de 
petróleo através da injeção de fluidos diversos. 
( 3 ) Desenvolvimento ( 3 ) Na produção de petróleo são a maioria dos poços 
perfurados.
( 4 ) Injeção ( 1 ) Não se tem certeza da existência de hidrocarbo-
netos no seu objetivo. 
( 5 ) Especiais ( 2 ) Têm a função de avaliar as litologias na subsuperfície 
e realizar o conhecimento geológico da área. 
73
Capítulo 1. Perfuração
8) Por que a perfuração direcional é importante?
Porque esta técnica permite desviar a trajetória de um poço da vertical para 
atingir objetivos que não estejam diretamente localizados abaixo da superfície. 
Além disso, podem atingir formações produtoras inacessíveis e perfurar, de um 
mesmo ponto, vários poços, como é o caso da produção através das plataformas 
marítimas. Essa técnica permite a perfuração de poços horizontais.
C
ap
ít
u
lo
 2
Completação
Ao final desse capítulo, o treinando poderá:
• Explicar o conceito de completação;
• Diferenciar os tipos de completação;
• Identificar as etapas de uma intervenção de completação; 
• Explicar o funcionamento da coluna de produção (COP);
• Identificar e distinguir alguns equipamentos de subsuperfície e 
de superfície, bem como suas funções;
• Identificar as operações de manutenção de poços (workover).
76
Alta Competência
Capítulo 2. Completação
77
2. Completação
Para que um poço produza óleo ou gás natural, após a perfuração é necessária a execução de algumas etapas. Dentre essas etapas, a completação se destaca, pois envolve as operações básicas 
para se concluir o poço.
A completação tem o objetivo de equipar o poço para a produção de 
óleo ou gás ou para injetar fluidos no reservatório, preparando-o para 
a produção. Trata-se de uma intervenção subseqüente à perfuração 
de um poço que, ao conectar o reservatório de hidrocarbonetos à 
unidade estacionária de produção, permite que seja conectado de 
maneira segura e controlada. Essa operação consiste na instalação de 
equipamentos - tanto no interior do poço de petróleo, como também 
no seu exterior - responsáveis pelo controle da vazão dos fluidos e 
funções auxiliares como aquisição de dados, controle da produção de 
areia e elevação artificial. 
Na completação, o poço é condicionado, o revestimento limpo e 
raspado, a qualidade da cimentação primária é pesquisada. Além 
disso, é canhoneado na zona de interesse e equipado com uma coluna 
de produção ou injeção. 
Uma boa completação deve oferecer:
Segurança na operação do poço, seja durante as intervenções • 
ou durante a vida produtiva do poço;
Proteção do meio ambiente, evitando derramamento de óleo • 
ou escape de gases para a atmosfera;
Possibilidade de se obter a maior vazão de óleo/gás permitida • 
pelo gerenciamento do reservatório, otimizando a produção 
do poço;
A maior longevidade possível, reduzindo o número de • 
intervenções futuras no poço e, conseqüentemente, reduzindo 
o custo total do projeto;
78
Alta Competência
Facilidade para futuras intervenções (• registro de pressão, 
substituição de equipamentos de elevação artificial etc.);
O menor custo possível e o mínimo de complexidade necessária. • 
2.1. Tipos de completação
As intervenções posteriores à perfuração do poço podem ser 
classificadas como operações de investimento ou como operações de 
manutenção. 
Nas operações de investimento, equipamentos são instalados ou 
operações com intuito de concluir o poço e equipá-lo para sua 
finalidade (produção de hidrocarbonetos ou injeção de água, gás ou 
vapor) são realizadas.
As operações de manutenção - workover - ocorrem em poços já em 
operação, a fim de recuperar uma condição melhor de produção.
2.1.1. Operações de investimento
São operações que visam verificar as condições de reservatório e a 
equipagem do poço na intervenção após a perfuração ou modificar a 
finalidade do poço em intervenção posterior.
Podem ser classificadas em operações de completação, avaliação e 
recompletação, a seguir explicadas. 
a) Completação
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 ou injeção de fluidos. 
Capítulo 2. Completação
79
Quanto ao tipo, a completação do poço pode ser classificada em:
Completação seca•	 : quando a cabeça do poço e a árvore 
de natal (conjunto de válvulas de segurança e controle do 
fluxo) estão na superfície terrestre ou na plataforma de 
produção marítima.
Completação molhada•	 : quando a cabeça do poço e a árvore de 
natal são submarinas, no leito do fundo marinho.
b) Avaliação
Atividade realizada com o objetivo de avaliar a formação produtora, 
para definir os parâmetros da formação (permeabilidade, 
dano etc.), constatar a procedência dos fluidos e o Índice de 
Produtividade (IP), capacidade produtiva do reservatório e do 
poço, ou Índice de Injetividade (II), capacidade de injetividade da 
formação ou do poço.
As principais operações de avaliação são: 
Teste de formação a poço aberto (TF)•	 : teste realizado em 
poço não revestido com o intuito de conhecer a capacidade 
produtiva do reservatório e definir a economicidade da área 
explorada, comum em poços e em terra. As medições de pressão 
e temperatura,bem como o fechamento do poço são feitos no 
fundo do poço. 
Teste de formação a poço revestido (TFR):•	 teste realizado em 
poços já revestidos e completados, com intuito de conhecer a 
capacidade produtiva e demais parâmetros do reservatório. 
Informações que corroboram a engenharia de reservatório 
quanto à economicidade, dimensões e características do 
reservatório e fluidos existentes. As medições de pressão e 
temperatura, bem como o fechamento do poço são feitos no 
fundo do poço. 
80
Alta Competência
Teste de Produção (TP)•	 : teste que consiste em medir pressão e 
temperatura no fundo do poço e vazões e volumes produzidos 
na superfície, com fechamento da superfície, com o intuito de 
conhecer a capacidade de produção do poço e alguns parâmetros 
de reservatório e dos fluidos produzidos. 
Teste de Injetividade (TI)•	 : teste que consiste em medir a 
pressão, vazão e volumes injetados para conhecer a capacidade 
de injeção de fluido (água ou gás) no poço e reservatório e 
alguns parâmetros de reservatório.
c) Recompletação
É uma operação de investimento posterior a completação, durante 
a vida produtiva do poço. Essa operação é efetuada em poços que 
podem produzir em mais de uma formação geológica. Assim, quando 
o interesse em se produzir (ou injetar) em uma destas formações é 
concluído, o poço é recompletado para produzir (ou injetar) na nova 
formação. A recompletação também é executada quando se deseja 
converter um poço produtor em injetor (de água, gás, vapor etc.) ou 
vice-versa.
2.1.2. Operações de manutenção
É o conjunto de operações realizadas no poço depois da completação 
inicial, durante sua vida produtiva, com o objetivo de corrigir 
problemas de modo a permitir que a produção (ou injeção) de fluidos 
retorne ao nível normal ou operacional. As operações de manutenção 
podem ser de avaliação, limpeza, restauração, estimulação, mudança 
de método de elevação e abandono. São conhecidas como operações 
de workover.
As causas principais geradoras de intervenções são:
Baixa produtividade;• 
Produção excessiva de gás;• 
Produção excessiva de água;• 
Capítulo 2. Completação
81
Produção de areia;• 
Falhas mecânicas na coluna de produção ou revestimento.• 
As operações de workover no mar em poços de completação molhada 
são conhecidas como heavy workover, quando o poço é desequipado 
e se opera com BOP submarino ou light workover quando se opera 
através da árvore de natal molhada (ANM) sem substituí-la ou a 
coluna do poço.
a) Avaliação
Operacionalmente, é idêntica à avaliação de investimento, 
atividade executada visando a definir os parâmetros da formação, 
verificar a procedência dos fluidos e o Índice de Produtividade 
(IP) ou Índice de Injetividade (II) dos poços. A diferença é que nas 
avaliações de investimento, o poço avaliado é recém-perfurado e 
não necessariamente completado, visto que a própria operação 
de avaliação pode definir pela economicidade do poço ou não. 
Nas operações de manutenção, o poço já é produtor (ou injetor) 
e a operação de avaliação é realizada para monitoramento do 
poço ou reservatório.
As principais operações de avaliação são: 
Teste de Formação a poço revestido (TFR)•	 : semelhante ao TFR 
realizado na completação do poço; 
Teste de Produção (TP)•	 : semelhante ao TP realizado na 
completação do poço; 
Teste de Injetividade (TI)•	 : semelhante ao TI realizado na 
completação do poço; 
Registro de Pressão (RP)•	 : registro de pressão de fundo de poço 
e de superfície em fluxo ou estática;
Medição de Produção (MP)•	 : registro da vazão e volume 
produzido no poço, em função das pressões de fluxo na cabeça 
no poço. 
82
Alta Competência
b) Limpeza
A intervenção, nesse caso, limita-se a operações dentro do poço, tais 
como substituição ou reparo da coluna de produção, substituição da 
bomba de elevação de petróleo. Não há alteração das suas condições 
mecânicas, isto é, o poço continua produzindo (ou injetando) no 
mesmo intervalo e com as mesmas condições existentes antes da 
intervenção.
c) Restauração
É a intervenção com o objetivo de fazer algum tipo de operação 
no reservatório, nos canhoneados ou no revestimento, como 
ampliação de canhoneados ou recanhoneio, isolamento de algum 
intervalo, injeção de antiincrustante etc., ou seja, há uma alteração 
nas condições mecânicas do poço.
d) Estimulação
Operação cujo objetivo é aumentar a produtividade (ou 
injetividade) de um poço, através de tratamentos químicos ou 
mecânicos, tais como:
Injeção de um ácido ou solvente orgânico no reservatório para • 
aumentar a transmissibilidade da formação;
Tratamentos mecânicos, como o fraturamento da rocha para • 
aumentar a sua permeabilidade localizada. 
Em última análise, não deixa de ser uma restauração, pois 
intervindo no reservatório, provoca melhoria no fluxo nas 
proximidades do poço.
e) Mudança de método de elevação
Intervenção que tem como objetivo a substituição de um método de 
elevação por outro (de poço surgente para equipado com BCS, por 
exemplo). Pode ser considerada uma intervenção de investimento, 
dependendo do projeto no qual esteja inserida.
Capítulo 2. Completação
83
f) Abandono, ou seja, fechar um poço que não esteja em condições 
de operar
O abandono realizado com tampões mecânicos ou de cimento pode ser 
realizado por causa de problemas de segurança, por economicidade 
do projeto ou do poço ou para encerrar a operação do poço ou 
concessão e devolvê-lo à Agência Nacional do Petróleo (ANP).
O abandono pode ser:
Definitivo•	 : quando o poço não será mais utilizado;
Provisório•	 : quando há a previsão ou a possibilidade de retorno 
ao poço no futuro.
2.2. Métodos de completação
A completação de poços consiste em preparar e equipar o poço 
para colocá-lo em produção. A completação pode ser classificada 
quanto ao posicionamento da cabeça do poço, às características do 
revestimento de produção e ao número de zonas explotadas.
2.2.1. Quanto ao posicionamento da cabeça dos poços 
Uma das características das reservas petrolíferas brasileiras é a de 
se apresentarem tanto como lâminas d’água rasas quanto como 
profundas. Diferenças importantes na maneira como um poço é 
perfurado e completado resultam disso, principalmente no que se 
refere aos Sistemas de Cabeça do Poço Submarino (SCPS) e ao tipo de 
árvore de natal utilizada pela completação. Os sistemas de cabeça de 
poço são utilizados pela perfuração e as árvores de natal podem ser 
do tipo molhada (ANM) ou convencional (ANC).
Duas situações distintas apresentam-se no mar. Na primeira, em águas 
mais rasas, tem-se o caso em que é técnica e economicamente viável 
trazer a cabeça do poço para a superfície, efetuando-se a completação 
convencional ou seca. Nesse caso, é imprescindível escorá-la com uma 
jaqueta apoiada no fundo do mar ou tracionar o poço a partir do 
convés de uma unidade flutuante especial (tension leg plataform). 
84
Alta Competência
Ainda em águas rasas, se for decidido deixar a cabeça do poço no 
fundo do mar, faz-se a completação com árvore de natal molhada 
(ANM) através de plataformas auto-elevatórias, plataformas semi-
submersíveis ou navios-sonda ancorados.
Numa segunda situação, apresenta-se o caso de águas mais 
profundas, em que é inviável trazer a cabeça do poço para a 
superfície, sendo, portanto, indispensável deixá-la no fundo do 
mar, equipada com ANM. Nesse caso, as mesmas plataformas 
semi-submersíveis ou navios-sonda de posicionamento dinâmico 
empregadas durante a perfuração são utilizadas para a execução 
dos serviços de completação.
Em ambos os casos tem-se uma sonda instalada sobre a plataforma 
para a execução dos serviços de completação.
Padrões de perfuração e completação
Perfuração Completação Árvore
Lâmina 
d’água
Mudline (ML) ou 
através de jaqueta
Plataforma auto-elevável (PA) ANC < 100m
Sonda de Produção Marítima (SPM) / 
Sonda Modulada (SM)
ANC < 150m
Mudline (ML)
Plataforma auto-elevável (PA) DO1 < 120m
Semi-submersível (SS) / 
Navio-sonda (NS)
DO2 < 120m
Guideline(GL)
SS / NS ancorados DO3 < 120m
SS / NS ancorados DA < 300m
SS / NS ancorados DL < 400m
SS / NS ancorados DLL < 600m
Guidelineless (GLL)
SS ancorada GLL < 1.000m
SS / NS posicionamento dinâmico (DP) GLL > 600m
2.2.2. Quanto ao revestimento de produção
Buscando atender os requisitos básicos de economicidade, 
praticidade, durabilidade e segurança, as completações podem ser 
realizadas de acordo com os métodos a seguir. Tais métodos referem-
se às configurações básicas do poço e interação com a formação, que 
Capítulo 2. Completação
85
por serem aplicáveis a cada situação específica podem apresentar 
variações, tornando-os bem mais sofisticados. 
Quanto ao revestimento de produção, uma completação pode ser:
a) A poço aberto
Durante a perfuração, ao se atingir o topo da zona produtora, o 
revestimento de produção é descido e cimentado. Em seguida, a 
zona produtora é perfurada até a profundidade final, colocando-se, 
então, o poço em produção com a zona totalmente aberta. Caso seja 
necessário, um novo revestimento ou liner de produção poderá ser 
assentado posteriormente, convertendo o método em um dos outros 
três citados. 
Obviamente, o método a poço aberto é aplicável somente às formações 
totalmente competentes: embasamentos fraturados, calcários, 
dolomitas e arenitos muito bem consolidados. O intervalo produtor 
não pode ser muito espesso, a menos que a formação produtora 
tenha características permoporosas homogêneas e contenha um 
único fluido. 
As principais vantagens desse método são:
Maior área aberta ao fluxo; • 
Economia de revestimento e • canhoneio;
Minimização do 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. 
Quanto às desvantagens, a mais importante é a impossibilidade de 
se colocar em produção somente parte do intervalo aberto, visto que 
não são poucas vezes em que estão presentes, simultaneamente, 
óleo, água e gás, sendo normalmente o único interesse voltado para 
a produção do óleo.
86
Alta Competência
b) Com liner rasgado ou canhoneado
Liner é uma coluna de tubos – rasgados ou lisos – que é descida e 
que ficará assentada no fundo do poço e suspensa pela extremidade 
inferior do revestimento de produção, após a avaliação da zona 
de interesse e da decisão de se completar o poço. Quando o liner é 
utilizado, a coluna de revestimento anterior (de produção) é assentada 
e cimentada acima do topo da zona de interesse, prosseguindo-se 
posteriormente a perfuração até a profundidade final prevista. 
ATENÇÃO
Liner é uma seção de revestimentos ancorada no 
interior do poço, na última coluna de revestimentos, e 
que não sobe até a superfície. Há dois tipos de liners:
a) Liners de perfuração - são liners intermediários, 
descidos no poço com o objetivo de proteger uma 
zona de perda de circulação ou própria de pressões 
anormais, que comprometeriam a segurança do poço 
ou das operações subseqüentes da perfuração, caso 
permanecessem descobertas; 
b) Liners de produção - são usados para cobrir uma 
zona produtora, em complemento de uma coluna de 
revestimento de produção. 
As principais vantagens e desvantagens desse método são similares 
às do poço aberto, porém, com alguns acréscimos. 
Em relação às vantagens, cabe destacar o fato de que a completação 
com liner rasgado sustenta as paredes do poço em frente da 
zona produtora. Quanto às desvantagens, ressalta-se o fato de a 
completação com liner rasgado resultar em uma redução do diâmetro 
do poço frente à zona produtora. Esta última, embora em desuso 
nos poços convencionais, pode encontrar uma boa aplicação em 
poços horizontais.
Capítulo 2. Completação
87
No caso do liner com tubos lisos, ou seja, cimentado – característica 
que o difere do liner rasgado – as vantagens e desvantagens são 
similares às do revestimento canhoneado, podendo ser acrescentado 
nas vantagens o menor custo com revestimento, e nas desvantagens 
a mudança de diâmetros dentro do poço, gerando dificuldades para 
passagem de equipamentos. 
c) Com revestimento canhoneado
Perfurado o poço até a profundidade final e avaliada a zona como 
produtora comercial de óleo e/ou gás, o revestimento de produção é 
descido até o fundo do poço, sendo em seguida cimentado. 
Posteriormente, o revestimento defronte dos intervalos de 
interesse é canhoneado por meio da utilização de cargas explosivas, 
colocando, assim, o reservatório produtor em comunicação com o 
interior do poço. 
As vantagens desse método são:
Seletividade, tanto na produção quanto na injeção de fluidos • 
na formação;
Êxito das operações de restauração;• 
Diâmetro único em todo o poço;• 
Controle de formações desmoronáveis. • 
E em relação às desvantagens, temos: 
Custo do • canhoneio; 
Eficiência dependente de uma adequada operação de • 
cimentação e canhoneio;
Redução da produtividade devido ao dano provocado nas • 
imediações do poço por filtrado da pasta de cimento.
88
Alta Competência
 
 
(c)(a) (b)
 
Métodos de completação 
(a) Poço aberto (b) Liner rasgado (c) Liner canhoneado
2.2.3. Quanto ao número de zonas explotadas
Sob este aspecto, as completações podem ser simples, seletivas ou 
duplas: 
a) Simples
Caracterizam-se pelo poço possuir uma tubulação descida pelo interior 
do revestimento de produção da superfície até próximo à formação 
produtora. Essa tubulação, acompanhada de outros equipamentos, 
denomina-se coluna de produção. Esse tipo de completação possibilita 
produzir, de modo controlado e independente, somente uma zona 
de interesse. Cabe destacar que duas zonas podem ser colocadas em 
produção pela mesma coluna. Entretanto, isso não é recomendado, 
pois prejudica o controle dos reservatórios.
b) Seletiva
Neste caso, somente uma coluna de produção é descida e equipada 
de forma a permitir a produção de várias zonas ou reservatórios 
seletivamente, ou seja, uma por vez. Disso resulta o perfeito controle 
dos fluidos produzidos em cada reservatório, bem como a facilidade 
operacional de se alterar a zona em produção. Atualmente, existem 
válvulas de controle hidráulico ou elétrico que permitem modificar as 
condições de fluxo de fundo de poço, acionando-se, da plataforma 
de produção, método de equipagem conhecido por completação 
inteligente.
Capítulo 2. Completação
89
c) Dupla
Esse tipo de completação, ainda não utilizado em poços marítimos, 
possibilita produzir, simultaneamente, em um mesmo poço, duas zonas 
ou reservatórios diferentes, de modo controlado e independente, 
tanto no que diz respeito a volumes produzidos como a pressões, 
razões gás/óleo e óleo/água etc. Isso só é possível instalando-se duas 
colunas de produção com obturadores (packers).
(c) dupla(b) seletiva(a) simples
Tipos de completação
As principais vantagens da completação dupla 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;• 
Redução do tempo de utilização dos equipamentos e • 
tubulações;
Liberação mais rápida do investimento para novas aplicações;• 
Redução do número de poços necessários para drenar as • 
diversas zonas produtoras. 
90
Alta Competência
As principais desvantagens da completação dupla são: 
Maior dificuldade na seleção e utilização dos equipamentos, • 
com maiores possibilidades de problemas;
Embora menos freqüentes, as restaurações são mais • 
complexas;
Maior dificuldade na aplicação dos métodos artificiais de • 
elevação.
2.3. Etapas de uma completação
Ao final da perfuração, o poço é abandonado temporariamente 
para posterior completação. As etapas seqüenciais de uma 
completação estão apresentadas a seguir. Vale lembrar que para 
realizar essas operações no poço pode ser necessária uma sonda 
similar a que o perfurou.
As fasesda completação com árvore de natal convencional, cujo 
método de elevação artificial utilizado é o gas-lift, são as seguintes:
Instalação dos equipamentos de segurança para controle • 
do poço;
Condicionamento do revestimento de produção até o topo do • 
liner, utilizando água do mar;
Condicionamento do • liner e substituição do fluido nele contido 
por fluido de completação (FC).
2.3.1. Fases da completação
As fases de uma completação típica são as seguintes:
Verificação e correção, se necessária, da qualidade da • 
cimentação primária realizada no final da perfuração;
Capítulo 2. Completação
91
Canhoneio• na zona de interesse, para que o reservatório 
seja comunicado com o interior do revestimento de produção, 
permitindo produção dos fluidos do reservatório;
Avaliação das formações, através de um • teste de formação a 
poço revestido (TFR), se solicitado;
Descida da cauda de produção, geralmente com coluna de • 
trabalho (COT). A cauda de produção tem o objetivo de isolar 
a formação, possibilitando a retirada apenas da parte superior 
da coluna de produção numa futura intervenção, sendo que a 
extremidade da coluna deve se posicionar aproximadamente 30 
metros acima do topo da zona de interesse;
Retirada da coluna de trabalho, com a • camisa do TSR;
Instalação dos equipamentos no interior do poço para garantir • 
a produção de forma segura e eficiente;
Instalação da árvore de natal (convencional ou molhada);• 
Indução de • surgência para que o poço entre em fluxo, injetando-
se gás pelo anular. Pode-se, também, utilizar o flexitubo e injetar 
gás diretamente no interior da coluna.
92
Alta Competência
Fluido de
completação
Cimentação
primária
CBL/VDL/GR/CCL
Gás
Óleo
Água
CCL
R1 (3 pés)
R2 (5 pés)
Avaliação da qualidade da cimentação (perfis 
CBL / VDL / CEL ou ultra-sônicos).
Cabo
elétrico
Canhão
Gás
Óleo
Água
CCL
Jatos
Canhoneio convencional a cabo da zona de 
interesse ou com coluna (TCP)
 
Água
GÁS
Óleo
TSRPacker
hidráulico
Sliding sleeveStanding 
valve +
nipple R
Descida da cauda de produção, efetuada 
geralmente com coluna de trabalho.
Água
Gás
Óleo
Mandris de
gas-lift
DHSV
Equipagem do poço, com coluna para produção 
por gas-lift.
Capítulo 2. Completação
93
Água
Gás
Óleo
Camisa
do TSR
Standing 
valve +
nipple R
Mandril
do TSR
Retirada da coluna de trabalho, com a camisa 
do TSR.
Água
Óleo
Válvula
de teste
Válvula de 
circulação
P & T Packer
Gás
Amostrador
Avaliação da formação de interesse com 
coluna especial para TFR.
Água
Gás
Óleo
Flexitubo
DHSV
Induzindo surgência em um poço com auxílio 
de flexitubo.
Água
Gás
Óleo
BCS
Packer duplo
Cabo
Elétrico
Poço equipado com BCS, bastando ligar 
bomba para indução da surgência.
94
Alta Competência
Água
Gás
Óleo
PWF
PE
Válvulas de
pressão
fechadas
Válvula de
orifício 
Gás atinge a válvula operadora (poço surgente) 
e a 1ª e a 2ª válvulas fecham.
Água
Gás
Óleo
ANM’s D03, DL,
DA, LA, GLLANC e
ANM’s
D01, D02
Início da indução de surgência, com injeção de 
gás no anular.
2.3.2. Produção do reservatório ao poço
Os depósitos petrolíferos existentes nas rochas-reservatórios estão 
sujeitos à pressão, seja da água localizada sob eles, seja do gás 
acumulado sobre eles ou dissolvido no óleo. Quando o poço atinge 
a zona petrolífera, a pressão força o óleo para o interior do poço até 
que o mesmo chegue à superfície. Enquanto durar a pressão, o óleo 
é impelido, naturalmente, para o exterior. Nessa condição, diz-se que 
o poço produz por surgência natural. 
Se a pressão do reservatório começa a diminuir, vai se reduzindo 
a quantidade de óleo produzida. Tão logo não haja mais força 
suficiente para impulsionar o óleo até a superfície, lança-se mão de 
recursos artificiais de elevação ou mesmo antes, para aumentar a 
produtividade do poço. 
Capítulo 2. Completação
95
2.3.3. Condicionamento do revestimento e poço
Na reentrada no poço, com vistas à sua completação, depois da 
sonda estar posicionada, retira-se a capa de abandono, limpa-se a 
cabeça do poço e instala-se o BOP (o mesmo utilizado na perfuração) 
conectando-o diretamente à cabeça de poço, com o objetivo de 
possibilitar o acesso ao seu interior com toda a segurança necessária 
para execução das demais fases.
Uma vez instalado os equipamentos de segurança, condiciona-se o 
revestimento de produção. São descidos broca e raspador. A broca é 
utilizada para cortar os tampões de cimento ou mecânicos deixados 
no interior do poço abandonado pela perfuração. Conclui-se essa 
fase com a substituição do fluido que se encontra no interior do poço 
pelo fluido de completação (FC).
O fluido de completação é, basicamente, uma solução salina, isenta 
de sólidos, compatível com a formação e com os fluidos nela contidos, 
de forma a não causar danos à formação e de fornecer pressão 
hidrostática no interior do poço um pouco superior à pressão estática 
das formações.
2.3.4. Pesquisa da cimentação primária
A cimentação tem o objetivo de promover a 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. Além disso, a cimentação propicia suporte 
mecânico ao revestimento.
A pesquisa da qualidade da cimentação tem por finalidade inferir 
a existência ou não de intercomunicações entre os intervalos de 
interesse. Para avaliar a qualidade da cimentação são utilizados perfis 
acústicos que medem a aderência do cimento ao revestimento, e do 
cimento à formação. Em função da interpretação dos perfis obtidos, 
decide-se quanto à necessidade ou não de correção da cimentação.
96
Alta Competência
Composição
Fluido
Revestimento
Cimento
Formação
Ferramenta acústica para perfilagem CBL/VDL. 
Respostas acústicas em diferentes meios de propagação
Fo
n
te: Petro
b
ras
Perfil típico CBL/VDL/ GR/CCL para pesquisa e 
verificação da qualidade da cimentação
Capítulo 2. Completação
97
2.3.5. Canhoneio
A função do canhoneio é perfurar, simultaneamente: o 
revestimento, o cimento que há entre o revestimento e a formação. 
Além disso, tem que ultrapassar a zona de invasão de filtrado que 
ocorre durante a perfuração e que é danificada. Feito isso, ainda 
irá penetrar algumas polegadas na rocha produtora.
A idéia mais comum é que o canhoneio seja feito pelo disparo de 
projéteis contra o revestimento, mas isso não ocorre. Na verdade, o 
canhão é formado por cargas moldadas que, ao serem detonadas, 
não explodem pura e simplesmente, mas devido à geometria de sua 
construção concentram toda a sua potência em uma única direção, 
acarretando um jato de plasma com espantosa velocidade e pressão, 
acima de 4.000.000 psi, 272.000 atm.
Os principais tipos de canhoneio são: 
a) Convencional
As cargas são montadas dentro de recipientes que as isolam do fluido 
do poço à pressão atmosférica. Os canhões são descidos e disparados 
por cabo elétrico.
b) Tubing Conveyed Perforation (TCP)
O sistema Tubing Conveyed Perforation (TCP) é descido na 
extremidade de uma coluna de tubos e os canhões são de grande 
diâmetro e alta densidade de disparos.
c) Thrutubing
É um canhão montado para descer, com cabo elétrico, através da 
coluna de produção. Em alguns casos, inclusive, é disparado de dentro 
da coluna. A principal vantagem é que não é necessário desequipar o 
poço para efetuar o canhoneio.
98
Alta Competência
a b c
Tipos de canhão: Thrutubing (a), TCP (b) e canhão convencional a cabo (c). 
Detalhe do canhão convencional: descido c/cabo elétrico; cargas explosivas distribuídas 
em fase de 90°; cordão detonante interligando as cargas.
Fo
n
te: Petro
b
ras
2.3.6. Indução de surgência
É o conjunto de operações que visa à redução hidrostática do 
fluido de completação ou de amortecimento a um valor inferior à 
pressão estática da formação, de modo que o poço tenha condições 
de surgência. 
Pode ser dividida em quatro grupos: 
Indução através das válvulas de • gas-lift; 
Induçãoatravés de flexitubo; • 
Indução pela substituição do fluido da coluna por outro fluido • 
mais leve; 
Indução por pistoneio. • 
Capítulo 2. Completação
99
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 posteriormente para o interior da coluna, de 
forma controlada, através de equipamentos especiais instalados 
na coluna de produção, chamados de válvulas de gas-lift. 
No segundo método, o gás é injetado por uma tubulação metálica 
flexível, descida pelo interior da coluna de produção, gaseificando 
o fluido na coluna e promovendo sua elevação.
2.4. Principais componentes da coluna de produção (COP)
A pressão hidrostática gerada pelo fluido de completação existente no 
poço impede que haja fluxo de óleo ou gás natural para o interior do 
poço pelos canhoneados (furos que o canhoneio fez no revestimento, 
cimento, chegando até a rocha-reservatório). Essa condição permite 
a instalação da coluna de produção.
A coluna de produção (COP) é um conjunto de equipamentos 
específicos e de tubos enroscados, descido e instalado no interior do 
poço, com a finalidade de permitir um caminho, com fluxo controlável, 
do óleo ou gás natural no interior do poço até a superfície.
100
Alta Competência
Árvore de Natal Molhada “GLL” 
Tubing hanger GLL com
redução 4 1/2” TDS PIN X 4 1/2” EU PIN
DHSV mod. “TRDP-1A-SSA”, 4 1/2” EU
com linha de controle dupla
Nipple “F” 3,68”
Mandril de gas-lift 4 1/2” EU
Mandril de gas-lift 4 1/2” EU
Tubos de produção 4 1/2” EU
TSE com perfil “F” 2.81”
Packer hidráulico mod. “HHL”, 4 1/2” EU
Redução 3 1/2” EU X 4 1/2” EU
Tubo de produção 3 1/2” EU
Nipple “R” 2.75”
Shear out tripla
Revestimento de produção 9 5/8”
Esquema de coluna de produção: poço típico de elevação por gas-lift, 
equipado com ANM GLL.
2.4.1. Alguns elementos da coluna de produção (COP)
A coluna de produção (COP) é composta por alguns elementos 
como nipples, packer de produção e Tubing Seal Receptacle, a 
seguir descritos.
Capítulo 2. Completação
101
a) Nipples de assentamento
Os nipples (ou perfis) de assentamento são componentes da coluna 
(subs) que possuem uma área polida para vedação e uma sede de 
travamento. Servem para alojar, numa profundidade bem definida, 
equipamentos para controle de fluxo ou registro de dados de 
poço, através de operações com arame. Há vários tipos de nipples 
de assentamento, classificados conforme o perfil de assentamento. 
Os mais usados são os nipples “R” e “F”.
Sede para
trava do 
plug (Groove)
Área polida
Batente
(no-go)
Nipple RNipple F
Esquemas dos niplles “F” e “R” e foto do niplle-R com standing valve 
acima da posição de assentamento
Fo
n
te: Petro
b
ras
b) Packer de produção
O packer de produção ancora no revestimento, quando as 
cunhas são acionadas, promovendo a vedação do anular devido 
à energização das borrachas. O packer tem múltiplas funções: 
serve para compor a primeira barreira mecânica de segurança 
do espaço anular; proteger o revestimento (acima dele) contra 
pressões da formação e fluidos corrosivos; possibilitar a injeção 
controlada de gás pelo anular, nos casos de elevação artificial 
por gas-lift; permitir a produção seletiva de várias zonas por uma 
única coluna de produção (com mais de um packer) e, finalmente, 
permitir preservar a formação, desde que a extremidade inferior 
da COP permaneça tamponada.
102
Alta Competência
No uso de caudas de produção, o packer, em conjunto com 
o Tubing Seal Receptacle (TSR) - junta telescópica de tubos de 
produção - divide a COP em parte superior e cauda. Nesse 
caso, é posicionado de tal forma que a extremidade da coluna 
de produção fique aproximadamente 30 m acima do topo da 
formação produtora superior. Isso facilita operações por dentro 
da coluna (through tubing) - como a perfilagem de produção - e 
permite ampliações de canhoneio.
Os packers de produção mais usados são compostos por elementos 
de vedação (borrachas), elementos de ancoragem (cunhas e hold-
down), pinos de cisalhamento para assentamento e pinos (ou anel) 
de cisalhamento para desassentamento. Como são assentados 
por diferencial de pressão entre o interior e o exterior da coluna, 
exigem a obturação da coluna abaixo do packer. Daí a necessidade 
de shear-out, hydro trip ou standing valve assentada sobre nipple “R” 
ou nipple “F”. 
Embora testados com pressão no anular para verificar sua ancoragem 
e vedação no revestimento, pode ser que o packer de produção venha 
a falhar com o tempo. Assim, o técnico de operação de produção 
deve estar alerta para quaisquer pontos de falha, como por exemplo, 
queda da pressão de gas-lift, aumento de pressão no anular em poços 
surgentes ou de elevado RGL.
Capítulo 2. Completação
103
Fo
n
te: Petro
b
ras
(01) Mandril
(02) Parafuso de cisalhamento
para desassentamento
(03) Collet
(05) Snap latch
(04) Elemento de vedação
(07) Cremalheira
(08) Parafuso de cisalhamento (b)
(09) Cone superior
(10) Cunha
(11) Cone inferior
(12) Parafuso de cisalhamento (c)
(13) Pistão atuador
(14) Mandril do pistão
(15) Camisa retentora
(16) Camisa 
protetora
(17) Anéis de
travamento
(06) Parafuso de cisalhamento (a)
Pistão anti-desassentamento
o packer não desassenta com
pressão na coluna
Foto e esquema do packer de produção: elementos de vedação (borrachas) e 
de ancoragem (cunhas)
c) Tubing Seal Receptacle (TSR)
O Tubing Seal Receptacle (TSR) - ou junta telescópica - é usado para 
absorver a expansão ou contração da coluna de produção (COP), que 
apresenta variação térmica devido às diferentes temperaturas a que 
é exposta na produção ou injeção de fluidos. 
Geralmente, o TSR fica ao final da intervenção com uma abertura 
(desencamisamento) de 1,5 m suficiente para compensar a dilatação 
da COP. Permite, também, a retirada da coluna sem haver necessidade 
de desassentar o packer.
A camisa do TSR é composta de um top sub, dois conjuntos de 
barreiras de detritos, quatro conjuntos de unidades selantes e a 
sapata-guia com J-slot. O mandril é composto de um perfil “F” no 
topo, seguido de mandril polido e bottom sub com J-pino e duas 
sedes para parafusos de cisalhamento.
104
Alta Competência
A vedação entre os dois conjuntos (camisa externa e mandril) é 
promovida pelo conjunto de unidades selantes sobre o mandril 
polido. O travamento entre os dois conjuntos, para descida ou 
retirada, é promovido através do J-slot existente na sapata-guia que 
se encaixa no J-pino (no bottom sub do mandril) e por parafusos de 
cisalhamento, que tanto podem ser posicionados para rompimento 
por tração ou compressão.
Mandril do TSR
Camisa do TSR
Perfis de sapata guia
(J-slot)
EORH (*)
easy-out
right hand
AIRH
auto-in
right hand
AORH
auto-out
right hand
EOLH
easy-out
left hand
AILH (**)
auto-in
left hand
AOLH
auto-out
left hand
(1)
(6) perfil “F”
Área 
Polida
Ranhura
superior
(compressão)
Ranhura
inferior
(tração)
J-pino
* usual em coluna de produção.
** usual em pescador de TSR.
(5) Sapata guia (J-slot)
(4) Orifício 
para 
colocação
parafusos 
de cisalhamento
(3) Selos
(2) 
Barreira
de 
detritos
Esquema do TSR (mandril, camisa e diversos tipos de sapata guia)
d) Mandril de gas-lift (MGL) e válvula de gas-lift (VGL)
Esses equipamentos compõem a coluna de produção que utiliza o 
método de elevação artificial gas-lift, por meio de injeção contínua de 
gás no interior da COP, a partir do anular do poço.
Capítulo 2. Completação
105
O mandril de gas-lift (MGL) é um componente da coluna de produção 
usado como alojamento de diversos tipos de válvulas, chamadas de 
válvulas de gas-lift (VGL). Os MGL são excêntricos, isto é, são tubos 
com bolsas para assentamento das válvulas localizadas na lateral do 
mandril. O acesso para instalar ou retirar as VGL nos MGL só é possível 
com a utilização de ferramentas especiais – os desviadores – através 
de operações com arame.
Cada MGL é enviado para a sondacom a válvula instalada e já com 
dois tubos curtos (pup joints) enroscados, um acima e outro abaixo 
do mandril. 
Na parte externa do mandril constam as seguintes informações: tipo 
do mandril, diâmetro, orifício e calibração da válvula, posição na 
coluna e se as conexões estão torqueadas ou com aperto manual. 
A montagem modulada nas oficinas em terra, com torque controlado 
e teste da vedação VGL x MGL com 5.000 psi, além dessas informações, 
aumentam a confiabilidade da instalação dos mandris. A coluna 
é testada depois de montada no poço com 2.000 psi ou a pressão 
especificada no projeto do poço.
As válvulas de gas-lift (VGL) promovem a comunicação entre o anular 
do poço e a coluna de produção (COP), mas não permitem passagem 
no sentido COP para o anular. 
As válvulas podem ser de três tipos: 
VGL de orifício•	 : também denominada “válvula operadora”, 
está sempre aberta no sentido anular X coluna. Possui orifício 
calibrado para permitir uma vazão calculada de gás que 
otimize o auxílio na elevação da coluna de óleo produzido. 
Normalmente, é instalada no mandril mais profundo de uma 
coluna de elevação artificial por gas-lift. Como as VGLs são 
fabricadas para circular gás, não se deve circular fluido por elas 
com elevada vazão, correndo o risco de erodir a sede e a esfera 
da válvula. A prática recomenda não circular fluido pela VGL 
com vazão maior do que 1 bpm (42 gpm ou 159 l/m).
106
Alta Competência
VGL de pressão•	 : também chamada de “VGL calibrada”, serve 
para ajudar a aliviar o peso da coluna hidrostática durante a 
indução de surgência. Fica posicionada acima da válvula de 
orifício e é calibrada para fechar a determinada pressão no 
anular, quando, então, não mais permite o fluxo de gás através 
de si.
VGL cega•	 : não é possível a circulação de gas-lift ou qualquer 
outro fluido através desta válvula. Serve para reservar uma 
posição estratégica na coluna para comunicação anular X coluna 
ou até mesmo coluna X anular, se desejado, através dos orifícios 
do próprio mandril. As válvulas cegas podem ser assentadas e 
retiradas através de operações com arame.
Guia de orientação
do desviador
Bolsa da 
Válvula de gas-lift
(VGL)
Conexão caixa inferior
4 1/2”EU ou 3 1/2”EU
Área polida
inferior
Área polida
superior
Ressalto para
travamento da
válvula de gas-lift
Defletor
Conexão caixa superior
4 1/2”EU ou 3 1/2”EU
Orifício de comunicação
anular x coluna
Desenho, em corte, de um MGL. Alguns modelos de MGL, em corte
Fo
n
te: Petro
b
ras
Capítulo 2. Completação
107
Bolsa lateral do
mandril de gas-lift
Diâmetro de 
Passagem (orifício)
Sede da
check valve
check valve
Gaxetas
Trava 
tipo RK
Desenho, em corte, de uma VGL de orifício. Fotos, uma em corte, de uma VGL 
de pressão ou calibrada
Fo
n
te: Petro
b
ras
e) Dispositivo ou válvula de segurança de subsuperfície (DSSS)
A válvula de segurança de subsuperfície (DSSV), mais conhecida pelo 
nome comercial DHSV – Down Hole Safety Valve – é posicionada na 
coluna de produção (COP) normalmente um a dois tubos de produção 
abaixo do leito marinho. A DSSS tem a função de barreira mecânica 
de segurança para evitar erupções ou fluxos descontrolados do poço 
no caso de falhas dos equipamentos de segurança de superfície. 
ATENÇÃO
O DSSS é um dispositivo de segurança obrigatório em 
determinadas circunstâncias nos poços de petróleo 
offshore, por exemplo, poço produtor de gás surgente 
em lâmina d’água mais rasa que 80 m.
108
Alta Competência
A DSSS possibilita um fechamento quase instantâneo da COP, 
cessando o fluxo de óleo e/ou gás, caso algum sério problema 
ou falha tenha ocorrido com os equipamentos de segurança de 
superfície, seja árvore de natal convencional (ANC) ou árvore de 
natal molhada (ANM). 
A Norma Petrobras N-2765 – Segurança na operação de poços 
para explotação de hidrocarbonetos – permite a não instalação 
do dispositivo de segurança de subsuperfície, determinando sua 
obrigatoriedade e quais as situações e condições nas quais pode ser 
preterido. É possível operar sem DSSS em poços não surgentes para o 
fundo do mar ou poços isolados, mesmo quando surgentes, com RGO 
menor do que 300 m3/m3 (N-2765, itens 5.3.1.2, 6.2.1.2 e 7.2.1.2).
Fo
n
te: Petro
b
ras
Árvore de 
Natal
Painel de 
controle
Bundle 
hidráulico
Cabeça de
produção
Suspensor
de coluna
Linhas de
controle
Sistema DHSV, constituído por:
I. Painel de controle
II. Feixe hidráulico do qual faz parte 
a(s) linha(s) de controle da DHSV com 
fluido hidráulico;
III. Árvore de Natal
IV. Suspensor de coluna (tubing 
hanger).
V. DHSV
Flapper
fechada
Mola
Tubo de
fluxo
Pistão de
acionamento
Linha de 
controle
DSSS para águas profundas, com câmara de nitrogênio e duas linhas de controle 
para acionamento
Capítulo 2. Completação
109
Ao pressurizar a linha de controle, a pressão aplicada através do 
painel hidráulico na plataforma de produção atua sobre o pistão 
interno de acionamento, deslocando-o para baixo. O pistão é 
solidário a um tubo de fluxo, ocorrendo também o deslocamento 
do tubo no mesmo sentido, comprimindo uma mola. No trajeto para 
baixo, o tubo de fluxo abre a flapper, mantendo-a assim, enquanto a 
resultante das forças atuantes seguir no sentido de mantê-la aberta 
na linha pressurizada. Em uma eventualidade ou emergência em que 
a linha de controle for despressurizada, o pistão, por efeito da mola, 
é deslocado para cima, juntamente com o tubo de fluxo, promovendo 
o fechamento da flapper e interrompendo a produção do poço.
Foram os DSSS que salvaram a Plataforma Central de Enchova (PCE-1) 
da destruição total por ocasião do blowout do poço EN-19D, em 
1987, quando o calor gerado no incêndio danificou as vedações dos 
equipamentos de superfície de todos os outros poços. 
f) Equipamentos de subsuperfície para gerenciamento dos 
reservatórios
Para gerenciar a produção de cada reservatório (formação/zona/
intervalo) é relevante a vazão de cada fluido (óleo, água e gás) em 
cada intervalo, assim como a pressão e a temperatura em condições 
de fundo e ao longo da elevação e escoamento dos fluidos. 
Em poços offshore é comum a instalação de mandril de Permanent 
Downhole Gauge (PDG), que permite o registro contínuo de pressão e 
temperatura próximo da(s) zona(s) produtoras, e de sensor Transdutor 
de Pressão e Temperatura (TPT), para o registro de temperatura e 
pressão próximo da cabeça do poço (ANM). 
As completações inteligentes são um desenvolvimento tecnológico 
atual. Além dos registros de vazão, pressão e temperatura, permitem, 
ainda, a atuação remota de válvulas reguladoras de fluxo no fundo. 
Dessa forma, em completações seletivas (dois ou mais intervalos 
produzindo separadamente) pode-se controlar a abertura de cada 
intervalo de 0 a 100%. 
110
Alta Competência
2.4.2. Métodos de elevação 
A energia de pressurização do reservatório e de elevação do 
hidrocarboneto até a superfície, estação ou plataforma coletora é 
a pressão original do reservatório, que se depleta, ou seja, se perde 
naturalmente conforme o mecanismo natural de pressurização. 
A depleção é mais rápida em reservatórios de óleo com gás em 
solução ou de capa de gás, e mais lenta em reservatórios com 
influxo de água.
Quando o reservatório já não dispõe mais de energia suficiente 
para impulsionar o óleo até a superfície, outros recursos podem ser 
utilizados para atingir esse objetivo.
Atualmente, procura-se conservar a energia original do reservatório 
por meio de injeção de água, vapor ou gás no reservatório. 
O recomendável seria iniciar a produção do campo de óleo apenas 
após a instalação de um sistema de injeção e início de operação dos 
poços injetores em conjunto com os produtores.
Enquanto existir pressão suficiente devido ao gás ou à água – um dos 
quais em geral predomina – o óleo é impelido à superfície em um 
fluxo natural.
Com a redução da pressão durante a vida produtiva ou para 
aumentar a vazão de produção de um poço, é necessário utilizar 
métodos artificiais de elevação. 
Os métodosartificiais de elevação offshore são:
Injeção contínua de gás – • gas-lift;
Bombeio centrífugo submerso – • BCS. 
Nos poços de petróleo terrestres são utilizados, também, métodos de 
bombeio mecânico, por exemplo, bombas alternativas acionadas por 
cavalos-de-pau, isto é, mecanismo com hastes, usado para acionar 
a bomba submersa de extração de petróleo, bombas de cavidades 
progressivas (BCP) ou métodos pneumáticos alternativos.
Capítulo 2. Completação
111
a) Método de injeção contínua de gás – gas-lift
A energia para elevação do petróleo é fornecida pela injeção de gás 
no poço produtor. O próprio gás obtido no processo de separação na 
planta de produção ou gás importado de outros campos é injetado 
no espaço anular existente entre a coluna de produção (COP) e o 
revestimento de produção, passando para a coluna de produção 
pelos mandris de gas-lift (MGL), com suas respectivas válvulas (VGL). 
A mistura do gás injetado com o fluido produzido dentro da coluna 
gaseifica o líquido, reduzindo a densidade e a pressão hidrostática 
nos canhoneados e na formação. Dessa forma, estando a coluna de 
líquido mais leve no interior da coluna de produção, o reservatório 
pode impelir o fluido (óleo, água e gás) até a superfície.
b) Método de bombeio centrífugo – BCS
No método de elevação por bombeio elétrico submerso, um conjunto 
de bombas centrífugas e motores elétricos é descido na extremidade 
inferior da coluna de produção e lá fica mergulhado no óleo existente 
no fundo do poço. Um cabo elétrico interliga o motor da bomba 
no fundo do poço aos transformadores de corrente na superfície, 
responsáveis por acionar os motores elétricos e fazer as bombas 
girarem. Desse modo, por bombeio, o óleo, junto com outros fluidos 
da formação, é elevado à superfície. O método assemelha-se ao que 
temos em nossas residências: uma caixa d´água no teto, uma cisterna 
no piso do quintal, um motor elétrico, uma bomba na área de serviço 
e uns tubos de PVC interligando os sistemas de água. A diferença, no 
caso, é que em vez de água, temos óleo; em vez da cisterna, temos 
o poço; em vez da caixa no teto, temos a plataforma de produção e, 
principalmente, o conjunto motor e bomba fica submerso.
O BCS é indicado para poços que possuam um potencial de produção 
maior do que o obtido por elevação natural somente com a pressão 
disponível do reservatório e, em particular, para poços não surgentes. 
O BCS é mais adequado a reservatórios subsaturados, ou seja, com 
baixa razão de solubilidade (RS) e baixa razão gás-óleo (RGO). 
As bombas de fundo devem ser colocadas em profundidade abaixo da 
pressão de saturação para que não haja liberação de gás na admissão 
das bombas, evitando cavitação nas mesmas. Outro fator que limita 
a utilização desse método é a produção excessiva de areia.
112
Alta Competência
Árvore de Natal Convencional
Adaptador “A3EC”
Cabeça de revestimento
Coluna de produção 3 1/2” EU
Tubos de produção 3 1/2”EU
Nipple “R” 2.75”
Conjunto BCS:
- Cabeça de Descarga Flangeada
- Bomba
- Admissão
- Selo triplo
- Motor
- Shroud 7”
Liner 7”
Revestimento de produção 9 5/8”
Cabeça de produção
suspensor de coluna “PBCS-C”
com mandril eletrosub
e perfil assent. BPV 3”
Esquema de coluna de produção: típico poço de 
elevação por BCS
O conjunto de fundo da bomba BCS é composto por cinco elementos 
básicos e um opcional. São eles:
Motor elétrico;• 
Selo do motor;• 
Admissão;• 
Bomba centrífuga de fundo;• 
Capítulo 2. Completação
113
Cabeça de descarga;• 
Separador de gás (opcional).• 
Existem outros acessórios, tais como: 
Camisa de refrigeração; • 
Cabos elétricos (o cabo redondo, o cabo chato); • 
Conexões elétricas (penetrador no • packer duplo e mandril 
eletrosub no adaptador de ANC).
Os equipamentos de superfície são:
Geradores elétrico ou • diesel-elétricos;
Transformadores de corrente;• 
Variadores de freqüência;• 
Conectores elétricos e adaptadores para árvore de natal. • 
114
Alta Competência
Controle Variador
de
frequência
Trafo
Elevador
Topo do liner
Motor
Cabo elétrico chato
Protetor
Sucção
Bomba
C. Descarga
Cabo elétrico redondo
Presilhas
Nível dinâmico
Coluna de produção
Pigtail superior, mandril
Eletrosub e pigtail inferior
Master manual
Master hidráulica
Wing pneumática
Adaptador de teste
INSTALAÇÃO DE BCS COM ANC
Válvula de pistoneio
(swab)
Cabo
Elétrico
PCAB
Q
Shroud
Esquema: equipamentos de bombeio centrífugo submerso (BCS)
Quanto às colunas de produção (COP) com BCS, no Brasil encontram-
se os seguintes tipos usados em operações offshore:
a) Coluna com packer e DSSS
No início da vida produtiva, os poços são, em geral, surgentes, 
adotando-se o BCS para aumentar a vazão natural dos poços. 
Por serem os poços surgentes, faz-se necessário, por razões de 
segurança, instalar packer e DSSS. A completação e as intervenções 
tornaram-se, então, complexas e onerosas. Todos os poços do Pólo 
Nordeste da Bacia de Campos foram assim inicialmente equipados.
Capítulo 2. Completação
115
b) Coluna com BCS Tubing Mounted
Como o packer duplo usado na coluna anterior constituía ponto de 
falha e aumento de custos na troca de conjuntos de fundo, a Petrobras 
desenvolveu o conceito de BCS Tubing Mounted. Nessa configuração, 
o conjunto de BCS é colocado dentro de uma camisa de 7” enroscada 
nos tubos de produção. Abaixo desta camisa são enroscados tubos 
com TSR na extremidade, que se encaixam no packer da cauda de 
produção, dispensando o uso do packer duplo.
Na configuração tubing mounted, pode-se usar MGL com VGL cega ou 
sub com camisa deslizante (sliding sleeve) acima do conjunto de BCS. 
Caso ocorra entupimento da bomba, a válvula cega é retirada ou a 
camisa é aberta, permitindo a drenagem da coluna na retirada desta.
c) Coluna simples de BCS (sem packer e sem DSSS)
Com a perda de surgência dos poços, tornaram-se desnecessários 
tanto o packer quanto a DSSS. Isso simplificou a coluna com BCS. 
Tal simplificação eliminou alguns pontos de falhas e passou a permitir 
a retrolavagem das bombas (injeção de óleo por dentro da coluna, 
visando a remover sujeiras, destravando a bomba). Geralmente o 
conjunto de fundo fica acima do topo do liner de produção, embora 
já haja alguns poços com o conjunto de fundo no liner (neste caso, 
são usadas abraçadeiras ao invés de cintas, para prender os cabos 
elétricos nos tubos de produção). 
d) Coluna com bloco Y
Como o conjunto de fundo de BCS impede a passagem de ferramentas 
por dentro da coluna, o registro de pressões e as perfilagens de 
produção exigiam intervenções com sonda, com amortecimento 
do poço, retirada da coluna com BCS e a descida de uma coluna de 
operação. Assim, foi desenvolvido o bloco Y, que permite a instalação 
do conjunto de BCS em uma das pernas do Y, possibilitando a passagem 
de ferramentas a arame ou cabo na perna alinhada com o restante 
da coluna de produção. 
116
Alta Competência
Durante a produção, um tampão assentado no nipple Phoenix 
existente na cauda isola a perna livre do Y, enquanto o fluxo de 
petróleo se dá na perna com o conjunto de BCS. Para perfilagem 
ou registro de pressão, o tampão é substituído por um tampão para 
perfilagem (logging plug). Como o bloco Y impede a instalação da 
camisa de refrigeração, o desempenho do BCS fica, em alguns casos, 
prejudicado, por causa de falha de refrigeração e sobreaquecimento 
do motor e da bomba. Dessa forma, alguns poços estrategicamente 
localizados são escolhidos pela gerência de reservatórios para serem 
equipados com bloco Y. 
Todas as configurações de BCS usam nipple “R” com Stand Valve acima 
do conjunto de BCS a fim de que a partida do poço se dê com a coluna 
cheia, o que agiliza a identificação do fluxo e o ajuste de fases, se 
necessário. Essa standing valve é mantida na coluna, funcionando 
como check valve (válvula de pé) e raramente são retiradas.
2.4.3. Barreiras de segurança
Durante a construção, manutenção e operação de um poço de 
petróleo ou gás, procura-se sempre dispor de duas oumais barreiras 
quanto ao controle da produção dos fluidos das formações. 
A Portaria No 25/2002 da Agência Nacional do Petróleo (ANP) definiu 
“barreira” como uma separação física apta a conter ou isolar os 
fluidos dos diferentes intervalos permeáveis, podendo ser líquida, 
sólida consolidada ou sólida mecânica. 
A barreira líquida, que corre o risco de se deteriorar com o tempo, é 
constituída por uma coluna de líquido cuja pressão hidrostática seja 
suficiente para conter os fluidos de determinado intervalo. A coluna 
de fluido do próprio poço, em poços não surgentes, é considerada 
uma barreira líquida. 
A barreira sólida consolidada, que não se deteriora com o tempo, pode 
ser constituída por tampões de cimento, revestimentos cimentados e 
anulares cimentados entre revestimentos.
Capítulo 2. Completação
117
A barreira sólida mecânica de uso temporário pode ser constituída 
de tampão mecânico recuperável ou perfurável, retentor de cimento, 
obturadores (packers), válvulas de segurança do interior de coluna de 
produção e plugs ou tampões de cabeça de poço. 
As barreiras podem ser dos tipos:
a) Operacional: disponível e atuante durante a operação no poço, por 
exemplo, fluido de amortecimento, lubrificadores e engaxetamento. 
Uma falha desta barreira é prontamente observada.
b) Ativa ou de espera: barreiras disponíveis, mas necessitam 
acionamento externo, por exemplo, BOP e árvore de natal. Necessitam 
de testes periódicos de verificação.
c) Passiva: barreira física independente, por exemplo, revestimento 
cimentado e packer de produção.
d) Condicional: equipamento funciona como barreira em condições 
especiais, por exemplo, standing valve com fluido de completação.
Durante a perfuração, completação e intervenções posteriores, 
constituem barreiras o preventor de erupções (BOP), a pressão 
hidrostática do fluido de perfuração ou de completação e os 
equipamentos de controle de pressão na superfície.
No poço em produção, constituem barreiras no anular: o 
revestimento íntegro e bem cimentado, o packer de produção, os 
tubos e componentes da coluna e o suspensor de coluna-adaptador. 
No interior da coluna, formam barreiras os tubos e componentes da 
coluna, o DSSS, tampões assentados na coluna ou nos bores do tubing 
hanger, o corpo e as válvulas da árvore de natal molhada. 
O poço comprovadamente não surgente (isso deve ser monitorado 
pela gerência de reservatórios) funciona como uma barreira de 
segurança natural, pois basta interromper o mecanismo de elevação 
artificial, bombeamento ou gas-lift para o poço perder surgência. 
118
Alta Competência
Em abandonos temporários de poços completados exigem-se pelo 
menos duas barreiras sólidas, tanto no interior da coluna, quanto no 
anular revestimento-coluna de produção, entre o intervalo produtor 
superior e a superfície. Os intervalos canhoneados também devem 
ser isolados entre si. Dá-se preferência a barreiras sólidas mecânicas 
temporárias a fim de se evitar danos de formação e riscos à integridade 
mecânica do poço.
Durante toda a completação do poço, nas suas 
diversas etapas (condicionamento, pesquisa de 
cimentação, canhoneio e instalação da coluna de 
produção), a principal barreira de segurança é o 
BOP (Blowout Preventer). Com o poço em produção, 
o BOP é substituído pela árvore de natal molhada.
IMpORTANTE!
2.5. Equipamentos de superfície
A cabeça de poço e os elementos de vedação entre os revestimentos 
que chegam até a superfície são os chamados equipamentos de 
superfície. 
Nos poços onshore, os carretéis de perfuração e a cabeça de 
produção compõem a cabeça do poço. Junto ao thubing hanger ou 
suspensor de coluna, promovem o isolamento do anular, sendo 
uma barreira de segurança no anular. 
A árvore de natal seca ou convencional é o equipamento de 
superfície que executa a barreira na linha de fluxo, pela coluna 
de produção. Esse equipamento é composto por um conjunto de 
válvulas, com acionamento hidráulico ou manual, dispostas em 
cruzeta ou em bloco.
Nos poços offshore, a cabeça de poço é constituída da base guia e do 
alojador (housing) de alta pressão e da barreira no anular do poço. 
A árvore de natal molhada realiza a barreira no topo da coluna 
de produção. Esses equipamentos estão explicados com mais 
detalhes a seguir.
Capítulo 2. Completação
119
2.5.1. Cabeça de poço
A cabeça de poço é composta de equipamentos na superfície ou no 
fundo do mar nos quais são ancorados os revestimentos. Além disso, 
suporta a árvore de natal. Nas ilustrações a seguir estão apresentados 
alguns tipos de cabeça de poço usados na Petrobras:
Adaptador A - 5S
Suspensor de coluna
tipo extended neck
Bleeder
port (alívio)
Test port
do adaptador
Cabeça
de produção
Revestimento de 
produção 9 5/8’’ Coluna
de produção
Linha de controle
para DHSV
Entrada para o 
anular coluna x
revestimento
O-ring promove
a vedação do anular
coluna x revestimento
Prisioneiros
Válvula
DHCV*
Entrada do 
fluido hidráulico 
para DSSS
Cabeça de poço equipado com elevação por gas-lift e adaptador para árvore de natal 
seca. Comum em plataformas fixas e em poços terrestre de gas-lift
120
Alta Competência
 
Ferramenta da capa
de testeMandril das
linhas de fluxo
Base adaptadora
de produção
Capa de teste
Poste guia
entrando no 
funil guia
Cabeça do poço
Esquema de cabeça de poço submarina com base adaptadora de 
produção (BAP) e ferramenta de teste de vedação da BAP
2.5.2. Árvore de natal seca ou convencional (ANS ou ANC)
As árvores de natal secas ou convencionais são usadas em completação 
seca, ou seja, quando a cabeça de poço e demais equipamentos de 
controle de fluxo são instalados acima do nível do mar e os técnicos 
de operação têm acesso direto às válvulas de fechamento do poço. 
As válvulas das ANS podem ser:
Manuais; • 
De acionamento remoto, hidráulicas ou pneumáticas.• 
Nas ilustrações a seguir estão apresentados alguns tipos de árvore de 
natal seca ou convencional utilizadas na Petrobras.
Capítulo 2. Completação
121
Manômetro da ANC
Válvula de pistoneio
Bean de produção
Válvulas wing ou lateral
Válvulas master
Válvulas do anular
Cruzeta
Cabeça de produção
Bean de gas-lift
Árvore de natal seca, tipo cruzeta, usada em poços 
surgentes ou de produção por gas-lift
Manômetro Bloco
Válvula lateral
manual (wing) Válvula lateral
manual (wing)
Tampão protetor
da haste
Válvula lateral
pneumática
(wing pneumática)
Válvula 
controladora
de fluxo
(choke)
Válvula mestra
superior hidráulica
(master hidráulica)
Válvula mestra
inferior manual
(master manual)
Válvula de 
pistoneto (swab)
Adaptador
de teste
Árvore de natal seca, tipo bloco, usada em poços surgentes 
ou de produção por gas-lift
122
Alta Competência
2.5.3. Árvore de natal molhada (ANM)
A árvore de natal molhada é o equipamento de superfície constituído 
por um conjunto de válvulas, com acionamento hidráulico e/ou 
manual, dispostas em bloco, usada em poço submarino. A ANM 
interliga-se à plataforma de produção por meio de um conjunto de 
linhas de fluxo e um sistema de controle interligado a um painel, com 
essa finalidade.
A finalidade da árvore de natal molhada é controlar e orientar o 
fluxo de óleo na superfície e os seus principais tipos são:
Driver operated•	 (ANM DO): operadas por mergulhadores, são 
árvores para poços em lâminas d´água até 150 m. Há poucas 
ANM DO instaladas na Bacia de Campos. Atualmente, não são 
mais instaladas por causa do custo das operações de mergulho.
Driver assisted •	 (ANM DA): árvores para poços em lâminas 
d´água até 300 m. A maior parte das válvulas é operada 
hidraulicamente. Os mergulhadores têm o trabalho de conexão/
desconexão das linhas de fluxo e controle hidráulico. 
Diverless•	 (ANM DL): árvores para poços em lâminas d’água 
até 400 m. Em tese, não haveria necessidade de mergulho para 
nada, sendo comandada hidraulicamente da superfície. As 
linhas de fluxo e controle são conectadas no fundo do mar de 
forma remota, pois possuem uma base especial para as linhasde fluxo. Contudo, por causa da evolução da tecnologia e do 
grande número de falhas que apresentaram, estão em processo 
de conversão para DA.
Diverless lay-away•	 (ANM DLL): árvores para poços em lâminas 
d´água até 600 m. A conexão das linhas de fluxo e controle é feita 
na superfície, a descida das linhas é realizada em paralelo com a 
ANM, com o apoio de um barco especial para o lançamento das 
linhas. O mandril das linhas de fluxo (MFL) é um dos elementos 
importantes deste conjunto.
Capítulo 2. Completação
123
Diverless lay-away guidelineless•	 (ANM GLL): árvores para 
poços em lâminas d´água profundas (>700 m), são instaladas por 
unidades de posicionamento dinâmico. A conexão e lançamento 
das linhas de fluxo e o controle hidráulico são feitos do mesmo 
modo que a da ANM DLL.
Componentes do sistema de árvores 
de natal molhada
Fo
n
te: Petro
b
ras
Árvore de natal molhada tipo DO 
(Diver Operated)
Árvore de natal molhada tipo DA 
(Diver Assisted)
Fo
n
te: Petro
b
ras
Fo
n
te: Petro
b
ras
124
Alta Competência
Árvore de natal molhada tipo DL 
(Diverless Pull-in)
Árvore de natal molhada tipo DLL 
(Diverless Lay-Away)
Fo
n
te: Petro
b
ras
Fo
n
te: Petro
b
ras
Capa de corrosão
Tree cap
ANM
Mandril das 
Linhas de fluxo - MLF
Alojador
18 3/4” X 10 KPSI
Alojador 30”
BUT
BAP
Árvore de natal molhada tipo ANM GLL
(diverless guidelineless lay away)
Esquema de montagem conjunto ANM
Fo
n
te: Petro
b
ras
Fo
n
te: Petro
b
ras
Capítulo 2. Completação
125
2.5.4. Válvulas da árvore de natal molhada
A árvore de natal molhada é composta por várias válvulas cujas 
diferentes funções são fundamentais para o seu funcionamento 
adequado. As principais válvulas seguem descritas.
a) Válvula master
Têm esse nome por estarem situadas em um ponto da árvore de natal 
molhada (ANM) em que controlam todo o fluxo do poço. Se forem 
fechadas, todo o fluxo pela ANM cessa. 
Normalmente, as ANCs são equipadas com duas válvulas masters: 
uma inferior, manual, e uma superior, acionada hidraulicamente. 
Enquanto isso, as ANMs vinham sendo equipadas com 
Upper Master (UM), Lower Master (LW) e Annulus Master (AM). 
Atualmente, entretanto, são equipadas com as master da linha 
de surgência ou de produção de óleo (M1) e master do anular 
ou da linha de gás (M2).
b) Wing (W1 e W2)
Estas são válvulas laterais que também controlam o fluxo do poço, 
permitindo sua interrupção enquanto equipamentos são introduzidos 
no poço (exemplo: registradores de pressão e temperatura tipo 
amerada, operados por meio de arame). Na linha de surgência das 
ANCs podem ser instaladas duas wings em série: a de dentro, manual 
e a de fora, pneumática.
c) Swab (S1 e S2)
Válvula localizada no topo das ANMs, acima do ponto de divergência 
do fluxo. Sua função é, quando aberta, permitir a descida de 
ferramentas dentro da coluna de produção. Só pode ser operada 
durante operações de intervenção.
126
Alta Competência
Bloco de válvulas
Conector das linhas 
de fluxo e controle
Linhas de fluxo 4” e 2 1/2”
Conector da ANM
BAP
Alojador
Tubing hanger
Tree cap
Stabs hidráulicos
da tree cap
Umbilical
de controle
Flow line
DHSV
S2
S1
XO
W1
W2
M2
M1
Esquema dos componentes do conjunto ANM GLL. Destaque para sentidos de 
fluxos no poço e válvulas da ANM
2.6. Intervenções em poços – workover 
As intervenções em poços podem ocorrer durante a vida útil do 
poço, após a completação. Intervenções podem ser realizadas para 
restauração da produção, avaliação da produtividade do poço, 
substituição dos equipamentos de subsuperfície ou estimulação 
do reservatório. 
Nos casos de falha dos equipamentos de superfície ou de subsuperfície, 
a requisição da intervenção será feita pela Unidade Estacionária de 
Produção (UEP). Quando a intervenção previr uma operação que 
influencie no reservatório, estimulação ou alteração da finalidade 
do poço, a requisição deverá ser da equipe de acompanhamento de 
reservatório e de geológico. 
Devido aos elevados custos das intervenções em poços offshore, as 
operações são combinadas para otimizar os custos e o tempo de 
parada de produção do poço por conta da intervenção. 
Capítulo 2. Completação
127
As principais causas geradoras de intervenção são:
Baixa produtividade;• 
Produção excessiva de água;• 
Produção excessiva de gás;• 
Produção de areia;• 
Falhas mecânicas nos equipamentos de elevação (coluna, • 
bomba, acessórios de coluna etc.);
Falhas mecânicas no revestimento;• 
Avaliação dos parâmetros de reservatório.• 
As operações de intervenção em poços se assemelham às executadas 
na completação do poço - após o amortecimento do poço, drenagem 
do gás acumulado e substituição do fluido do poço por fluido de 
completação, com densidade suficiente para conter a pressão estática 
do reservatório.
A intervenção pode começar pela contenção de perdas para a 
formação e enchimento do poço e pela circulação de fluido para 
eliminar todo o óleo ou gás que possam existir no poço. Geralmente 
a coluna é preenchida por injeção direta, recalcando o fluido da 
coluna, com um excesso de fluido de completação diretamente 
para a formação, até se conseguir uma vazão de perda que permita 
circular o poço, eliminando gás e óleo existentes na coluna ou no 
anular da coluna de produção.
128
Alta Competência
2.6.1. Amortecimento de poços
Entende-se por amortecimento de poços toda operação de 
manuseio de fluido de completação para dentro do poço, que 
resulte, interno ao poço, em uma coluna de fluido cuja pressão 
hidrostática (PH) em frente aos canhoneados abertos seja superior 
à pressão estática da formação (PE). Essa barreira hidráulica criada 
dentro do poço, decorrente da sobrepressão imposta (overbalance, 
PH - PE) impede a surgência de qualquer fluido de formação.
Pode-se definir fluido de completação como sendo uma solução 
salina, isenta de sólidos, compatível com a formação de interesse e 
que não ocasiona danos de formação quando em contato. 
É essencial que o fluido de completação seja bem filtrado para não haver 
o tamponamento dos poros e canais da rocha por onde o óleo escoa, 
o que traria danos irreparáveis ao poço, com perda de produtividade. 
Uma correta composição química do fluido é fundamental, pois a 
reação dos íons presentes no fluido com os argilominerais da rocha 
pode causar o inchamento destes, provocando danos severos.
O fluido de completação, além de ter a função de amortecer o poço, 
possibilita circular fluido no poço. Isso é de fundamental importância, 
por exemplo, em operações como cimentação ou limpeza de fundo, 
em que é necessário trazer os detritos até a superfície.
As pressões estáticas (PE) das formações, por sua vez, podem ser 
classificadas como:
Normais;• 
Anormalmente altas;• 
Anormalmente baixas.• 
As pressões normais são aquelas cuja hidrostática corresponde a uma 
coluna de água dentro do poço, sem adição de qualquer sal, sendo 
a situação mais freqüente a encontrada nos poços exploratórios 
descobridores de novas acumulações de hidrocarbonetos.
Capítulo 2. Completação
129
As pressões anormalmente altas são aquelas cujo peso específico 
do fluido equivalente é superior ao da água supersaturada e as 
anormalmente baixas, quando inferior ao da água doce. As pressões 
anormalmente altas, em geral, estão relacionadas com reservatórios 
de pequenas dimensões ou que tenham sofrido efeitos tectônicos 
elevados, ainda não explotados, gerando pressões elevadas. 
A depleção (razão de queda das pressões originais) nesses reservatórios 
de pequenas dimensões pode ser verificada em testes de formação 
(TF ou TFR). Outras situações em que podem ser encontradas pressões 
anormalmente elevadas são em processos de recuperação avançada, 
como por exemplo, em injeção de água ou gás. 
As pressões anormalmente baixas são bastante freqüentes nos 
reservatórios em fase avançada de explotação, sem sistemas de 
injeção de água ou gás que consigam manter ou recuperar a pressão 
das formações. É comum encontrar essa situaçãonas atividades de 
workover para manutenção de produção.
Para se conseguir uma determinada pressão, em uma determinada 
profundidade vertical (em frente aos canhoneados), somente um 
parâmetro do fluido pode ser trabalhado, ou seja, seu peso específico. 
Para se determinar o peso específico do fluido que deve ser utilizado, 
basta conhecer a pressão estática da formação, a profundidade 
vertical dos canhoneados e o gradiente geotérmico da área, já que 
o aquecimento do fluido de completação ocasiona a diminuição de 
seu peso específico. Quanto maior o peso específico do fluido a ser 
utilizado para amortecimento, maiores serão os custos envolvidos, 
tendo em vista que será necessária a utilização de sais especiais.
Por outro lado, existem poços com pressões bastante baixas, cujo 
amortecimento não pode sequer ser feito com água, mantendo 
o nível do fluido na superfície. Nesse caso, ou se utiliza um fluido 
mais leve (diesel, óleo morto, fluido gaseificado etc.) ou se controla 
o decaimento do nível do fluido (com sonolog) até o ponto em que 
o poço não receba (beba) uma vazão considerável de fluido, o que 
poderia dificultar os procedimentos operacionais subseqüentes.
130
Alta Competência
Dependendo dos equipamentos que estão internos ao poço, 
variam-se as formas de amortecê-lo. Essas formas podem ser 
classificadas em:
Circulação reversa;• 
Injeção direta;• 
Segregação gravitacional.• 
Nas formações depletadas, havendo somente a necessidade de 
substituição da coluna de produção sem a retirada da cauda, pode-
se amortecer o poço por circulação reversa, instalando também uma 
barreira mecânica na cauda, para que o poço não beba. Havendo 
necessidade da retirada da cauda, com um indicativo de que a 
formação vai beber muito, pode-se fazer um combate à perda. 
Esse combate pode ser pelo embuchamento da formação com calcita 
(que depois é removida com ácido clorídrico), com tampão de sal 
(que depois é dissolvido pela própria água produzida) ou até com 
tampões de gel reticulado (que depois acabam se degradando pela 
ação da temperatura).
Circulação reversa•	
O tipo mais comum de amortecimento é por circulação reversa. 
Neste caso, é necessário haver um ponto de comunicação entre a 
coluna e o anular, que pode ser um mandril de gas-lift, uma sliding 
sleeve ou até mesmo um TSR desencamisado.
Uma vez estabelecida a comunicação, bombeia-se o fluido de 
completação pelo anular, com retorno do óleo ou gás pela coluna 
até encher todo o poço e coluna com o fluido de amortecimento.
Capítulo 2. Completação
131
Injeção direta•	
Se não houver a possibilidade de amortecer o poço por circulação 
reversa (por falta de ponto de comunicação, perda para a formação 
etc.), o poço pode ser amortecido por injeção direta, isto é, recalcando-
se o óleo e o gás que estão na coluna de volta para a formação. Neste 
caso, há dois efeitos indesejáveis:
O primeiro é que nem todas as formações aceitam bem esse retorno •	
e, mesmo assim, acabam por beber algum fluido, já que por ser mais 
pesado que o óleo é impossível recalcar todo óleo com fluido de 
completação sem que haja uma segregação, o que faz com que uma 
parte do óleo sempre corte o fluido.
O segundo é que este óleo que fica sobrenadante sempre possui •	
uma porção de gás em solução que, ao se liberar, faz com que apareça 
uma pressão na cabeça do poço, sendo que na maioria das vezes é 
muito demorado (às vezes até impossível) recalcar todo gás e eliminar 
essa pressão para se poder iniciar a intervenção.
Nos poços equipados com BCS, nos quais a coluna não vai até o 
fundo do poço, inviabilizando a circulação reversa ou nos que o BCS 
não permita a retirada da standing valve da cauda, inviabilizando 
a injeção direta, utiliza-se o amortecimento por segregação 
gravitacional. Esse método nada mais é do que uma circulação 
reversa, porém, em uma altura distante do fundo do poço. Faz-se a 
circulação à baixa vazão. Parte do fluido que sai do anular e entra 
na coluna sobe, circulando normalmente. A outra parte, porém, 
acaba cortando o óleo, por ser mais denso, fazendo com que este 
óleo suba até a superfície. Embora esse método seja eficiente, o 
tempo despendido para o amortecimento é muitas vezes maior do 
que a circulação reversa pura e simples.
132
Alta Competência
Poços excessivamente depletados não podem ser amortecidos 
e mantidos cheios sem que haja um combate à perda, na maioria 
das vezes danosa à formação. Se houver necessidade de circulação, 
não resta outra saída senão efetuar esse combate, ou a utilização 
de flexitubo. Assim, se não houver necessidade de encher o poço, o 
mais vantajoso é deixá-lo no seu nível estático. Nesse caso, usa-se 
o sonolog, que é um aparelho que mede o nível de fluido no poço 
através do tempo de propagação e reflexão de um pulso sonoro (eco) 
para verificar o nível do fluido no poço. 
2.6.2. Estimulação do reservatório ou restauração da produção – 
acidificação
Uma acidificação, dependendo do seu objetivo, pode ser uma 
estimulação (fraturamento ácido) ou uma restauração (acidificação 
de matriz). 
É considerada estimulação quando o objetivo é aumentar a 
produtividade da formação e é considerada restauração quando visa 
remover um dano induzido na formação durante as fases anteriores, 
perfuração, completação ou produção do poço.
Na acidificação de matriz, ao contrário do fraturamento ácido, 
a injeção é feita com pressão inferior à pressão de quebra da 
formação.
Uma acidificação de matriz somente é efetiva em formações de 
permeabilidade regular a boa (o valor de permeabilidade varia, 
dependendo da região e do campo). Para formações de baixa 
permeabilidade, o mais indicado é o fraturamento, que pode ser 
convencional ou ácido, em função da quantidade de carbonatos 
presentes. Normalmente o fraturamento ácido é utilizado como 
método de estimulação em formações com grande quantidade de 
carbonatos.
A composição básica de um fluido acidificante para acidificação de 
matriz é: água, ácido, inibidor de corrosão, surfactante e agente 
divergente.
Capítulo 2. Completação
133
Logo após uma acidificação (fraturamento ácido ou acidificação de 
matriz) poço produtor, o ácido deve ser retirado da formação, para 
evitar que produtos danosos se formem (precipitados insolúveis), 
prejudicando-a, ou que o ácido seja produzido junto com o petróleo, 
provocando corrosão nas linhas ou equipamentos de produção. Em 
poços de injeção ou de descarte, o ácido deve ser deslocado para bem 
longe das imediações do poço. Isso é feito com um elevado volume 
de fluido de deslocamento.
2.6.3. Estimulação do reservatório – fraturamento hidráulico
O fraturamento hidráulico foi introduzido na indústria do petróleo 
em 1948, nos Estados Unidos, e a partir de 1954, na União Soviética. 
Atualmente, por sua eficácia, é uma técnica bastante empregada no 
mundo inteiro.
Na Petrobras, operações de fraturamento hidráulico têm sido 
executadas rotineiramente para estimulação de reservatórios de 
baixa permeabilidade.
Os primeiros trabalhos de fraturamento eram executados com 
pequenos volumes de fluido (menos de 1.000 galões), baixas 
concentrações de areia (0,5 a 1lb/gal) e baixas vazões de bombeio (2 a 
4 bpm). Com a evolução dos equipamentos e a introdução dos fluidos 
de alta viscosidade à base de goma guar e de outros polímeros, é 
comum o tratamento com vazões de 10 a 50 bpm e concentrações de 
areia até de 15 lb/gal de fluido.
Recentemente, nos Estados Unidos e também na Alemanha, têm 
sido realizados os chamados Massive Hydraulic Fracturing (MHF) com 
objetivo de produzir gás de reservatórios com permeabilidade 
muito baixa (0,1 mD ou menos). Nesses fraturamentos gigantes são 
bombeados volumes de 200 a 500 mil galões de fluido e entre 250 
e 500 toneladas areia.
134
Alta Competência
Outros processos de fraturamento das formações já foram 
pesquisados. Inicialmente, foram feitas experiências com a 
utilização de explosivos líquidos e, mais tarde, com o emprego 
da energia nuclear. Por causa dos altosriscos e custos envolvidos, 
até agora nenhum outro método se mostrou competitivo. 
O fraturamento hidráulico, juntamente com a acidificação, 
continuam sendo os mais eficazes métodos de estimulação 
empregados na indústria petrolífera.
O fraturamento hidráulico 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, propaga-se através da 
formação pelo bombeio de um certo volume de fluido viscoso acima 
da pressão de fraturamento. Para se evitar que a fratura induzida 
feche ao cessar o diferencial de pressão aplicado, um agente de 
sustentação (normalmente areia) é bombeado junto com o fluido 
de fraturamento, criando um caminho preferencial de elevada 
condutividade, que irá facilitar o fluxo de fluidos do reservatório 
para o poço (ou vice-versa).
No fraturamento de rochas calcárias, em que são utilizadas soluções 
ácidas como fluido fraturante, muitas vezes é dispensável o uso de 
agentes de sustentação. Nesses casos, a dissolução irregular das faces 
da fratura formará os canais de alta capacidade de fluxo.
Fluido de 
fraturamento
Blender
Agente de
sustentação
Fluido de
fraturamentoZona de 
interesse
Agente de sustentação
Bombas
Fratura
Processo de fraturamento hidráulico
Capítulo 2. Completação
135
O fraturamento não altera a permeabilidade natural das rochas-
reservatório. O Índice de Produtividade dos poços aumenta pelas 
seguintes razões:
Modifica o modelo do fluxo do reservatório para o poço. • 
O fluxo passa a ser linear dentro da fratura e nas proximidades, e 
“pseudo-radial” mais distante da fratura. Como se pode deduzir, 
uma área maior do reservatório é exposta ao fluxo para o poço. 
O fluido passa a percorrer caminhos de muito menor resistência 
ao fluxo;
Quando há danos à formação, a fratura ultrapassa a zona com • 
permeabilidade restringida próxima ao poço;
Existe, ainda, a possibilidade da fratura atingir uma área do • 
reservatório mais distante do poço, com melhores condições de 
permo-porosidade;
Em reservatórios lenticulares (seções produtoras de pequenas • 
espessuras, intercaladas por folhelhos), a fratura criada poderá 
atingir zonas não previamente conectadas ao poço, colocando-
as em produção;
Em reservatórios naturalmente fraturados, uma fratura • 
induzida hidraulicamente também poderá interconectar fissuras 
naturais em quantidade suficiente para aumentar a produção.
Além de incrementar o Índice de Produtividade dos poços, o 
fraturamento pode contribuir para o aumento da recuperação final 
das jazidas. 
O efeito das fraturas induzidas no fator de recuperação dos 
reservatórios depende de muitos elementos, sendo os mais 
importantes: a permeabilidade da formação e a orientação da 
fratura com relação à área de drenagem (melhores resultados 
são conseguidos quando a fratura se desenvolve paralela à maior 
dimensão dessa área).
136
Alta Competência
Em reservatórios de alta permeabilidade, o fraturamento pode 
aumentar a vazão dos poços, contribuindo, assim, para melhorar 
o fluxo de caixa. No entanto, possui pouca influência no fator de 
recuperação. Em reservatórios de baixa permeabilidade essa influência 
pode ser bastante significativa.
Tanto o fluido de fraturamento empregado quanto o agente de 
sustentação têm função preponderante na qualidade final do 
tratamento. Os fluidos de fraturamento podem ser à base água ou à 
base óleo, sendo compostos basicamente de: 
Água (base água) ou • diesel (base óleo);
Agente gelificante (goma guar, • HPG etc.);
Reticulador;• 
Quebrador de gel;• 
Aditivo controlador de perda de filtrado;• 
Desemulsificante.• 
Os fluidos de fraturamento devem possuir uma série de características 
desejáveis:
Baixa viscosidade, quando estiver na tubulação dentro do • 
poço, para diminuir a perda de carga por fricção, diminuindo 
a potência das bombas injetoras, o que diminui o custo do 
fraturamento;
Deve possuir grande poder de sustentação, para que o agente • 
de sustentação carreado para a fratura não se decante, o que 
prejudicaria bastante a condutividade da fratura, bem como 
este poder de sustentação não pode ser muito suscetível à 
temperatura da formação, já que a área de contato do fluido 
com a formação é grande e o seu aquecimento muito rápido;
Capítulo 2. Completação
137
Deve resultar baixo coeficiente global de filtração (do fluido • 
para as formações), já que quanto maior este coeficiente, maior 
o volume de fluido a ser bombeado para a execução de uma 
mesma fratura;
Ao término do bombeio, deve se degradar (quebrar o gel) • 
somente após o completo fechamento da fratura sobre o agente 
de sustentação. Caso contrário, ocorreria também a decantação 
do mesmo, prejudicando a condutividade da fratura;
Não deve depositar uma quantidade significativa de • 
resíduos nas paredes da fratura, por exemplo, resíduos 
que são provenientes do gelificante, do reticulador, do 
aditivo controlador de filtrado, pois essa deposição também 
prejudicaria a condutividade da fratura.
Os tipos de agentes de sustentação mais empregados são: areia 
selecionada e bauxita. A escolha do tipo de agente de sustentação 
(areia ou bauxita), a sua granulometria (8/12, 12/20, 16/30 ou 20/40 
Mesh) e a quantidade a ser empregada por unidade de área de 
fratura (libras de areia por pé quadrado de fratura) são função da 
condutividade adimensional de fratura que se deseja, considerando a 
permeabilidade do reservatório que está sendo fraturado e o estado 
de tensões presente.
O estado de tensões da rocha-reservatório é muito importante na 
escolha do tipo de agente de sustentação, pois após o fechamento 
da fratura o agente de sustentação estará sujeito às tensões 
de confinamento. Quanto maiores essas tensões, menores as 
condutividades de fratura resultantes. De uma forma simplista, tem-
se a utilização de areia selecionada para menores profundidades 
(e, portanto, menores tensões de confinamento) e de bauxita para 
as maiores profundidades (e maiores tensões). No Brasil, pelo alto 
custo de aquisição da areia e por questões de degradação ambiental, 
utiliza-se quase exclusivamente bauxita.
138
Alta Competência
As operações de fraturamento são executadas com bombas especiais 
para alta pressão. O fluido de fraturamento é succionado dos tanques 
de estocagem para o equipamento de mistura (blender), onde é 
feita a dosagem dos produtos químicos e do agente de sustentação. 
A mistura é bombeada para a sucção das bombas de alta pressão 
e daí é injetado na formação, através da coluna ou do próprio 
revestimento.
Para a execução dos trabalhos de estimulação de poços, a Petrobras 
mantém contratos com companhias de serviço especializadas.
2.6.4. Operações com arame
Uma vez descida a coluna de produção e instalada a árvore de natal, 
ainda assim se pode fazer um grande número de operações no poço, 
utilizando-se as unidades de arame. Essas unidades são constituídas 
de um módulo de força, com um motor diesel acionando um motor 
hidráulico, e este, através de mangotes, transferindo a potência para 
o módulo de operação. 
O módulo de operação, por sua vez, é composto por uma unidade 
de acionamento hidráulico, um guincho, um sistema de medição de 
comprimento de arame (odômetro) e um sensor de peso do arame. 
Os arames normalmente empregados são os de 0,092” e 0,125”de 
diâmetro. Há, também, unidades de cabo de aço; porém, utilizando-
se cabo, não se consegue vedação no stuffing-box, já que o cabo não 
é liso. Isso inviabiliza a utilização de cabo em poços com pressão.
As operações de arame podem ser feitas se houver pressão na cabeça, 
inclusive se o poço estiver em fluxo. Para tanto, monta-se sobre a 
árvore de natal o seguinte aparato:
Na base, um “tê” de fluxo, que é um tubo com uma bifurcação, • 
para permitir bombear ou produzir qualquer fluido pela sua 
derivação. Este “tê” de fluxo deve ter válvulas de fechamento 
em todos os seus ramos.
Sobre o “tê”de fluxo é montado o • BOP de arame, que serve 
para fechar o poço em caso de emergência.
Capítulo 2. Completação
139
Sobre o • BOP é montado o lubrificador, que é uma câmara 
onde se aloja o botton hole assembly (BHA), composição dos 
equipamentos que descerão no poço durante a montagem e 
desmontagem.
Finalmente, sobre o lubrificador, fica posicionado o • stuffing-
box, que nada mais é que um jogo de gaxetas (stripper), servindo 
para manter a vedação em volta do arame, enquanto é descido 
ou retirado do poço.
Fo
n
te: Petro
b
ras
Unidade de arame (sistema de medição e 
bobina de arame)
São inúmeras as operações com arame, dentre as quais podemos 
citar:
Abertura e fechamento de • sliding sleeves;
Substituição de válvulas de • gas-lift;
Assentamento ou retirada de • standing valves ou plugs nos 
nipples;
Substituição de • DHSV insertáveis danificadas;
Descida de registradores de pressão, do tipo • amerada, para 
execução de testes de produção (TP);
Gabaritagem de coluna e checagem do fundo do poço para • 
verificar a viabilidade de canhoneio, perfilagem etc.;
140
Alta Competência
Estampar ou coletar amostras do fundo do poço ou de qualquer • 
obstrução da coluna;
Perfurar a coluna de produção.• 
Unidade de arame (guincho) Painel da unidade de arame 
(guincho) cabinada 
Fo
n
te: Petro
b
ras
Fo
n
te: Petro
b
ras
A
B C D E
Trem de WL (wireline)
Fo
n
te: Petro
b
ras
Fo
n
te: Petro
b
ras
Fo
n
te: Petro
b
ras
Fo
n
te: Petro
b
ras
Fo
n
te: Petro
b
ras
(A) Barra de peso e soquete superior
(B) Barras de peso e emenda articulada (joelho)
(C) Barras montadas com joelho
(D) Conector rápido
(E) Trem de arame montado
Capítulo 2. Completação
141
2.6.5. Operações com flexitubo
Trata-se de um tubo de aço, com diâmetro externo (OD) de 1” a 
1.3/4” (os mais utilizados no Brasil), com comprimento suficiente para 
operar em todo o poço, e que fica enrolado em um carretel especial. 
O aparato completo inclui, além do carretel com o tubo, uma unidade 
de força, com um motor diesel e hidráulico; uma cabine de comando, 
de onde se tem o controle de comprimento (odômetro), peso, vazão 
e pressão; e um equipamento de cabeça de poço, que inclui o injetor, 
que coloca o tubo para dentro do poço; um BOP que se fecha sobre 
o flexitubo, um lubrificador e um stuffing-box.
O flexitubo pode operar tanto em poços com coluna de produção 
quanto em poços sem coluna, sendo que a sua grande vantagem 
é a não-necessidade de desequipar (e nem amortecer) o poço para 
operar.
Entre as operações comumente efetuadas com flexitubo estão:
A indução de • surgência com nitrogênio;
A divergência de produtos químicos durante as estimulações;• 
A remoção de areia do fundo do poço;• 
Remoção mecânica de incrustação de colunas;• 
Abandono de intervalos por cimentação;• 
Corte de “peixes” dentro da coluna;• 
Corte de cimento abaixo da extremidade da coluna com uma • 
broca especial que se abre ao sair da coluna; é acionada por 
uma turbina de fundo para girar e depois se fecha para passar 
novamente pela coluna;
Perfuração de poços laterais (• lateral drilling).
142
Alta Competência
Unidade completa de FT, com injetor (1), 
unidade de força (2), carretel (3) e cabine de 
controle (4)
Fo
n
te: Petro
b
ras
2.6.6. Operações com nitrogênio
O nitrogênio é utilizado para aliviar o peso de uma coluna 
hidrostática, para os mais variados fins. É fornecido no estado líquido 
(N2 criogênico), pois só assim pode ser bombeado às altas pressões 
requeridas, normalmente acima de 3.000 psi (seria necessário um 
compressor monstruoso para comprimi-lo até esses níveis de pressão). 
Após ser bombeado, passa por um trocador de calor que o aquece, 
passando dessa forma para o estado gasoso, sem, no entanto, 
perder pressão. O volume, obviamente, se expande. Dessa forma, o 
nitrogênio é injetado no poço, seja através do anular e mandris de 
gas-lift ou através de um flexitubo.
Na injeção pelo anular, inicialmente o gás é bombeado da plataforma 
até o nível máximo de pressão possível. Só então se entra com a 
unidade de N2. A utilização de N2 faz com que não seja necessária 
a colocação de diversos mandris de gas-lift (MGL) na coluna para a 
indução de surgência do poço. Como exemplo, existem poços mais 
antigos na E&P-BC com até 10 (dez) MGLs. Atualmente, utiliza-se no 
máximo 3 (três).
Capítulo 2. Completação
143
Na injeção pelo flexitubo, o N2 é bombeado pelo interior até a 
sua extremidade, gaseificando o anular flexitubo X coluna de 
produção, diminuindo a pressão hidrostática e permitindo a reação 
da formação. Note que é imprescindível que o gás bombeado pelo 
interior do flexitubo seja um gás inerte, como é o N2, por motivos de 
segurança, já que um grande comprimento do flexitubo permanece 
na superfície, enrolado no carretel. Um furo poderia ocasionar um 
acidente de graves proporções, se estivesse sendo bombeado, por 
exemplo, gás natural.
2.6.7. Operações com cimento na completação e em workover
As intervenções com cimento são a compressão ou squeeze e a 
recimentação, ambas descritas a seguir.
a) Compressão de cimento
A compressão ou squeeze de pasta de cimento é uma operação muito 
freqüente, normalmente empregada com os seguintes objetivos:
Corrigir a cimentação primária;• 
Reduzir ou eliminar a produção de fluidos indesejados;• 
Tamponar • canhoneados em zona produtora para abandono 
ou recanhoneio seletivo;
Reparar vazamentos em revestimento.• 
A pasta de cimento é uma dispersão constituída de água, partículas 
sólidas de cimento e aditivos. As dimensões dessas partículas não 
permitem sua passagem pelos poros de rochas permeáveis com 
menos de 100 mD de permeabilidade, a menos que existam fraturas 
naturais. Ao se comprimir a pasta contra uma rocha permeável ocorre 
um processo de filtração com deposição de reboco e penetração do 
filtrado na rocha, a não ser que a pressão exercida seja suficiente 
para fraturar a formação. 
144
Alta Competência
Por não haver qualquer vantagem para o sucesso da operação em 
se fraturar a formação, muito pelo contrário - tal prática introduz 
riscos desnecessários como a própria comunicação entre zonas que se 
pretendia isolar - deve-se preferencialmente, realizar a compressão 
de cimento a baixa pressão, ou seja, utilizando pressões de trabalho 
inferiores a pressão de fratura. 
Nas operações de baixa pressão é de fundamental importância que 
os furos e cavidades a serem preenchidos com cimento estejam 
devidamente limpos. Geralmente, tais furos estão cheios de borras, 
asfaltenos, reboco do fluido de perfuração e outros detritos. Existem 
vários processos de limpeza dos furos como pistoneio tradicional, 
pistoneio por impacto, limpeza química e utilização de ferramentas 
de lavagem. O fluido de completação presente no poço deverá ser 
comprimido e filtrado para a formação porosa, de forma que o 
cimento deslocado ocupe as cavidades e furos a serem cimentados. 
Sendo assim, a operação só é possível utilizando fluido limpo, não 
formador de reboco e isento de sólidos.
O deslocamento da pasta de cimento até a posição desejada é 
geralmente feito por injeção direta pela coluna de operação ou 
pelo deslocamento de um tampão hidrostaticamente balanceado. 
Uma vez posicionada, a pasta é comprimida em intervalos regulares 
para diversos níveis de pressão. O reboco de cimento depositado 
na parte mais permeável da formação funciona como agente 
divergente, levando a pasta a filtrar-se contra intervalos menos 
permeáveis expostos. Quando toda a formação em contato com a 
pasta estiver impermeabilizada por esse processo de desidratação, 
obtendo-se uma filtração nula para o nível de pressão aplicado. 
Na superfície, o registro de uma carta de pressão permite o 
acompanhamento da operação. 
As quantidades de cimento efetivamente necessárias para cumprir 
as finalidades de uma compressão são geralmente muito pequenas. 
Normalmente utilizam-se volumes maiores, de forma a facilitar a 
mistura, evitar a contaminação e permitir odeslocamento da pasta 
até a posição desejada. Em operações feitas sem o fraturamento 
da formação, esse volume varia normalmente entre 3 e 10 bbl, 
dependendo do diâmetro do poço, profundidade e objetivo do 
trabalho e raramente excede a 15 bbl. Durante a etapa de compressão, 
Capítulo 2. Completação
145
administra-se o volume disponível de pasta a ser injetado, de forma a 
não permitir que os furos ou cavidades que se pretendem tamponar 
fiquem lavados ou descobertos.
Deslocamento da pasta Posicionamento do
tampão balanceado 
Compressão da pasta
Técnica do tampão balanceado
20 40 50 80 100 120 140
0
4
8
12
16
20
Pr
es
sã
o
 X
 1
00
c
Carta de pressão
O desempenho de uma pasta depende, basicamente, das características 
do cimento, temperatura e pressão a que o mesmo é submetido, 
concentração e tipo de aditivos, razão água-cimento, ordem e 
energia de mistura. Uma série de testes laboratoriais devidamente 
padronizados para poços de petróleo é realizada com o objetivo de 
verificar o comportamento da pasta em cada tipo de operação e nas 
condições de fundo de poço. 
146
Alta Competência
Os principais testes são: tempo de espessamento, perda de fluido, 
reologia, água livre, resistência compressiva e estabilidade. Para 
a maioria das operações na fase de completação, uma pasta deve 
apresentar baixos valores de viscosidade, filtrado, água livre e 
decantação de sólidos. 
Para adequar as propriedades e o desempenho da pasta a uma 
variada gama de situações de operação, são utilizados diferentes 
tipos de aditivos que devem ser adequadamente adicionados à pasta 
e testados em laboratório. Os principais aditivos são: aceleradores 
e retardadores de pega, controladores de filtrado, dispersantes, 
estendedores, adensantes e controladores de perda de circulação.
b) Recimentação
A cimentação primária destina-se, basicamente, a propiciar 
suporte mecânico ao revestimento, bem como promover a vedação 
hidráulica entre os diversos intervalos permeáveis, impedindo 
a intercomunicação de fluidos por detrás do revestimento, no 
espaço anular. A existência de um efetivo isolamento hidráulico é 
de fundamental importância técnica e econômica, garantindo um 
perfeito controle da origem ou destino dos fluidos produzidos ou 
injetados. A não-observância desse requisito pode gerar diversos 
problemas como a produção de fluidos indesejáveis, testes de 
avaliação das formações incorretos, prejuízo no controle dos 
reservatórios e operações de estimulação mal sucedidas, inclusive 
com possibilidade de perda do poço.
A avaliação da qualidade da cimentação é feita mediante a 
interpretação de perfis acústicos corridos no poço. Pela análise desses 
perfis se detecta a posição do topo de cimento no anular, intervalos 
de revestimento livre e presença de canalizações. Normalmente, uma 
recimentação é indicada para os casos de correção de cimentação em 
que há fortes indícios de se obter sucesso na circulação da pasta, pois 
neste tipo de operação o cimento não é comprimido e sim circulado 
por detrás do revestimento, de maneira análoga à cimentação 
primária do revestimento.
Capítulo 2. Completação
147
O intervalo a ser recimentado, após ser devidamente detectado e 
selecionado, é canhoneado na sua parte superior e inferior, de modo 
a permitir a circulação da pasta. Um retentor de cimento é então 
assentado um pouco acima dos canhoneados inferiores.
O retentor de cimento é um equipamento assentado a cabo elétrico 
através da expansão e fixação de cunhas e energização do elemento 
ou borracha de vedação. Quando 
uma ponteira (stinger) colocada 
na extremidade da coluna de 
operação se encaixa no retentor, 
há o deslocamento de uma 
camisa que permite a abertura e o 
fechamento da comunicação com 
os canhoneados inferiores. Uma 
vez assentado, o retentor não 
pode ser reutilizado. Para a sua 
remoção, utiliza-se broca.
Uma vez estabelecida a circulação 
por detrás do revestimento, a 
limpeza do espaço anular ou dos 
canais é realizada, através da 
circulação à alta vazão de colchões lavadores e grande volume de 
fluido. A total remoção de lama e reboco é uma etapa fundamental 
para o sucesso de uma recimentação.
O volume de pasta necessário para a operação deve ser calculado 
e preparado em função do caliper do poço e do comprimento do 
intervalo a ser cimentado. Após o deslocamento da pasta, o stinger 
é desencaixado, impedindo comunicação com os furos inferiores. 
Uma circulação reversa pela coluna de operação é efetuada para 
limpeza de algum provável excesso de pasta vindo dos furos 
superiores. Geralmente é necessária a compressão de mais cimento 
nos furos superiores, para completa vedação. 
+ +
Retentor
de cimento
Canal
Cimento
148
Alta Competência
(1) Cunha superior
(2) Pinos de cisalhamento
(3) Anel de travamento
(4) Elemento de vedação
(5) Rosca cremalheira
(6) Pinos de cisalhamento
Collet
(7) Cunha interior
(8) Camisa interna
(9) Anéis de vedação
Rosca para conexão
do ponto fraco
Retentor de cimento (cement retainer)
2.6.8. Perfilagem de produção
Operações de perfilagem consistem em transitar pelo poço sondas 
elétricas com diversas finalidades, para obter dados e informações 
de reservatório e de produção do poço. A ferramenta Production 
Logging Tool (PLT) pode fornecer os seguintes perfis:
Perfil de fluxo contínuo (• continuous flowneter);
Gradiomanômetro;• 
Perfil de medição de densidade do fluido (• fluid densitymeter);
Capítulo 2. Completação
149
Perfil composto com caracterização de fluido (• Hidrolog);
Perfil de temperatura.• 
a) Perfil de fluxo contínuo (continuous flowmeter)
São perfis que registram continuamente a rotação de palhetas 
centralizadas da ferramenta. A rotação das palhetas é função da 
velocidade de fluxo do fluido dentro do poço, da velocidade, do 
sentido de movimentação do cabo elétrico (descendo ou subindo) e 
da viscosidade dos fluidos. 
O objetivo principal do perfil é determinar qual a velocidade de 
fluxo dos fluidos em cada seção do poço e, por diferença, determinar 
a contribuição de cada intervalo, já que a vazão de produção na 
superfície é conhecida. A forma de analisar o perfil é determinar 
qual a velocidade do cabo que resulte em rotação das palhetas igual 
a zero. Para que a velocidade relativa seja igual a zero não pode 
haver movimento relativo entre a ferramenta e o fluido produzido, 
portanto a velocidade do cabo é a própria velocidade do fluido.
Como seria bastante trabalhoso (ou mesmo não operacional) ficar 
alterando a velocidade do cabo em cada trecho de interesse entre os 
canhoneados abertos, de forma a se encontrar a rotação das palhetas 
igual a zero, é mais simples efetuar três manobras de descida e subida, 
com velocidades de cabos diferentes entre cada manobra e plotá-los 
num gráfico em cuja abscissa está a velocidade do cabo (Vcabo) e na 
ordenada, a rotação das palhetas (RPS).
Traçando-se uma reta pelos pontos obtidos, pode-se extrapolar e 
encontrar a velocidade do cabo que resulte rotação zero para cada 
trecho de interesse. Como é sabido que a velocidade de fluxo é igual 
a zero abaixo de todos os canhoneados – caso não se tenha nenhum 
tipo de vazamento através de tampões mecânicos assentados para 
isolamento de canhoneados abertos mais abaixo – e a vazão total 
de produção na superfície também é conhecida, é possível definir 
a contribuição na produção de um único fluido (geralmente, óleo) 
de cada intervalo. Esse procedimento também pode ser adotado 
para poços injetores de água, para determinar qual a parcela 
recebida em cada intervalo.
150
Alta Competência
O perfil flowmeter corrido isoladamente, sem outras informações, 
somente pode informar a contribuição de cada intervalo se estivermos 
trabalhando com um único fluido. Caso esteja presente a produção 
de dois fluidos, mais um perfil é necessário para informar, além da 
contribuição de cada intervalo, qual a percentagem de cada fluido.
b) Gradiomanômetro
Esse perfil registra continuamente a densidade da misturade 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 0,01g/cm3.
A diferença de pressão registrada é função da soma da coluna 
hidrostática com as perdas por atrito e a diferença do efeito cinético 
entre os dois foles de medição de pressão. Como em velocidades 
normais de fluxo o efeito do atrito não é muito grande e o efeito 
cinético nos foles é normalmente desprezível, a diferença de pressão 
é reflexo da própria densidade do fluido. Cuidados especiais devem 
ser tomados com poços direcionais, já que o ângulo de inclinação 
do poço em cada ponto irá afetar a diferença de pressões. Portanto, 
é necessário corrigir essas leituras, dividindo-se os valores do perfil 
pelo cosseno do ângulo de desvio do poço.
Resumindo, pode-se dizer que 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.
c) Perfil de medição de densidade do fluido (Fluid density meter)
Este perfil apresenta a densidade do fluido que passa por dentro 
da própria ferramenta (amostra de 4” por ½” de diâmetro) 
através de um sistema radioativo semelhante, embora não igual, 
ao dos perfis que medem a densidade da formação a poço aberto. 
A resolução do perfil, em condições normais de velocidade do 
cabo e constante de tempo, é melhor que 0,02g/cm3 e não precisa 
ser corrigido pelo desvio do poço, pois as medidas de densidade 
não são afetadas por isto.
Capítulo 2. Completação
151
É interessante ressaltar, porém, que em fluxos multifásicos é usual 
que o fluido mais leve vá pelo centro do conduto, enquanto o mais 
pesado vá pelas paredes do poço. A ferramenta, sendo centralizada, 
costuma medir uma densidade menor que a real. Por outro lado, em 
poços direcionais com desvio muito acentuado, os centralizadores 
podem não conseguir impedir certa descentralização da ferramenta. 
Conseqüentemente, a medição da densidade fica mais afetada pelo 
fluido mais pesado.
d) Perfil composto com caracterização do fluido (Hidrolog)
Para fluxos trifásicos, o uso simultâneo do flowmeter e de medidores 
de densidade do fluido não é capaz de informar a contribuição e 
percentagem de cada fluido produzido em cada intervalo. Têm-se, 
agora, um número de equações inferior ao número de incógnitas.
O perfil hidrolog mede a constante dielétrica do fluido que passa por 
dentro da própria ferramenta, indicando a percentagem de água 
presente na mistura. Essa indicação repousa no fato que dentre os três 
tipos de fluidos (gás, óleo e água) apenas este último apresenta alta 
constante dielétrica. Assim, o perfil é calibrado para fluxos bifásicos e 
fornece já os valores da percentagem de água.
Semelhante ao perfil fluid density meter, esse perfil centralizado 
costuma medir a passagem do fluido no centro do conduto, 
normalmente o mais leve, ocasionando valores de percentagem de 
água menores ou iguais ao real.
e) Perfil de temperatura
O estudo de anomalias de temperatura pode fornecer diversas 
indicações, tais como:
Que intervalos estão produzindo ou recebendo fluidos;• 
Localização de vazamentos;• 
Topo do cimento;• 
Altura de fraturas etc.• 
152
Alta Competência
O perfil de temperatura é utilizado para registrar a temperatura 
do fluido do poço. A ferramenta é um sistema de ponte elétrica 
que usa um sensor elétrico como quarto braço da ponte. Sua 
resolução é melhor que 0,01 oF. Pode registrar, além da temperatura 
absoluta, o diferencial de temperatura, a partir da comparação das 
temperaturas absolutas de dois pontos próximos, utilizando uma 
escala mais sensível.
As condições do poço antes e durante a perfilagem determinam 
a utilidade dos dados de temperatura. As medidas são feitas 
durante uma injeção ou produção estabilizadas ou em intervalos 
regulares, após o poço ter sido fechado e o fluido de dentro 
do poço estar retornando ao equilíbrio geotérmico, com as 
formações circundantes.
A ferramenta termal decay time log (TDT) é utilizada para traçar um 
perfil qualitativo das saturações dos fluidos existentes no reservatório. 
Em outras palavras, determina os contatos gás-óleo e óleo-água. 
O perfil é um registro contínuo do tempo de decaimento do nível 
termal da energia dos nêutrons emitidos contra a formação pela 
fonte do aparelho versus a profundidade. Os nêutrons que são 
capturados ao atingirem um determinado nível, emitem raios 
gama, que são captados e contados pelos detectores da ferramenta. 
Como tanto o gás quanto o óleo e a água têm uma diferente 
resposta a esta ativação, consegue-se, pois, distinguir as diferentes 
saturações da rocha.
2.7. Procedimentos para recebimento ou partida de poços
As anormalidades ocorridas nas operações de recebimento e 
entrega dos poços para as UEP e as oportunidades de melhoria 
detectadas levaram as gerências das Unidades de Produção 
e de Engenharia e Intervenções em Poços a elaborarem, em 
conjunto, procedimentos padronizados para este processo. 
Esses procedimentos são específicos para cada Ativo ou até 
mesmo cada Unidade de Produção, face à grande variedade de 
situações encontradas nas bacias offshore no Brasil. Assim, quando 
o técnico de operação for alocado em uma Unidade de Produção, 
será treinado no padrão, dentro do conceito de treinamento no 
trabalho (training on the job). 
Capítulo 2. Completação
153
O detalhamento de cada processo produtivo será desenvolvido em 
curso específico da Unidade de Produção ou do método de elevação 
usado no campo ou no poço. Os procedimentos de partida de poços 
após intervenções relativo à BCS ou gas-lift, por exemplo, serão 
apresentados na disciplina “Elevação e Escoamento de Petróleo”. 
Cumpre ressaltar a necessidade de cuidados adicionais para os poços 
submarinos, por serem o sistema mais complexo, pelas intervenções 
muito onerosas, e por haver risco de formação de hidratos na ANM e 
nas linhas de produção (flowlines).
A entrega de poço submarino pela sonda de perfuração e 
completação pode se dar antes da interligação do poço com a UEP, 
sendo, portanto, provisória. Nesse caso, após a interligação do 
poço à UEP, a entrega final será feita pelo barco especial que a 
concluir. Quando a entrega do poço é feita com este interligado à 
UEP, será definitiva, sendo o contato direto entre a UEP e a sonda. 
Em intervenções simples com barcos especiais (pequenas alterações 
na ANM etc.) a entrega será feita por este. Mesmo nesses casos, é 
imprescindível que todas as gerências diretamente envolvidas (OP, 
IP, EE, E&P-SERV) participem do planejamento, execução e avaliação 
da intervenção. A documentação da intervenção deve receber 
especial atenção, pois a pasta do poço e os bancos de dados dos 
prestadores de serviço devem estar sempre atualizados.
O bom planejamento da intervenção, inclusive envolvendo as 
atividades de recebimento (início da intervenção) ou de devolução 
(final da intervenção) é essencial para o bom relacionamento entre 
as partes e maior presteza na devolução do poço.
Nas unidades de intervenção (sonda, barcos especiais etc.) tais 
cronogramas/programas devem ser diariamente detalhados, em 
reuniões de planejamento operacional, para as próximas 48 horas. 
Tal detalhamento deve ser escrito em linguagem operacional 
concisa e objetiva, do tipo: “Faça isso”, “Não faça aquilo”. Deve ser 
entregue ao gerente geral da Unidade (OIM – Offshore Installation 
Manager) pelo Engenheiro Fiscal da Petrobras. Portanto, executa-se 
aquilo que foi definido pelo coordenador de operações junto ao 
Engenheiro Fiscal, representante do Ativo de produção a bordo. 
154
Alta Competência
O programa de intervenção deve conter, no mínimo, as seguintes 
informações relativas ao sistema UEP-Linhas-Poço:
Equipamentos do poço;• 
Linhas de produção e • anular;
Umbilical elétrico e hidráulico para acionamentodas funções e • 
facilidades da ANM e manifolds;
Manifolds•	 submarinos; 
Controle de produção na • UEP; 
Procedimentos específicos do Ativo e • UEP; 
Características das unidades de intervenção. • 
ATENÇÃO
Caso algumas dessas informações não estejam no 
programa, devem ser providas antes do início das 
operações. 
 
As seguintes articulações e operações serão planejadas e executadas 
antes da sonda de intervenção entrar no poço:
Articulações prévias entre a • UEP e as gerências operacionais 
em terra;
Articulações prévias entre sondas, barcos especiais e a • UEP; 
Operações prévias à chegada da sonda. • 
Dentre as providências prévias que a UEP deve tomar, podem ser 
citadas: 
Embarcar unidade de bombeio com técnico de operação dois • 
dias antes do início da limpeza de linhas; 
Capítulo 2. Completação
155
Verificar operacionalidade da unidade hidráulica e • 
disponibilidade de fluido hidráulico; 
Obter informações sobre o tipo de fluido contido nas • 
flowlines, no anular do poço e interior da coluna de produção. 
Se for o caso, providenciar a limpeza, lavagem ou drenagem 
das pressões; 
Verificar disponibilidade de óleo • diesel, álcool ou outro 
preventor de hidrato; 
Verificar situação dos meios de comunicação entre a • UEP e as 
unidades de intervenção: rádios, video-link, telefone, fax etc. 
Execução de operações chave na entrega/recebimento de poço: 
Dentre as operações importantes, muitas destas com o concurso da 
UEP, sonda e barco especial, podemos citar:
Teste funcional das válvulas da • ANM; 
Flushing•	 (fluxo de fluido hidráulico) e identificação de linhas 
hidráulicas; 
Teste de estanqueidade de válvulas e linhas hidráulicas: deve • 
ser feito após a instalação de DHSV e ANM; 
Limpeza de • flowlines: deve ser feita, preferencialmente 
antes da chegada da sonda, a fim de prevenir a ocorrência de 
incrustações, formação de hidrato etc.; 
Prevenção de hidrato antes de fluir o poço: deve ser feita entre • 
fases da intervenção como retirada da TRT para instalação de 
tree cap e antes de fluir o poço para a UEP; 
Indução de • surgência;
Teste de produção• .
156
Alta Competência
2.8. Equipes a bordo da unidade marítima de intervenção em poços 
Os técnicos de operação de produção devem conhecer as equipes 
das Unidades de Intervenção em Poços (Unidades de Perfuração 
Marítimas – SM, SPM, Plataformas Auto-Elevatórias, SS, NS – Unidades 
de Flexitubo, Unidades de Arame, Barcos de Estimulação etc.) a fim 
de interagirem construtivamente.
Como exemplo informativo, apresentamos a seguir um excerto de 
Rodrigues (2001) sobre as atividades das equipes de uma Moderna 
Unidade de Perfuração Marítima, conhecida como equipe de 
Engenharia de Poço. 
“Para tirar melhor proveito das intervenções, é 
preciso entender “quem é quem” nestas unidades 
e compreender seus costumes, linguajar, valores, 
crenças e suas necessidades. O proveito será maior, 
quanto maior for a lucratividade, a segurança e 
a preservação do meio ambiente. O prazer no 
trabalho contribui muito para a qualidade de vida 
do trabalhador e de sua família. Assim, devemos 
reforçar os costumes e valores que contribuem 
para a qualidade de trabalho e de vida e eliminar 
aqueles que trazem má qualidade dos trabalhos 
e desentendimentos nas relações interpessoais. 
Sugerimos assim, que os técnicos de operação de 
produção procurem conhecer o regime de trabalho 
de seus companheiros das Unidades de Intervenção 
em Poços e tratá-los como parceiros que vieram para 
contribuir com a sobrevivência econômica da UEP. 
Naturalmente, haverá divergências que deverão 
ser tratadas com franqueza e companheirismo” 
(RODRIGUES, 2001). 
A equipe de Engenharia de Poço é constituída por grupos de 
especialistas que embarcam em determinadas fases da construção ou 
manutenção do poço de petróleo e desembarcam assim que terminam 
seus trabalhos, abrindo vagas para os especialistas da próxima fase. 
Tais especialistas, coordenados pelo engenheiro fiscal (company man) 
cuidam do acompanhamento geológico, equipamentos de cabeça de 
Capítulo 2. Completação
157
poço, perfuração direcional, perfilagem, revestimento, cimentação, 
canhoneio de revestimento, avaliação de formação, instalação de 
colunas de produção, instalação de equipamentos submarinos, 
operações com slick line, operações com coiled tubing etc. Boa parte 
destes técnicos trabalha em regime de sobreaviso, com altas cargas 
de trabalho. Essa equipe é a que se relaciona diretamente com os 
técnicos de operação de produção. O contato deve ser feito com o 
engenheiro fiscal ou alguém que tenha recebido delegação deste. 
É comum que os técnicos que fazem a instalação final da cabeça do 
poço (árvore de natal seca ou molhada) recebam a delegação em 
certos momentos. Entretanto, em caso de dúvida, voltam a recorrer 
ao engenheiro fiscal.
a) O trabalho dos gerentes e supervisores (superintendente, capitão, 
bargemaster, encarregado de perfuração, chefes de manutenção) 
As pressões econômicas (as taxas diárias são altas), a complexidade 
deste tipo de unidade de serviços, a aplicação de tecnologias de 
ponta, a gestão de pessoas em um ambiente confinado e de alto 
risco, o relacionamento com pessoas de diferentes nacionalidades, 
níveis de educação e culturas e a consciência de que existem pontos 
fracos nos sistemas físicos e humanos são alguns dos aspectos que 
tornam o trabalho dos gerentes e supervisores um constante desafio. 
O relacionamento com os representantes da contratante (company 
men) é citado como fator de estresse (Cooper & Sutherland,1989). 
Os gerentes e supervisores trabalham em regime de turno do tipo 
sobreaviso com jornadas sempre superiores a 12 horas. 
b) O trabalho do técnico de segurança (safety man)
O técnico de segurança faz parte do grupo que batizamos de staff a 
bordo, juntamente com o enfermeiro e os rádio-operadores, uma vez 
que além de suas funções específicas na área da segurança industrial, 
também atuam como intermediários entre a gerência a bordo e os 
demais trabalhadores. Suas funções são avaliar e controlar os riscos a 
bordo, elaborar planos de prevenção de riscos e acidentes, promover 
treinamento e campanhas de conscientização e coordenar todos os 
pousos e decolagens de aeronaves.
158
Alta Competência
c) O trabalho do enfermeiro (medic)
O enfermeiro exerce atividades ligadas à área de saúde e atividades 
administrativas, no enfoque de polivalência comum nas UPMs. 
Como técnico da área de saúde, monitora as condições de saúde a 
bordo, presta primeiros socorros e outros serviços médicos, mantém 
registros médicos, controla o estoque de medicamentos e materiais 
médicos, inspeciona a higiene da embarcação, com ênfase na 
alimentação, e promove treinamento em primeiros socorros. Um 
bom enfermeiro é um pouco médico, um pouco assistente social e um 
pouco psicólogo, afinal representa toda a área médica na Unidade. 
Em algumas UPMs o enfermeiro elabora, diariamente, a lista de 
pessoal a bordo, participa das reuniões de segurança, controla a 
lista aérea de passageiros e controla a alocação de pessoas nas 
balsas salva-vidas. Trabalha das 6 às 18 horas, além das solicitações 
durante a noite, caracterizando regime de sobreaviso.
d) O trabalho dos rádio-operadores (radio operators) 
Os rádio-operadores enfrentam uma carga de trabalho cognitivo 
muito alta, seja nos contatos operacionais, por telefone e rádio, 
seja nos contatos com as famílias dos trabalhadores ou no auxílio 
à solução de problemas diversos, quando atuam como intérpretes. 
Durante o turno da noite (22h às 6h) o trabalho torna-se monótono, 
sendo difícil lidar com a sonolência. 
e) O trabalho dos encarregados de sonda (tool pushers)
Misto de gerente com amplas atribuições e técnico de operação 
em situações delicadas ou de emergência, o encarregado de sonda 
é elemento vital para a qualidade e segurança dos trabalhos. Suas 
principais funções são o planejamento operacional, a priorização de 
recursos, o treinamento de sua equipe e uma constanteatuação na 
prevenção a acidentes. Os bons encarregados orientam e alertam 
seus subordinados, com freqüência aos gritos, quanto aos inúmeros 
e sempre presentes riscos de acidentes. Ao menor descuido, perde-
se um dedo, esmaga-se um pé, sofre-se um forte impacto, cai uma 
ferramenta dentro do poço, perde-se o controle de um poço etc.
Capítulo 2. Completação
159
f) O trabalho do sondador (driller)
O sondador é o trabalhador que permanece todo o tempo na 
plataforma de trabalho, em uma cabine, manipulando alavancas, 
botões e chaves. Ele monitora múltiplos parâmetros (peso, vazão, 
pressão, temperaturas, níveis de tanques, inclinações etc.) e 
orienta sua equipe de assistentes de sondador, torrista, quatro 
plataformistas e auxiliares eventuais. Alguns desses trabalhadores 
estão em seu campo de visão direta, outros são comandados por 
telefone, intercomunicadores e rádios walk talk. Os instrumentos 
eletrônicos são cada vez mais comuns, porém requerem verificações 
físicas, pois não são totalmente confiáveis. O trabalho do sondador 
possui alta carga mental e cognitiva, contemplando cálculos, 
monitoração de painéis, manipulação de instrumentos que exigem 
grande perícia, além de requerer forte e imprescindível liderança 
sobre a equipe. Na cabine do sondador da unidade existem 12 
painéis de informação e controle.
g) O trabalho do assistente de sondador (driller assistant) 
A complexidade dos trabalhos nas UPMs modernas exige a atuação 
de dois sondadores (1º e 2º sondadores) ou de um sondador e um 
assistente. Cumpre ao assistente orientar em suas atividades, lado 
a lado, os plataformistas e o torrista, além de auxiliar o sondador 
durante certas manobras.
h) O trabalho do torrista (derrick man) 
Durante as manobras (descidas ou retiradas de coluna), o torrista 
fica no alto, na plataforma do torrista (monkey board) – daí a 
denominação torrista – a mais ou menos 30 m de altura, onde 
arranja as seções de tubos nos garfos dos estaleiros. Nesse período, 
trabalha solitário e dispõe de recurso frágil e arriscado para fugir, 
no caso de algum acidente grave, como fluxo descontrolado 
do poço ou incêndio. Quando a sonda não está em manobras 
de tubos, o torrista é responsável pelo sistema de confecção e 
tratamento de fluidos, que é complexo e de grande importância 
no sucesso das operações. 
160
Alta Competência
i) O trabalho dos plataformistas (roughnecks)
Início de carreira na equipe de sonda, os plataformistas, em número de 
quatro, executam os trabalhos mais pesados e se expõem aos maiores 
riscos. Trata-se de trabalho que exige habilidade, força e resistência 
física, uma vez que manipulam ferramentas complexas e pesadas, 
efetuam trabalhos em grandes alturas, suspensos em cadeiras que 
lembram trapézios; conectam e ajustam equipamentos para descida 
no poço, sabendo que pequenos descuidos podem levar a grandes 
prejuízos etc. 
j) O trabalho na sala de controle de estabilidade e utilidades 
(Operational Control Center - OCC) 
Nesta atividade, o bargemaster coordena a estabilidade da Unidade e 
o funcionamento das utilidades (lastro, fluidos, granéis, refrigeração, 
água potável, tratamento e descarte de esgoto etc.). Na sala de 
controle fica o operador de lastro (watchstander), e no convés principal 
o contramestre de movimentação de cargas, os guindasteiros e os 
homens de área. O trabalho do operador de lastro é um típico 
trabalho de sala de controle, com alta carga cognitiva, face à 
multiplicidade e importância dos parâmetros controlados, somado 
às tarefas de controle de distribuição das cargas na plataforma e 
às tarefas de inspeção de salas de bombas, tanques e outras áreas 
da plataforma. Há grande variedade de tarefas, como cálculos de 
estabilidade e de controle de estoques, monitoração de painéis 
de controle e circuito de câmaras de vídeo, operações manuais 
de acionamento de válvulas e operação de guinchos (para sondas 
ancoradas). As inspeções periódicas nas salas de bombas, quando o 
operador de lastro (watchstander) desce, via elevadores ou longas 
escadas por dentro das colunas, até níveis em torno de 20 metros 
abaixo do nível do mar, constitui atividade solitária e desgastante.
k) O trabalho dos guindasteiros (crane operators)
É um trabalho bastante difícil, posto que os guindasteiros 
movimentam cargas entre a plataforma e os rebocadores sob as 
condições dinâmicas do mar e em espaços bastante reduzidos, 
exigindo grande concentração e perícia, além de grandes cuidados 
com a segurança. 
Capítulo 2. Completação
161
l) Os homens de área (roustabouts)
A aspiração profissional dos roustabouts é, no mais das vezes, 
tornarem-se plataformistas, guindasteiros ou mecânicos. Eles 
trabalham na movimentação de cargas junto ao guindasteiro e 
sob o comando do mestre de movimentação de cargas. Efetuam 
serviços de limpeza e manutenção geral do convés principal. 
Eventualmente, auxiliam trabalhos na sonda de perfuração. 
Trata-se de atividade fatigante e muito perigosa, exigindo 
grande atenção e conhecimento de inúmeros procedimentos de 
segurança. O termo roustabout foi, pejorativamente, abrasileirado 
para “arrasta baldes”, uma vez que lavar o convés é parte do 
trabalho dos homens de área. O contramestre de movimentação 
de cargas (CMM) coordena, na área externa, a movimentação 
de cargas, em contato com a sala de controle, o almoxarifado, 
a sonda e os rebocadores. Os homens de área devem ter muita 
habilidade para acomodar na plataforma uma grande quantidade 
de materiais em um espaço exíguo, o que exige freqüentes 
movimentações de carga.
m) O trabalho na ponte e controle de posicionamento dinâmico 
(bridge and DP) 
Trata-se de uma sala de controle especialmente complexa devido à 
sofisticação dos instrumentos, à importância vital do trabalho para a 
segurança e a qualidade dos serviços da plataforma, ao fato do sistema 
DP (posicionamento dinâmico) fazer uso de tecnologia de ponta e à 
possibilidade de ocorrer variações bruscas das condições ambientais – 
vento, correnteza, oscilações das ondas do mar, cintilações ionosféricas 
e variações da temperatura da água do mar – que afetam o sistema 
DP. Assim, além das pressões decorrentes de serem responsáveis 
por manter a plataforma sobre o poço, com um pequeno grau de 
tolerância de afastamento, dependendo do tipo de operação em 
andamento, há ainda a probabilidade de ocorrer alguma anomalia 
ambiental ou do sistema de DP em si, jamais ocorrida. 
Cumpre observar que para trabalhadores em salas de controle, a 
sonolência durante o trabalho noturno pode colocar em risco vidas 
humanas e as instalações (Akerstedt, 1988). Um estudo revelou 
que 20% dos trabalhadores no turno da noite sofriam episódios de 
162
Alta Competência
adormecimento durante o trabalho, identificados por registros em 
eletro-encefalograma (Torsvall et al., 1989, apud Parkes, 1994). 
n) O trabalho do contramestre de cabotagem (bosun)
É o supervisor de salvatagem no mar, fazendo inspeções, 
manutenções e testes das baleeiras e botes salva-vidas, conduzindo 
os treinamentos de salvatagem e zelando pelo cumprimento das 
normas navais aplicáveis. 
o) O trabalho da equipe de manutenção
Um chefe de máquinas (chief engineer), um chefe de elétrica 
(chief electrician), técnicos em eletrônica (eletronic technicians), 
eletricistas (electricians), mecânicos (engineers), auxiliares de 
mecânica (motormen) e soldadores (welders) constituem a 
equipe de manutenção. Ressalta-se, no trabalho dos técnicos 
de manutenção em uma UPM, a grande variedade de tarefas, 
pois fazem manutenção em dezenas de sistemas e centenas 
de máquinas, envolvendo-se em projeto e execução, além de 
exercitarem a criatividade, ao improvisarem soluções para 
problemas inéditos. Os mecânicos, por exemplo, trabalham em 
torno, fresa etc. Assim, esses técnicos desenvolvem polivalência em 
suas áreas. A freqüente interrupção dos trabalhos em andamento 
face a novas prioridades é uma das características da organização 
do trabalho com a qual os novatos têm quese acostumar. A união 
e a amizade entre os membros da equipe são apontadas como 
a maior diferença em relação às equipes em trabalhos urbanos, 
mesmo aquelas que trabalham em refinarias de petróleo, onde, 
ao final de cada turno, o pessoal se dispersa. 
p) O trabalho do almoxarife (storekeeper): 
Uma UPM tem de 5.000 a 18.000 itens em estoque, com valor 
estimado em dois a três milhões de dólares americanos e freqüente 
movimentação de materiais. Cumpre ao almoxarife solicitar materiais, 
receber as cargas, conferir e encaminhar para uso imediato ou lançar 
em estoque e promover a arrumação do almoxarifado. O almoxarifado 
é dividido em áreas de mecânica, elétrica, hidráulica, eletrônica, 
marítima, mecânica da sonda, subsea, medicamentos e outras. 
Capítulo 2. Completação
163
q) O trabalho na hotelaria (cattering) 
Os serviços de hotelaria são terceirizados, sendo executados por 
empresas especializadas em serviços offshore. Esse grupo representa 
a base da pirâmide em salários e benefícios. A equipe é constituída 
pelo comissário, chefe de cozinha, cozinheiro da noite, padeiro (que 
trabalha à noite), um a dois ajudantes de cozinha, um saloneiro (serve 
as mesas), um lavandeiro (responsável pela lavagem das roupas de 
trabalho de todos a bordo), um paioleiro (responsável pelo paiol 
de alimentos), dois taifeiros (encarregados da limpeza de todas as 
salas e camarotes) e um técnico em serviços gerais. Todos exercem 
alguma polivalência. Em algumas UPMs, a hotelaria fornece também 
o técnico em serviços gerais, que é exemplo de polivalência. 
r) A equipe do ROV (Remoted Operated Vehicle) 
O robô submarino é imprescindível para operações que exigem 
imagem da cabeça do poço ou acionamento de válvulas e outros 
dispositivos nesta. A equipe, normalmente, é constituída por um 
supervisor, um piloto e um técnico encarregado do guincho de descida 
e subida do robô. A manutenção rotineira é feita pela própria equipe, 
só embarcando especialistas em casos excepcionais. A equipe de ROV 
em UPM trabalha em regime de sobreaviso, alternando períodos sem 
operações (com exceção do mergulho diário de teste) com períodos 
de trabalho intenso. Assim, ocorrem situações em que a equipe chega 
a trabalhar mais de 24 horas contínuas. Por essa razão, as equipes 
de ROV preferem trabalhar em navios de serviços de mergulho e de 
ROV, onde duas equipes se revezam em dois turnos de 12 horas por 
dia, evitando, assim, a alternância entre sobrecargas de trabalho e 
a monotonia. Exige-se da equipe conhecimentos em várias áreas, 
como mecânica, eletrônica, hidráulica, transmissão de dados e um 
grande treinamento e habilidade na operação do veículo que, por 
sua vez, exige visão espacial e habilidades manuais excepcionais.
164
Alta Competência
A equipe de engenharia de poço é composta por grupos de 
especialistas que embarcam em determinadas fases da construção ou 
manutenção do poço de petróleo e desembarcam assim que terminam 
seus trabalhos, abrindo vagas para os especialistas da próxima fase. 
Tais especialistas, coordenados pelo engenheiro fiscal (company man) 
cuidam de acompanhamento geológico, equipamentos de cabeça de 
poço, perfuração direcional, perfilagem, revestimento, cimentação, 
canhoneio de revestimento, avaliação de formação, instalação de 
colunas de produção, instalação de equipamentos submarinos, 
operações com slick line, operações com coiled tubing etc. Boa parte 
desses técnicos trabalha em regime de sobreaviso, com altas cargas 
de trabalho. Essa equipe é a que se relaciona diretamente com os 
técnicos de operação de produção. O contato deve ser feito com o 
engenheiro fiscal ou alguém que tenha recebido delegação deste. 
É comum os técnicos que fazem a instalação final da cabeça do poço 
(árvore de natal seca ou molhada) receberem a delegação em certos 
momentos. Entretanto, em caso de dúvida, voltam a recorrer ao 
engenheiro fiscal.
Capítulo 2. Completação
165
1) O que significa completação?
_______________________________________________________________
_______________________________________________________________
_______________________________________________________________
________________________________________________________________
2) Com relação aos tipos de completação, preencha as lacunas.
a) A completação ______________ é feita quando a ______________ 
e a __________________________ estão na superfície terrestre ou na 
plataforma de produção marítima.
b) A completação ______________ é feita quando a ______________ 
e a ______________ estão submersas, no leito do fundo marinho.
3) Explique a função do liner no processo de completação:
_______________________________________________________________
_______________________________________________________________
_______________________________________________________________
________________________________________________________________
4) Marque a opção que indica corretamente os dois tipos de liners.
( ) Liner de manutenção e liner de segurança.
( ) Liner de completação e liner de produção.
( ) Liner de perfuração e liner de completação.
( ) Liner de pressão e liner de manutenção.
( ) Liner de perfuração e liner de produção.
2.9. Exercícios
166
Alta Competência
5) A função do canhoneio é perfurar, simultaneamente, o 
revestimento, o cimento que há entre o revestimento e a formação, 
abrindo um túnel na formação, permitindo o fluxo entre a formação 
e o poço. No canhoneio convencional, podemos afirmar:
( ) As cargas são montadas dentro de recipientes que as isolam 
do fluido do poço e são descidos a cabo.
( ) É um canhão montado para descer, com cabo elétrico, atra-
vés da coluna de produção.
( ) O sistema é descido na extremidade de uma coluna de tubos.
( ) Os canhões são de grande diâmetro e alta densidade de 
disparos.
( ) A principal vantagem é que não é necessário “desequipar” 
o poço para efetuar o canhoneio.
6) Explique o funcionamento da coluna de produção (COP).
_______________________________________________________________
_______________________________________________________________
_______________________________________________________________
________________________________________________________________
7) Com relação aos métodos artificiais de elevação offshore, marque 
a afirmativa correta.
( ) No método de injeção de gas-lift, estando a coluna de líqui-
do mais leve no interior da coluna de produção, o reserva-
tório pode impelir o óleo até a superfície.
( ) No método de bombeio centrífugo, o contato do gás injeta-
do com o óleo dentro da coluna gaseifica o líquido, reduzin-
do a densidade e a pressão hidrostática nos canhoneados.
( ) Um conjunto de bombas centrífugas e motores elétricos é 
descido na extremidade inferior da coluna de produção no 
método de injeção de gas-lift.
( ) O bombeio centrífugo é feito com o próprio gás obtido no 
processo de separação na planta de produção.
( ) O gás injetado dentro da coluna de produção aciona os mo-
tores elétricos existentes no fundo do poço.
Capítulo 2. Completação
167
8) Sobre a árvore de natal molhada, é correto afirmar:
( ) São equipadas com três válvulas master. 
( ) São utilizadas somente para completações em águas 
profundas.
( ) A função da árvore de natal molhada é sustentar a coluna 
de produção.
( ) É um equipamento a ser descido no poço, constituído por 
válvulas dispostas em bloco, com a finalidade de reduzir o 
fluxo de óleo no poço. 
( ) É um equipamento de superfície cuja finalidade é controlar 
e orientar o fluxo de óleo na cabeça do poço. 
9) Relacione os tipos de equipamentos (árvores de natal) e suas 
características. 
( 1 ) Árvore de natal seca 
ou convencional (ANS 
ou ANC)
( ) São árvores para poços em 
lâminas d’água profundas 
(>700 m).
( 2 ) Árvore de natal 
molhada (ANM)
( ) São árvores para poços em 
lâminas d’água até 300 m. 
( 3 ) ANM DA (Driver 
Assisted)
( ) Usadas para poços em lâmi-
nas d’água até 600 m.
( 4) ANM GLL 
(Diverless Lay-Away 
Guidelineless)
( ) Utilizada em plataformas fi-
xas de produção offshore ou 
em poços de terra. 
( 5 ) ANM DLL (Diverless 
Lay-Away)
( ) Utilizada em poços submarinos.
168
Alta Competência
Amerada - registrador de pressão mecânico - equipamento de fundo de poço para 
registro de pressão em função do tempo em operações de teste de formação ou de 
produção, pode ser descido na coluna, em porta-registradores, ou com arame.
ANC (árvore de natal convencional - Christmas Tree) - conjunto de válvulas de 
controle, manômetros e chokes montados na cabeça do poço para controlar a 
produção de hidrocarbonetos.
ANM (árvore de natal molhada) - conjunto de válvulas de gaveta, atuadas 
hidraulicamente, conectado à cabeça dos poços submarinos. Controla o fluxo de 
óleo e gás do poço. Possibilita outras operações necessárias à vida produtiva do 
poço. Conecta-se a um manifold ou a uma UEP através de um bundle de produção. 
ANM DA (árvore de natal molhada driver assisted) - ANM que pode ser instalada e 
manipulada por mergulhadores.
ANM DL (árvore de natal molhada do tipo diverless) - não necessita equipe de 
mergulho na instalação. As funções da árvore são hidráulicas e remotas.
ANM DLL (árvore de natal molhada do tipo diverless lay-away) - árvore de natal 
molhada que dispensa a atividade de mergulhadores, mas necessita do auxílio de 
cabos-guias para ser instalada ou retirada. Sua manipulação é realizada com um 
ROV, todas as funções da ANM são hidráulicas e remotas. 
ANM DO (árvore de natal molhada driver operated) - necessita participação do 
mergulhador na instalação e operação da ANM, somente algumas funções são 
hidráulicas e remotas. 
ANM GLL (árvore de natal molhada do tipo diverless lay-away guidelineless) - 
árvore de natal molhada que dispensa tanto o uso de cabos-guias como a atividade 
de mergulhadores para ser instalada ou retirada. Sua manipulação é realizada com 
um ROV, todas suas funções são hidráulicas e remotas. 
Annulus Master (AM) - válvula master do anular da árvore de natal.
ANP - Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis. 
Antiincrustante - composto químico que tem a propriedade de evitar a formação 
de incrustações, deposição e cristalização de sais, na coluna e nos canhoneados. 
Anular - espaço entre duas colunas. Por exemplo, a coluna de perfuração e a parede 
do poço, coluna de revestimento e a parede do poço, ou coluna de produção e 
revestimento. 
Bauxita - tipo de areia sintetizada do mineral bauxita com granulometria 
controlada, usado como agente de sustentação em gravel packing ou em 
fraturamento de formação.
2.10. Glossário
Capítulo 2. Completação
169
BCP (Bomba de Cavidade Progressiva) - tipo de bombeio mecânico. Bomba 
constituída por um conjunto de rotor e estator, cuja geometria forma uma série de 
cavidades estanques idênticas. O rotor, ao girar no interior do estator, origina um 
movimento axial das cavidades, no sentido da sucção para a descarga, realizando 
progressivamente a ação de bombeamento (N-2506).
BCS (Bombeio Centrífugo Submerso) - método de elevação artificial que utiliza 
um conjunto moto-bomba elétrico descido em poços para promover elevação 
de líquidos (petróleo). Bomba centrífuga de múltiplos estágios, consisteindo de 
impelidores rotativos e difusores estacionários (N-2403).
Blowout - erupção descontrolada do poço. Risco que ocorre nas operações 
em poços de petróleo quando a pressão hidrostática não contém a pressão do 
reservatório, e em concomitância com uma falha dos equipamentos de segurança 
(BOP ou AN), causa o fluxo descontrolado de óleo, gás ou água para o meio 
ambiente (atmosfera ou fundo do mar).
BOP (Blowout Preventer / preventor de erupções) - equipamento de segurança 
colocado na cabeça do poço durante a intervenção com sonda. Segunda barreira 
de segurança, que permite fechar e controlar o poço, evitando orifício do bloco de 
válvulas onde existem duas válvulas, Master M2, e mais acima, a válvula de pistoneio 
ou Swab S2.
Bore do tubing hanger e da ANM Bore de 4” - orifício do bloco de válvulas onde 
existem duas válvulas, Master M1 e de pistoneio, ou Swab S1.
Calcita - carbonato de cálcio natural cristalizado, esbranquiçado, amarelado ou 
transparente (espato-da-islândia).
Camisa do TSR - tubo externo do TSR, contém engaxetamento interno que desliza 
sobre o mandril do TSR promovendo vedação com esse. Permite a desconexão da 
coluna de produção ou injeção da cauda instalada no fundo do poço. Absorve 
variações no comprimento da coluna devido a variações de temperatura.
Camisa externa - parte ou tubo externo de um equipamento de poço.
Canhonear - perfurar o revestimento comunicando interior do poço ao reservatório.
Cavalo-de-pau - tipo de bombeio mecânico, mecanismo com hastes usado para 
acionar a bomba alternativa de fundo para extração de petróleo. 
Cavitação - fenômeno de vaporização de um líquido pela redução da pressão, durante 
seu movimento, pode provocar erosão nos rotores de bombas centrífugas.
Cintilação ionosférica - fenômeno atmosférico devido às difrações sofridas pela 
frente de onda ao atravessar as irregularidades do plasma, causando interferências 
construtivas e negativas na intensidade do sinal recebido, provocando assim 
perda do sinal dos satélites, ou seja, as cintilações ionosféricas interferem 
diretamente na fase e amplitude dos sinais dos satélites e, conseqüentemente, 
na recepção GPS.
170
Alta Competência
Cisalhamento - deslizamento de parte de um corpo rochoso ao longo de outra 
parte em uma fratura. Deformação que sofre um corpo quando sujeito à ação de 
forças cortantes. Corte transversal de um elemento.
CMM - Contramestre de Movimentação de Cargas. 
Coiled tubing - flexitubo, tubo flexível de longo comprimento e pequeno diâmetro 
(1” a 3”) usado em intervenções de poços de petróleo para circular líquido ou gás 
no fundo do poço, para limpeza de fundo de poço ou indução de surgência.
COP - Coluna de Produção.
COT - Coluna de Trabalho. 
Cruzeta - bloco comum de união entre válvulas individuais independentes, ligadas 
entre si por flanges que formam a árvore de natal convencional tipo cruzeta.
Cunha - elemento de ancoragem. Equipamento de manuseio de tubos.
DHSV (Down Hole Safety Valve) - dispositivo de segurança de subsuperfície 
fabricado pela Baker Hughes.
DP (Dynamic Positioning) - Sistema de Posicionamento Dinâmico. Recurso de 
auto-posicionamento de uma embarcação, baseado em sistemas de referência 
de posicionamento de superfície (GPS, Artemis, Argo, Syledis etc.); hidroacústicos 
(Simrad, Honewell), deslocamento mecânico (Toutwire) entre outros.
DSSS - dispositivo ou válvula de segurança de subsuperfície. 
FC - Fluido de Completação. 
Flowline - linhas de fluxo, de produção ou de injeção, da árvore de natal até a 
plataforma produtora ou até a planta de processo de petróleo. Flowline hub: 
conector das linhas de fluxo na BAP ou na ANM. Funil down: funil instalado no 
conector inferior do BOP para facilitar a reentrada em poços sem BAP, ou seja, que 
estejam somente com pino do conector H-4 (topo da cabeça de poço) exposto.
Gas-lift - método de elevação artificial do petróleo. Consiste na injeção de gás 
sob pressão, pelo anular do poço na coluna de produção, por meio de válvulas 
situadas próximas ao intervalo produtor. O gás se mistura ao petróleo, diminuindo 
sua densidade média, fazendo com que a pressão do reservatório seja suficiente 
para elevar o petróleo até a superfície.
GL (Guideline) - sistema de cabeça de poço que dispõe de cabos-guias que auxiliam 
na descida/reentrada de BOP/ANM.
GLL (Guidelineless) - sistema de cabeça de poço que dispõe de grandes funis em 
substituição aos cabos-guias e auxiliam na descida/reentrada de BOP/ANM.
Hold-down - elemento de ancoragem comum em packer hidráulico.
Capítulo 2. Completação
171
Housing - parte da cabeça de poço chamada de alojador de alta pressão, onde é 
travado o BOP ou a ANM.
HPG - hidroxipropilguar.
Hydro trip - dispositivoutilizado no tamponamento temporário da coluna. Consiste 
de um subacessório da coluna que pode ser instalado em qualquer profundidade, 
conforme definição no projeto de completação.
Índice de Injetividade (II) - razão de injetividade de uma formação, a capacidade de 
um intervalo receber fluido de injeção por unidade de pressão aplicado. 
Índice de Produtividade (IP) - razão de produtividade de uma formação, a capacidade 
de um intervalo produzir fluido por unidade de pressão. 
Influxo - kick. Influxo de óleo, água ou gás da formação para o poço.
J-pino; J-slot - sistema de travamento que consiste num pino existente no mandril, 
o qual se encaixa num “J” esculpido na camisa.
Liner - coluna de tubos, rasgados ou lisos, que é descida e que ficará assentada no 
fundo do poço e suspensa pela extremidade inferior do revestimento de produção, 
após a avaliação da zona de interesse e da decisão de se completar o poço.
Logging plug - tampão para perfilagem.
LW - Lower Master - válvula master inferior da árvore de natal.
M1 - válvula master da linha de surgência ou de produção de óleo.
M2 - válvula master do anular ou da linha de gás.
Mandril - dispositivo ou acessório instalado na coluna de produção para 
posicionamento de equipamentos ou conexão e desconexão da coluna.
Mandril eletrosub - acessório que permite a passagem de cabo elétrico do conjunto 
BCS pelo adaptador da ANC e pelo suspensor de coluna.
Manifold - componente do qual partem todas as linhas de controle das funções da 
ANM e também chegam todas as linhas de controle de plataforma de produção.
MFL (Mandril das Linhas de Fluxo) - equipamento instalado na extremidade das 
linhas de fluxo, apoiado na BAP e que promove a interligação das linhas com a 
ANM. Também chamado Flow Line Hub. 
MGL (Mandril de Gas-Lift) - componente enroscável, integrante da coluna de 
produção, que contém um bojo excêntrico onde se aloja a válvula de elevação 
pneumática (N-2388). Componente da coluna de produção. Tubo com bolsa lateral 
para receber válvula de gas-lift (VGL). Mandril com bolsa lateral com nipple de 
assentamento da válvula de gas-lift. Tem furos na posição apropriada para que 
a válvula, quando assentada, consiga controlar o fluxo de gás de anular para 
coluna.
172
Alta Competência
MHF - Massive Hydraulic Fracturing.
Monkey board - plataforma do torrista.
Nipple Phoenix - perfil de assentamento de plug modelo Phoenix, existente no 
Bloco-Y usado para registro de pressão de fundo ou perfilagem de produção com 
elevação por bombeio BCS.
Nipple - tubo curto usado para instalar equipamentos internos na coluna.
NS - Navios-Sonda. Uso na perfuração/completação de poços submarinos. Navio 
equipado com sistemas para intervir em poços submarinos, podendo ser ancorado 
no fundo do mar ou de posicionamento dinâmico.
Offshore - localizado ou operado no mar. 
Onshore - localizado ou operado em terra.
Packer - elemento vedante, vazado ou tamponado, utilizado em completação 
para isolar zonas com diferentes pressões. Também chamado obturador. Usado 
geralmente para promover vedação do anular entre coluna revestimento. 
Packer duplo - obturadores com dois bores de passagem.
PDG (Permanent Downhole Gauge) - registrador permanente de fundo, 
equipamento eletrônico; posicionado na coluna de produção, próximo ao 
reservatório, monitora pressão e temperatura do fluido produzido.
Perfilagem - operação de registro das características das formações geológicas, dos 
fluidos presentes nas formações ou das condições mecânicas do poço, através de 
sensores apropriados, cuja resposta é transmitida para a superfície através de cabos 
elétricos (N-2757) / (N-2352).
Plug - dispositivo de vedação. Os suspensores e ANMs possuem perfil interno, nos 
bores de 4” e 2”, para assentamento dispositivos de vedação apropriados.
Poço surgente - poços que podem produzir com energia própria do reservatório.
Pressão estática - pressão da formação, pressão de fundo do poço, pressão atuante 
no reservatório, pressão de poros.
Pressão hidrostática - pressão exercida por fluido em um corpo submerso, que é 
proporcional à profundidade. Pressão exercída pelo fluido de perfuração ou de 
amortecimento no fundo e nas paredes do poço.
Pup joint - tubo curto.
Recanhoneio - perfurar de novo o revestimento. Usado para recuperar a área de 
fluxo obstruída por incrustações.
Registro de Pressão (RP) - obtenção de dados de pressão ou de temperatura de 
formação com o uso de registradores mecânicos ou eletrônicos (N-2417).
Capítulo 2. Completação
173
ROV (Remote Operator Vehicle) - robô submarino de controle remoto. 
RGL (Razão Gás-Líquido) - quantidade de gás liberada na superfície por unidade 
de volume de líquido produzido no poço. Geralmente medido em Nm3/m3 – normal 
metro cúbico de gás por metro-cúbico de líquido, óleo mais água em condições 
normais de pressão e temperatura: RGL = RGO x (1 – BSW/100).
RGO (Razão Gás-óleo) - quantidade de gás liberada na superfície por unidade de 
volume de óleo (m3/m3 – m3 de gás por m3 de óleo em condições atmosféricas).
Rocha-reservatório - rocha permeável e porosa onde está armazenado o petróleo. 
RP - Registro de Pressão.
RS - razão de solubilidade do gás no óleo na formação.
Sapata-guia - seção curta de tubulação de parede grossa aparafusada na 
extremidade inferior de uma coluna de revestimento.
SCPS - Sistema de Cabeça de Poço Submarino.
Shear-out - nipple instalado na extremidade inferior da coluna de produção para 
permitir o tamponamento temporário da mesma, possui sedes cisalháveis para 
assentamento de esfera.
Slick line - unidade operacional de arame.
Sliding sleeve - nipple de coluna com janelas de abertura hidráulica ou por arame, 
destina-se a promover a comunicação anular-coluna ou coluna-anular, através de 
abertura e fechamento de camisa interna e externa, em completações seletivas, 
possibilitando colocar em produção ou isolar zonas empacotadas por packers.
SS - Sondas Semi-submersíveis. Plataforma marítima flutuante. Pode ser ancorada 
no fundo do mar ou com posicionamento dinâmico.
SSSV (Subsurface Safety Valve) - válvula de segurança de subsuperfície. Válvula 
de segurança instalada na coluna de produção de um poço para fechá-lo 
automaticamente diante de anormalidades nas pressões de fluxo. O mesmo que 
Downhole Safety Valve (DHSV).
Standing valve - válvula de pé. Permite fluxo ascendente, assentamento de 
obturador hidráulico (packer), verificação da estanqueidade da coluna de produção 
e é utilizada como barreira mecânica quando associada ao fluido de completação, 
evitando dano à formação (N-2417).
Stuffing-box - caixa de gaxeta.
Subs - substituto. Elementos tubulares curtos utilizados como acessórios da coluna 
de perfuração com vários objetivos dentre os quais o de conversão de roscas (N-
2755).
174
Alta Competência
Subsea - relativo a submarino, equipamento que opera submarino.
Surgência - produção do hidrocarboneto para a superfície, pode ser natural ou 
artificial, utilizando energia externa para auxiliar a elevação do reservatório até a 
plataforma ou estação produtora.
Surgência natural - energia própria do reservatório, pressão capaz de elevar o 
hidrocarboneto para fora do poço até a estação ou plataforma produtora.
Swab - válvula que fica localizada no topo das ANs, acima do ponto de divergência 
do fluxo.
Swab 1 (S1) - válvula de pistoneio da produção. 
Swab 2 (S2) - válvula de pistoneio do anular. 
Taifeiro - pessoa que trabalha na preparação e distribuição dos alimentos.
TCP (Tubing Conveyed Perforation) - Canhoneio no qual o canhão é descido 
aclopado na coluna.
TF (Teste de formação) / TP (Teste de produção) / TI (Teste de Injetividade) - operações 
que consistem no isolamento do(s) intervalo(s) a ser(em) testado(s), através de 
um ou mais obturadores e no estabelecimento de um diferencial de pressão que 
permita o fluxo dos fluidos contidos na formação no sentido do poço. Durante a 
execução dessas operações são efetuados registros de vazão dos fluidos produzidosna superfície. No teste de formação, o fechamento e a abertura do poço são 
efetuados através de uma válvula ou qualquer outro mecanismo que permita o 
controle do mesmo no fundo. No teste de produção, o fechamento e a abertura do 
poço são efetuados na superfície. No teste de injetividade verifica-se a capacidade 
de injeção no reservatório (N-2253).
TFR (Teste de formação a poço revestido) - consiste de um teste onde o intervalo a 
avaliar está revestido (N-2253).
Top sub - parte superior de um equipamento, geralmente uma terminação 
enroscada que trava o equipamento de coluna montado.
Torrista - técnico responsável pelo preparo e bombeamento do fluido de perfuração 
e de amortecimento. Também opera na descida ou tirada dos tubos durante as 
manobras de coluna.
TPT (Temperature and Pressure Transducer) - transdutor de temperatura e pressão 
instalado geralmente na ANM.
Tree cap - capa da ANM.
TSR (Tubing Seal Receptacle) - junta telescópica. É usada para absorver a expansão 
ou contração da coluna de produção.
Capítulo 2. Completação
175
Tubing mounted - enroscada na coluna. Diz-se de toda válvula ou equipamento 
montado na coluna de produção.
UEP - Unidade Estacionária de Produção.
UM (Upper Master) - válvula master do anular da árvore de natal.
UPM - Unidade de Produção Marítima. 
VGL - Válvula de Gas-Lift. 
VGL cega - válvula de gas-lift tamponada, que não permite circulação.
Wing - válvulas laterais da NA que controlam o fluxo do poço.
Workover - operação de manutenção de poços de petróleo.
176
Alta Competência
FIGUEIRA, José Fernando Bastos; CALDERON, Agostinho. Gravel Pack. Apostila. 
Petrobras. 1996.
GARCIA, José Eduardo de Lima. A Completação no Mar. Apostila. Petrobras. 1997.
IBIAPINA, Joaquim Leite; WATANABE, Márcio Koki. Equipamentos do Sistema de 
Controle de Poço Superfície. Apostila. Petrobras. 2004.
MARTINS, Márcio. Introdução à Exploração e Produção de Petróleo. Apostila. 
Petrobras. Rio de Janeiro: 2005.
MINAMI, Kazuioshi; FIGUEIREDO, Maurício Werneck; SANTOS, O. L. A. Deepwater 
Offshore Production. IBP, LACPEC, Rio de Janeiro: 2005.
MIURA, K. e GARCIA, E. Manual de Completação. Apostila. Petrobras/RPSE/ 
DIRCRES. 1988. 
MOTTA, Eduardo Ponce. Tratamentos Químicos na Completação. Apostila. 
Petrobras. Rio de Janeiro: 1996.
NORTEC. Abandono de poço, N-2730. Subcomissão SC-37, Segurança de Poços. Rio 
de Janeiro, 2003.
NORTEC. Equipamentos do sistema de controle de poços das sondas de perfuração, 
completação e intervenção em poços de petróleo, N-2753. Subcomissão SC-37, 
Segurança de Poços. Rio de Janeiro, 2004.
NORTEC. Prevenção e controle de blowout, N-2093. Subcomissão SC-37, Segurança 
de Poços. Rio de Janeiro, 2004.
NORTEC. Prevenção e controle de kicks, N-2755. Subcomissão SC-37, Segurança de 
Poços. Rio de Janeiro, 2004.
NORTEC. Segurança de poço para projetos de perfuração marítima, N-2752. 
Subcomissão SC-37, Segurança de Poços. Rio de Janeiro, 2006.
NORTEC. Segurança em testes de formação e de produção, N-2253. Subcomissão 
SC-37, Segurança de Poços. Rio de Janeiro, 2006.
NORTEC. Segurança na operação de poços para explotação de hidrocarbonetos, 
N-2765. Subcomissão SC-37, Segurança de Poços. Rio de Janeiro, 2006.
PEARSON, Robert M. Well Completion Design and Practices. International Human 
Resources Development Corporation. 1987.
RIBEIRO, J.E.D. Visão Geral dos Sistemas Marítimos de Produção. IN: CURSO SOBRE 
ENTREGA/RECEBIMENTO DE POçO SUBMARINO - Operações Conjuntas entre 
UEPs, Sondas e Barcos Especiais. Petrobras. 2004. 
2.11. Bibliografia
Capítulo 2. Completação
177
RODRIGUES, V.F. Fundamentos sobre Instrumentação e Controle de Subsuperfície 
em Poços - Completação Inteligente. Apostila. Petrobras. 2005. 
RODRIGUES, V.F. Relações de Trabalho em Unidades de Perfuração Marítima – 
Estudo de Caso com Ênfase em Trabalho em Turnos. Tese de Mestrado. Alfenas, 
Minas Gerais, UNIFENAS, 2001. 
RODRIGUES, V.F. et al. Colunas de Produção e Injeção em Poços de Petróleo 
Submarinos Curso sobre Completação Superior. Petrobras. 2005. 
SANTOS, Otto Luiz Alcântara. Manual de Treinamento em Controle de Poço. 
Apostila. Petrobras. 2002.
SILVA FILHO, Hercílio Pereira da; SILVA, Alfonso Humberto Celia. Cadeia Produtiva 
do Petróleo. Apostila. Petrobras. UN-BC. Rio de Janeiro: 2005. 
THOMAS, José Eduardo et al. Fundamentos de Engenharia de Petróleo. Rio de 
Janeiro: Interciência, 2001.
VICENTE, Ronaldo et al. Operações com Cimento na Completação. Apostila. 
Petrobras. 1995.
178
Alta Competência
1) O que significa completação?
Completação é o processo subseqüente à perfuração. Na completação, o poço é 
condicionado, tem a qualidade da cimentação pesquisada, é canhoneado na zona 
de interesse e equipado com uma coluna de produção ou injeção. 
2) Com relação aos tipos de completação, preencha as lacunas.
a) A completação seca é feita quando a cabeça do poço e a árvore de natal (seca 
ou convencional) estão na superfície terrestre ou na plataforma de produção 
marítima.
b) A completação molhada é feita quando a cabeça do poço e a árvore de natal 
(molhada) estão submersas, no leito do fundo marinho.
3) Explique a função do liner no processo de completação:
O liner é uma seção de revestimentos, ancorada no interior do poço, na última 
coluna de revestimentos e que não sobe até a superfície. Tem a função de isolar 
intervalos não recobertos pelo revestimento de produção. 
4) Marque a opção que indica corretamente os dois tipos de liners.
( ) Liner de manutenção e liner de segurança.
( ) Liner de completação e liner de produção.
( ) Liner de perfuração e liner de completação.
( ) Liner de pressão e liner de manutenção.
( X ) Liner de perfuração e liner de produção. 
5) A função do canhoneio é perfurar, simultaneamente, o revestimento, o cimento 
que há entre o revestimento e a formação, abrindo um túnel na formação, 
permitindo o fluxo entre a formação e o poço. No canhoneio convencional, 
podemos afirmar:
( X ) As cargas são montadas dentro de recipientes que as isolam do fluido 
do poço e são descidos a cabo.
( ) É um canhão montado para descer, com cabo elétrico, através da coluna 
de produção.
( ) O sistema é descido na extremidade de uma coluna de tubos.
( ) Os canhões são de grande diâmetro e alta densidade de disparos.
( ) A principal vantagem é que não é necessário “desequipar” o poço para 
efetuar o canhoneio.
6) Explique o funcionamento da coluna de produção (COP).
Trata-se de um conjunto de equipamentos específicos e de tubos enroscados que 
são descidos e instalados no interior do poço, a fim de permitir uma passagem, com 
fluxo controlável, do óleo ou gás natural no interior do poço até a superfície.
2.12. Gabarito
Capítulo 2. Completação
179
7) Com relação aos métodos artificiais de elevação offshore, marque a afirmativa 
correta.
( X ) No método de injeção de gas-lift, estando a coluna de líquido mais leve 
no interior da coluna de produção, o reservatório pode impelir o óleo até 
a superfície.
( ) No método de bombeio centrífugo, o contato do gás injetado com o óleo 
dentro da coluna gaseifica o líquido, reduzindo a densidade e a pressão 
hidrostática nos canhoneados.
( ) Um conjunto de bombas centrífugas e motores elétricos é descido na 
extremidade inferior da coluna de produção no método de injeção de 
gas-lift.
( ) O bombeio centrífugo é feito com o próprio gás obtido no processo de 
separação na planta de produção.
( ) O gás injetado dentro da coluna de produção aciona os motores elétricos 
existentes no fundo do poço.
8) Sobre a árvore de natal molhada, é correto afirmar:
( ) São equipadas com três válvulas master. 
( ) São utilizadas somente para completações em águas profundas.
( ) A função da árvore de natal molhada é sustentar a coluna de produção.
( ) É um equipamento a ser descido no poço, constituído por válvulas 
dispostas em bloco, com a finalidade de reduzir o fluxo de óleo no poço. 
( X ) É um equipamento de superfície cujafinalidade é controlar e orientar o 
fluxo de óleo na cabeça do poço. 
9) Relacione os tipos de equipamentos (árvores de natal) e suas características. 
( 1 ) Árvore de natal seca ou 
convencional (ANS ou ANC)
( 4 ) São árvores para poços em lâminas 
d’água profundas (>700 m).
( 2 ) Árvore de natal molhada 
(ANM)
( 3 ) São árvores para poços em lâminas 
d’água até 300 m. 
( 3 ) ANM DA (Driver Assisted) ( 5 ) Usadas para poços em lâminas d’água 
até 600 m.
( 4 ) ANM GLL (Diverless Lay-Away 
Guidelineless)
( 1 ) Utilizada em plataformas fixas de 
produção offshore ou em poços de 
terra. 
( 5 ) ANM DLL (Diverless Lay-
Away)
( 2 ) Utilizada em poços submarinos.
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