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Autor: Verim Hernandes Lourenço Junior
TÉCNICO DE 
PERFURAÇÃO E 
POÇOS
TÉCNICAS DE 
PERFURAÇÃO 
TÉCNICAS DE 
PERFURAÇÃO
Autor: Verim Hernandes Lourenço Junior
TÉCNICAS DE 
PERFURAÇÃO
Programa Alta Competência
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
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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lo
 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. 
21
Capítulo 1. Riscos elétricos e o aterramento 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.” 
25
Capítulo 1. Riscos elétricos e o aterramento de segurança 
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. Gabarito
Objetivo Específi co
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.
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.
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.
3.4. Glossário
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. 
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. 
1.6. Bibliografi a
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.
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...
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...
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...
SumárioSumário
Introdução 19
Capítulo 1. Fluidos de Perfuração 
1. Fluidos de Perfuração 23
1.1. Tipos de fluidos de perfuração 23
1.1.1. Fluido base água 23
1.1.2. Problemas de fluido (base água) 31
1.1.3. Fluidos não-aquosos 32
1.2. Aditivos 36
1.2.1. Aditivos para fluido base água 36
1.2.2. Aditivos para fluidos não-aquosos 38
1.3. Propriedades físico-químicas dos fluidos 39
1.3.1. Massa específica (peso do fluido) 39
1.3.2. Viscosidade funil (marsh) 40
1.3.3. Propriedades reológicas 41
1.3.4. Filtrado e reboco 43
1.3.5. Teor de sólidos 44
1.3.6. Salinidade 47
1.3.7. Alcalinidades: Pm, Pf e Ph 47
1.3.8. Problemas causados com os fluidos durante a perfuração 47
Capítulo 2. Classificação dos Poços 
2. Classificação dos poços 55
2.1.1. Quanto à finalidade 55
2.1.2. Quanto à profundidade 58
2.1.3. Quanto à direção 58
2.1.4. Quanto ao diâmetro 60
Capítulo 3. Técnicas de Perfuração 
3. Técnicas de perfuração 63
3.1. Perfuração no sistema balanceado (Near Balanced) 63
3.2. Perfuração sub-balanceada (Underbalanced Drilling) 67
3.2.1. Vantagens e limitações 74
3.2.2. Métodos de perfuração sub-balanceada 79
3.2.3. Equipamentos do sistema sub-balanceado 83
3.2.4. Segurança 100
3.2.5. Aplicações da perfuração sub-balanceadano Brasil 102
Capítulo 4. Perfuração Vertical e Direcional 
4. Perfuração vertical e direcional 109
4.1. Definição de verticalidade de um poço 110
4.1.1. Valores de inclinação 111
4.1.2. Controle da verticalidade de poços 112
4.2. Perfuração direcional 113
4.2.1. Tipos de poços direcionais 114
4.2.2. Aplicação dos poços direcionais 117
4.2.3. Escolha do perfil do poço 125
4.2.4. Elementos e planejamento de um poço direcional 127
4.2.5. Equipamentos direcionais 128
4.2.6. Equipamentos de registros direcionais 138
4.2.7. Perfuração direcional com sistema steerable 142
4.2.8. Sistema rotary steerable 147
4.2.9. Sistema geosteering 149
4.2.10. Fases ou etapas da perfuração direcional 152
4.2.11. Coordenadas UTM da locação da sonda (base) e do objetivo 152
4.2.12. Coluna geológica prevista 153
4.2.13. Análise dos poços de correlação 154
4.2.14. Mapeamento dos poços da área 154
4.2.15. Softwares para cálculos de projetos 154
4.2.16. Definição das profundidades das sapatas dos revestimentos 155
4.2.17. Valores usuais para a definição de um projeto de 
perfuração direcional 155
4.2.18. Tolerância de aproximação do objetivo 157
4.2.19. Ângulo guia (lead) 157
4.2.20. Métodos de cálculo da trajetória realizada 157
4.2.21. Execução do projeto 160
4.2.22. Acompanhamento da perfuração direcional 188
4.2.23. Recomendações para projetos de poços direcionais 189
4.2.24. Recomendações relativas à trajetória 190
4.2.25. Recomendações para aumentar o afastamento 192
Capítulo5. Outras tecnologias baseadas na perfuração direcional 
5. Outras tecnologias baseadas na perfuração direcional 195
5.1. Poços horizontais 195
5.2. Poços multilaterais 197
5.2.1. Por que poços multilaterais 200
5.2.2. Níveis de complexidade 202
5.2.3. Sequência da instalação da junção em um poço de nível 5 209
5.2.4. Aspectos de controle de poço 212
5.2.5. Utilização dessa tecnologia no Brasil 218
5.3. Poços ERW 219
5.3.1. Fatores que afetam a perfuração direcional em poços ERW 220
5.4. Slim-hole ou microperfuração 222
5.4.1. Tipos de perfuração delgada 223
5.4.2. Algumas considerações gerais 225
5.4.3. Considerações sobre segurança de poço durante a 
perfuração de poços delgados 227
5.4.4. Pistoneio durante as manobras 229
5.4.5. Prevenção de kicks durante as conexões 229
5.4.6. Controle de kicks em poços delgados 230
5.4.7. Problemas nos poços delgados 231
5.4.8. Efeitos da densidade equivalente de circulação (ECD) 231
5.4.9. Planejamento de controle do poço 231
5.4.10. Decidindo sobre o procedimento de controle do poço 232
5.4.11. Detecção do influxo 232
5.4.12. Procedimentos na conexão 233
5.4.13. Utilização no Brasil 234
5.5. Poços HPHT 235
5.5.1. Evolução Tecnológica 235
5.5.2. Principais Problemas com poços HPHT 237
5.5.3. Principais desafios de poços HPHT em águas profundas 238
5.5.4. Projetos de poço HPHT 239
5.5.5. Aspectos envolvendo controle de poço 240
5.5.6. Avaliação da temperatura 247
5.5.7. Avaliação das geopressões 249
5.5.8. Revestimento 252
5.5.9. Cimentação 255
5.5.10. Novas tecnologias envolvendo poços HPHT 256
Exercícios 257
Glossário 269
Bibliografia 271
Gabarito 274
19
INTRODUÇÃO
Neste material iremos abordar a importância de conhecermos as principais técnicas de perfuração. Iremos explanar quais os tipos de perfuração em 
relação ao tipo de fluido usado, as funções do fluido de 
perfuração, quais os tipos de poços em relação à sua direção, 
o tipos de construção dos poços quanto ao revestimento, 
distanciamento do objetivo, quanto à temperatura das 
formações e características quanto às suas pressões de 
formação. 
Todo este conteúdo está sendo fornecido para fortalecer 
a sua atuação na execução da perfuração de um poço 
de petróleo. Orientações que serão passadas através 
da programação das fases de execução terão de ser 
conhecidas, interpretadas a fim de aplicar as melhores 
formas de aplicar as técnicas de perfuração. E, quando 
for executá-las, poder fornecer o retorno dos problemas 
que se está encontrando durante a perfuração, de modo a 
serem estudados meios para contorná-los.
Para se falar a respeito de técnicas de perfuração, algumas 
informações básicas deverão ser relembradas. Exemplo 
os tipos de fluido, quais os equipamentos de uma sonda, 
quais os componentes de coluna e que tipos de poços 
desejamos executar. Começaremos, então, fazendo uma 
revisão sobre esses tópicos. 
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 1
Fluidos de 
Perfuração
22
Alta Competência
23
Capítulo 1. Fluidos de perfuração
1. Fluidos de Perfuração
As técnicas de perfuração em relação a Underbalanced, Balanced e Overbalanced estão diretamente ligadas ao peso específico do fluido ou ao tipo de fluido utilizado na 
perfuração do poço.
1.1. Tipos de fluidos de perfuração
Os fluidos de perfuração são considerados a barreira primária de um 
poço. São classificados em:
• Base água;
• Base orgânica (não-aquoso);
• Espuma;
• Ar comprimido.
1.1.1. Fluido base água
Os fluidos base água são mais utilizados por serem:
• Mais baratos;
• Mais abundantes na natureza;
• Menos agressivos ao meio ambiente;
Os tipos de fluidos à base água são os fluidos iniciais e os inibidos.
a) Fluidos iniciais
São fluidos não-inibidos, utilizados no início dos poços, no qual as 
exigências quanto as suas propriedades são mínimas, em função da 
não-interação do fluido com os minerais das rochas.
24
Alta Competência
Principais fluidos iniciais:
• Fluido convencional;
• Fluido nativo;
• Fluido de baixo teor de sólidos;
• Água doce ou água do mar.
Fluido convencional
Composição
Água doce QSP
Argila ativada 12 a 15 lb/bbl
Soda cáustica 0,5 lb/bbl
Propriedades
Peso específico 8,8 a 9,0 lb/gal
Viscosidade 60 a 90 seg
Aplicações:
• Perfuração de poços de grandes diâmetros;
• Perfuração de areias e calcários;
• Confecção de tampões viscosos.
25
Capítulo 1. Fluidos de perfuração
Recomendações:
• Misturar os produtos na sequência indicada;
• Utilizar água com salinidade de no máximo 5,000 mg/l;
• Verificar dureza e teor de cálcio da água de preparo;
• Verificar a validade da argila – prazo: 06 meses.
Fluido nativo
É o que utiliza a argila presente nas formações atravessadas pela 
broca, sendo necessária apenas a adição de água para manutenção 
da viscosidade e do peso. É um fluido de baixo custo, visto não ser 
necessária a adição de produtos químicos.
Fluido de baixo teor de sólidos
Composição
Água doce QSP
Polímero doador de viscosidade 0,5 a 1,0 lb/bbl
Argila ativada 4,0 a 6,0 lb/bbl
Soda cáustica 0,5 lb/bbl
Propriedades
Peso específico 8,5 a 8,7 lb/gal
Viscosidade 45 a 60 seg
Aplicações:
• Perfuração em zonas de baixo gradiente de pressão (frágeis);
• Perfuração em zonas com perda de circulação parcial.
26
Alta Competência
Recomendação:
• São semelhantes às do fluido convencional.
Em função do custo desse tipo de fluido, utilizá-lo 
somente em situações nas quais o peso do fluido 
deva ser o mais baixo possível.
IMPORTANTE!
Água doce ou salgada
• Água doce: perfuração na área terrestre;
• Água salgada: perfuração na área marítima em função da 
abundância desse fluido.
Aplicação: 
Perfuração em poços com ocorrência de perda total de circulação. 
Nesse caso, injeta-se fluido viscoso nas conexões para evitar 
sedimentação de detritos sobre a broca.
b) fluidos inibidos
São fluidos que têm pouca ou nenhuma interação com as argilas 
presentes nas formações atravessadas pela broca durante a 
perfuração. Essa inibição pode ser de natureza química ou física.
Os fluidos inibidos são divididos em:
• Fluidos base água;
• Fluidos base orgânica.
27
Capítulo 1. Fluidos de perfuração
A inibição dos fluidos base água é sempre menor do 
que a inibição dos fluidos base óleo. Quando se têm 
argilas muito sensíveis à presença de água, proble-
mas na perfuração são frequentes, e a continuida-
de da operação só será possível com a utilização dos 
fluidos base óleo.
IMPORTANTE!
Os tipos de argilas mais comuns são:
• Esmectita – elevado grau de inchamento em presença de água;
• Ilita;• Clorita;
• Caolinita – pouca reatividade com água, porém desprende-se 
da rocha com facilidade, causando obstrução dos poros desta;
• Camada mista.
Estrutura da formação argilosa do grupo das montmorilonitas
28
Alta Competência
Formações argilosas tornam-se instáveis na presen-
ça de alguns tipos de fluidos de perfuração base água, 
causando sérios problemas durante a perfuração, 
principalmente quando essa argila é do grupo das 
montmorilonitas.
IMPORTANTE!
Os principais problemas são:
• Enceramento da broca;
• Anéis de obstrução no espaço anular;
• Fechamento do poço;
• Desmoronamento;
• Prisão da coluna de perfuração;
• Alargamentos do poço.
Principais fluidos inibidos base água são:
• Fluido base cloreto de sódio tratado com polímero;
• Fluido base cloreto de potássio tratado com polímero;
• Fluido base cloreto de potássio com poliacrilamida;
• Fluido a base cloreto de potássio com polímero catiônico.
29
Capítulo 1. Fluidos de perfuração
c) Fluidos salgados
São fluidos cuja inibição é proveniente dos cátions fornecidos pelos 
sais.
Classificação em função da salinidade:
baixa salinidade de 10.000 até 40.000 ppm
média salinidade de 40.000 até 70.000 ppm
alta salinidade de 70.000 até 311.300 ppm
saturado salinidade de 311.300 ppm
Os sais mais utilizados na confecção dos fluidos salgados são: o 
cloreto de sódio (NaCl) e o cloreto de potássio ( KCl ). O cloreto de 
sódio, em função do seu preço mais baixo e da sua disponibilidade 
na natureza; e o cloreto de potássio, em função do grande poder de 
inibição apresentado por ele. 
• Fluido base cloreto de sódio tratado com polímero
O sal comum (cloreto de sódio), de fórmula química NaCl, em presença 
de água, dissocia-se em:
Na+ e Cl-
O cátion Na+ é o responsável pela inibição das argilas presentes nas 
formações perfuradas.
Aplicação:
• Perfuração de formações argilosas;
• Perfuração marítima, na qual o abastecimento de água 
industrial é difícil e oneroso;
• Perfuração de formações com presença de sal.
30
Alta Competência
Composição X Concentração:
Composiçao básica Concentração
Água doce QSP
Argila ativada 5,0 a 8,0 lb/bbl
Soda cáustica 1,0 a 1,5 lb/bbl
Amido 6,0 a 8,0 lb/bbl
Polímero de baixa viscosidade 2,0 a 2,5 lb/lbb
Cloreto de sódio (NaCl – sal comum) 14,0 a 16 lb/lbb
Bactericida 5,0 gal/ 100 bbl
Baritina em função do peso desejado
• Fluidos base cloreto de potássio tratado com polímero
São fluidos não-dispersos, com inibição física fornecida pelos 
polímeros e inibição química fornecida pelo sal. O íon potássio atua 
como um eficiente inibidor de inchamento e dispersão de argilas.
O sal de potássio, de fórmula química KCl, em presença de água, 
dissocia-se em:
K+ e Cl-
sendo o cátion Cl+ o principal responsável pela inibição das argilas 
presentes no poço.
Composição X Concentração
Composiçao básica Concentração
Água doce QSP
Óxido de magnésio 0,8 a 1,0 lb/bbl
Amido 6,0 a 8,0 lb/bbl
Polímero de baixa viscosidade 2,0 a 2,5 lb/lbb
Polímero catiônico 6,0 a 8,0 lb/bbl
Cloreto de potássio (KCl) 18,0 a 20,0 lb/lbb
Bactericida 5,0 gal/ 100 bbl
Calcário fino 10,0 a 15 lb/lbb
Baritina em função do peso desejado
31
Capítulo 1. Fluidos de perfuração
1.1.2. Problemas de fluido (base água) 
Os principais problemas com fluidos base óleo são:
• Conversão do fluido de polímeros;
• Fluido não dimensionado para altas temperaturas; 
• Alto teor de sólidos;
• Descontrole da reologia:
• Gelificação; 
• Decantação de barita.
• Separação de fases;
• Descontrole do filtrado;
• Qualidade de produtos.
Sobrenadante
Dispersão
Baritina
Separação de fases
32
Alta Competência
1.1.3. Fluidos não-aquosos
Os fluidos não aquosos também são conhecidos como fluidos de 
emulsão inversa, e são classificados em:
• Fluido base óleo diesel – fora de uso;
• Fluido base parafina;
• Fluido base éster;
• Fluido a base glicol.
a) Fluido base óleo
Os fluidos são ditos base óleo quando a fase contínua ou dispersante 
é constituída por óleo e a fase dispersa, por água salgada adicionada 
sob forma de minúsculas gotículas, emulsionadas pela ação tensoativa 
de um surfactante específico. Esses fluidos são também conhecidos 
como fluidos de emulsão inversa. Os demais componentes dos fluidos 
base óleo são: emulsificantes (primário, secundário), saponificantes 
e alcalinizantes, redutores de filtrado, agentes de molhabilidade, 
dispersantes e gelificantes e adensantes.
Composição básica:
• Óleo sintético, óleo mineral ou parafina;
• Emulsificante primário;
• Emulsificante secundário;
• Agente de molhabilidade;
• Controlador de filtrado;
• Óxido de cálcio;
33
Capítulo 1. Fluidos de perfuração
• Salmoura (água + sal);
• Argila organofílica;
• Adensante.
Principais características dos fluidos base óleo:
• Baixíssima solubilidade das formações de sal, tais como halita, 
silvita, taquidrita, carnalita e anidrita;
• Atividade química controlada pela natureza e pela concentração 
do eletrólito dissolvido na fase aquosa;
• Alta capacidade de inibição em relação às formações argilosas 
hidratáveis;
• Alto índice de lubricidade ou baixo coeficiente de atrito;
• Resistência a temperaturas elevadas até 400 ºF;
• Baixa taxa de corrosão;
• Amplo intervalo para variação do peso específico, isto é: 7,0 lb/
gal até 18,0 lb/gal.
Aplicação:
• Poços profundos com elevados gradientes geotérmicos, cujas 
temperaturas superam 300 ºF;
• Rochas solúveis em água, tais como os evaporitos e domos 
salinos;
• Poços direcionas e horizontais;
• Rochas hidratáveis e plásticas, como folhelhos e argilitos;
34
Alta Competência
• Poços com baixa pressão de poros ou baixo gradiente de 
fratura;
• Formações produtoras danificáveis por fluidos base água;
• Poços que geram ambientes corrosivos;
• Liberação de coluna.
Limitações do uso:
• Poço com perda de circulação;
• Sondas que não possuam sistema de remoção de sólidos 
adequados;
• Descarte dos cascalhos em locais projetados especificamente 
para esse fim.
Principais contaminantes:
• Água;
• Sólidos.
b) Fluidos Aerados
É o fluido cujo ar atmosférico ou um gás inerte é utilizado em parte 
ou no todo como fluido de perfuração.
Tipos de fluidos aerados:
• Ar puro ou um gás tipo N2, CO2;
• Espuma.
35
Capítulo 1. Fluidos de perfuração
Principais características:
• Baixo peso específico (0,3 lb/gal até 7 lb/gal);
• Uso de ar ou gás como componente.
O uso de equipamentos especiais, tais como: com-
pressores, booster, medidores de vazão e outros tor-
nam muito restrita a utilização desses fluidos, em 
função dos custos elevados desses equipamentos.
IMPORTANTE!
Composição:
• Água;
• Argila ativada;
• KCl;
• Soda cáustica;
• Inibidor de corrosão espumante;
• Polímero.
Aplicação:
• Perdas de circulação severas;
• Minimização de danos à formação;
• Aumento da taxa de penetração.
36
Alta Competência
1.2. Aditivos
Há os aditivos para fluidos base água e para fluidos não-aquosos.
1.2.1. Aditivos para fluido base água
a) Doadores de viscosidade
• Argila ativada (nome comercial: bentonita);
• Polímero de alto peso molecular (CMC – AVAS);
• Goma xantana;
b) Doadores de alcalinidade (Ph)
• Soda cáustica;
• Potassa cáustica;
• Cal viva / cal hidratada.
c) Redutores de filtrado
• Amido de mandioca, amido de milho;
• Polímero de baixo peso molecular (CMC - ADS);
• Hidroxipropilamido (HPA).
d) Inibidores de argila
• Polímeros catiônicos;
• Cloreto de sódio (NaCl);
37
Capítulo 1. Fluidos de perfuração
• Cloreto de potássio (KCl);
• Poliacrilamida.
e) Adensantes
• Sais diversos;
• Baritina;
• Hematita;
• Calcário.
f) Dispersantes
• Lignossulfonato;
• Polímeros de baixo peso molecular.
g) Liberadores de coluna – ácidos graxos
• Pipe lax;
• Free pipe;
• Ez-spot.
h) Preventor de enceramento de broca
• Detergente;
• Antiespumante.
38
Alta Competência
j) Bactericida
• Triazina;
• Guaternário de amônio.
k) Sequestrador de gás sulfídrico
• Esponja de ferro;
• Óxido de zinco.
l) Redutorde fricção
• Lubrificante
1.2.2. Aditivos para fluidos não-aquosos
• Parafina, biodiesel e óleo diesel (em desuso);
• Ácidos graxos;
• Surfactantes;
• Redutores de filtrado;
• Argila organofílica;
• Baritina e hematita;
• Cloreto de cálcio ou cloreto de sódio;
• Calcários fino e médio;
• Óxido de cálcio (cal viva).
39
Capítulo 1. Fluidos de perfuração
1.3. Propriedades físico-químicas dos fluidos
Propriedades Típicas do Fluido Base Água HPHT são:
Peso Específico 16,0 - 19,0 lb/gal
Viscosidade Plástica 25 - 50 cP
Limite de Escoamento 18 -30 lb/100 pes2
Géis 9/14 - 15/26 lb/100 pes2
Sólidos 30 a 38%
Filtrando HPHTH < 15 ml
pH 11-13
A seguir serão descritas algumas propriedades físico-químicas dos 
fluidos. 
1.3.1. Massa específica (peso do fluido)
Fisicamente, é a massa de fluido por unidade de volume
No campo, é conhecida como peso do fluido. O equi-
pamento utilizado para a sua medição é a balança 
densimétrica.
ATENÇÃO
Balança densimétrica Visor de nível
40
Alta Competência
Escala de densidade em lb/gal Marcação para densidade da água
É muito importante a verificação da calibração da balança.
a) Problemas relacionados ao peso do fluido
• Peso do fluido insuficiente:
• Desmoronamento das paredes do poço;
• Kick;
• Fechamento do poço.
Peso do fluido excessivo:
• Prisão de coluna por diferencial de pressão;
• Perda de circulação parcial ou total;
• Redução na taxa de penetração.
1.3.2. Viscosidade funil (marsh)
A viscosidade é a propriedade do fluido que sofre maior influência 
das variações de temperatura e pressão em um poço. A temperatura 
pode ultrapassar os 300 °F no fundo para em seguida ser bruscamente 
resfriado para menos de 70 °F ao passar pelo riser ou kill/choke em 
lâminas d’ água profundas. 
41
Capítulo 1. Fluidos de perfuração
A viscosidade do funil é uma medida prática da variação da viscosidade 
do fluido. Essa medida consiste na determinação do tempo gasto pelo 
fluido para escoar através de um orifício existente na parte inferior 
do funil e preencher um caneco até a marca de ¾ de galão (950 ml) 
ou 1000 ml.
One quart line
6
12
2Measured orifice
(3/16 ID)
FUNNEL
CUP
Teste para viscosidade em funil (marsh)
1.3.3. Propriedades reológicas
A reologia trata da deformação e do escoamento dos fluidos quando 
submetida à ação de uma força.
Estuda as relações entre a tensão de cisalhamento e a razão de 
deformação, que definem as condições de escoamento de um fluido.
Viscosímetro FANN - Modelo 35 A
42
Alta Competência
Características do viscosímetro FANN modelo 35 A
Classificação reológica dos fluidos:
• Fluidos newtonianos: existe uma relação linear entre a tensão 
cisalhante e a taxa de deformação; 
• Fluidos não-newtonianos: são aqueles cuja viscosidade varia 
de acordo com a taxa de deformação.
43
Capítulo 1. Fluidos de perfuração
No grupo dos fluidos não-newtonianos, destacam-se:
• Fluidos plásticos: caracterizados pela existência de um limite 
de escoamento, isto é, torna-se necessário um mínimo de tensão 
de cisalhamento para que o escoamento seja iniciado;
• Fluidos pseudo-plásticos: são aqueles cuja viscosidade aparente 
diminui à medida que aumenta a taxa de deformação;
• Fluidos dilatantes: são aqueles cuja viscosidade aparente 
aumenta à medida que aumenta a taxa de deformação.
1.3.4. Filtrado e reboco
O filtrado API é o volume de líquido (filtrado) coletado numa proveta 
durante 30 min, a uma pressão de 100 psi. Ele é recomendado para 
fluidos base água. 
O reboco é um material que fica depositado na parede do poço 
devido à perda do fluido em frente às formações permeáveis. 
Filtro Prensa API
44
Alta Competência
O filtrado HPHT é o volume de líquido (filtrado) coletado numa 
proveta, durante 30 min, a uma pressão de 500 psi e a uma temperatura 
de 300 ºF.
Filtrado prensa HTHP
1.3.5. Teor de sólidos
O teste de retorta consiste na destilação de um volume de 10 ml de 
fluido, no período de 30 min, obtendo-se as frações de água, óleo e 
sólidos.
 
Kit retorta
45
Capítulo 1. Fluidos de perfuração
 
Kit para determinação do teor de areia
• Teste do MBT (Methilene Blue Test)
Esta é a técnica do azul de metileno (MBT), que tem como objetivo 
analisar volumetricamente, por adsorção, a quantidade de sólidos 
ativos ou bentoníticos presentes no fluido de perfuração. Sua 
vantagem é a rapidez e o baixo custo de execução, além de poder 
fornecer indiretamente informações sobre a superfície específica das 
rochas. 
Teste do BMT
46
Alta Competência
Classificação dos sólidos perfurados:
SÓLIDOS EXEMPLO
Inertes de baixa densidade areiam, calcário, siltes
Inertes da alta densidade baritina, hematita
Ativos da baixa densidade argilas plásticas
O teor de sólidos deve ser controlado de forma bas-
tante rigorosa em sistemas de altas densidade sub-
metido a altas temperaturas, pois a presença de par-
tículas finas de baixa densidade dificulta o controle 
das propriedades reológicas.
ATENÇÃO
Alguns problemas causados pelos sólidos incorporados ao fluido de 
perduração durante a perfuração:
• Baixas taxas de penetração;
• Redução da potência hidráulica na broca;
• Redução da vida útil da broca;
• Redução da vida útil dos componentes do sistema de circulação;
• Pouca eficiência dos tratamentos químicos do fluido;
• Probabilidade de prisão por diferencial de pressão;
• Probabilidade de perda de circulação por aumento da 
densidade do fluido;
• Maior custo na manutenção das bombas.
47
Capítulo 1. Fluidos de perfuração
1.3.6. Salinidade
Está diretamente relacionada à inibição do fluido. Ela serve de contraste 
entre zonas de água doce e zonas de óleo identificadas através do perfil 
de resistividade.
1.3.7. Alcalinidades: Pm, Pf e Ph
Pm = alcalinidade do fluido;
Pf = alcalinidade do filtrado;
pH = potencial de hidrogênio.
1.3.8. Problemas causados com os fluidos durante a perfuração
a) Perda de circulação ou perda de retorno
É a perda do fluido de perfuração ou da pasta de cimento para os 
espaços porosos, fraturas ou cavernas da formação, durante as 
operações de perfuração.
48
Alta Competência
Perda de circulação
Os tipos de perda de circulação são:
• Parcial – quando, em condições normais de bombeio, retorna 
somente uma parte do fluido de perfuração que foi injetado;
• Total – quando, em condições normais de bombeio, não há 
retorno do fluido de perfuração que foi injetado.
Existem diferentes causas das perdas de circulação, dentre elas 
destacam-se:
49
Capítulo 1. Fluidos de perfuração
Naturais
• Presença de cavernas;
• Infiltração em rochas de alta permeabilidade;
• Ocorrência de fraturas naturais.
Induzidas
• Peso do fluido superior ao gradiente de fratura da rocha;
• Bloqueio do espaço anular por argilas .
Os métodos utilizados ao combate das perda de circulação são:
• Tampão de material de perda;
• Tampão de cimento;
• Tampão de cimento com bentonita;
• Tampão de silicato com cloreto de cálcio;
• Aumento da viscosidade do fluido;
• Redução do peso do fluido.
b) Prisão da coluna
Durante a operação de perfuração, a coluna de perfuração pode ficar 
presa, ocasionalmente, o que impede o seu movimento para cima e/
ou para baixo.
50
Alta Competência
A coluna de perfuração poderá ficar presa por :
• Acunhamento;
• Desmoronamento;
• Prisão por diferencial de pressão;
• Chaveta.
A prisão da coluna ocorre:
• Durante descida da coluna após troca de broca;
• Durante queda de objetos estranhos no poço;
• Quando há desmoronamento;
• Durante o fechamento do poço;
• Durante a retirada da coluna com arraste elevado (Drag);
• Quando ocorre pressão hidrostática elevada.
Desmoronamento – queda das paredes do poço.
• Areia;
• Folhelho.
Fechamento – redução do diâmetro na parte superior do poço.
• Inchamento de argila;
• Presença de sal.
51
Capítulo 1. Fluidos de perfuração
Diferencial de pressão – consiste na fixação da coluna à parede do 
poço devido a uma força causada pela diferença de pressão entre 
a coluna hidrostáticado fluido e a pressão de poros da formação. 
Ocorre geralmente em frente a formações porosas e permeáveis 
(arenitos) e em fluidos com alto filtrado e espessura de reboco.
Aliado ao fluido nas perfurações nearbalance (ba-
lanceada) underbalance é necessário o uso de equi-
pamentos específicos para esta etapa do poço, além 
do uso de fluidos de perfurações com características 
próprias para este tipo de perfuração. 
IMPORTANTE!
Classificação 
dos Poços
C
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u
lo
 2
54
Alta Competência
Capítulo 2. Classificação dos poços
55
2. Classificação dos poços
Aqui serão apresentadas as formas como podem ser classificados os poços e como é definida a nomenclatura do poço. Os poços podem ser classificados quanto à finalidade, à profundidade 
e ao percurso.
2.1.1. Quanto à finalidade
Quanto à finalidade, um poço de petróleo deve ser classificado 
conforme a tabela abaixo.
Finalidade Categoria Número
Exploração
Pioneiro 
Estratigráfico 
Extensão 
Pioneiro adjacente 
Jazida mais rasa 
Jazida mais profunda
1 
2 
3 
4 
5 
6
Explotação (lavra)
Desenvolvimento 
Injeção
7 
8
Especial 9
Tipos de poços quanto à finalidade
Mais adiante, veremos que a numeração atribuída à categoria do 
poço será importante para definir a nomenclatura do poço.
a) Poço exploratório
É aquele que tem por objetivo a descoberta de novos campos ou 
novas jazidas de petróleo, a avaliação das reservas e sua extensão 
ou simplesmente a obtenção de novos dados para complementar as 
avaliações geológicas. Os poços exploratórios subdividem-se em nos 
poços descritos a seguir.
56
Alta Competência
• Poço pioneiro (tipo 1)
É o primeiro poço perfurado numa área (num futuro campo, caso 
seja descoberto óleo) em busca de jazida. A locação do poço é 
feita após análise dos dados obtidos por métodos geológicos e/ou 
geofísicos. Caso seja encontrada formação portadora de petróleo no 
poço, normalmente prossegue-se a perfuração até o embasamento, 
a procura de outras possíveis zonas produtoras.
Normalmente, nesses poços, a geologia solicita mais amostras de 
calha do que nos poços de desenvolvimento, e essas amostras são 
de importância fundamental para a localização de possíveis zonas 
produtoras.
• Poço estratigráfico (tipo 2)
É um poço perfurado para estudo da coluna geológica e dos fluidos 
contidos nas formações de uma bacia sedimentar descoberta por 
mapeamento geológico. A perfuração pode ir até o embasamento 
(rocha sã que se encontra abaixo das rochas sedimentares). É 
perfurado visando à obtenção de informações sobre a disposição 
sequencial das rochas de subsuperfície. Esses dados serão utilizados 
para programações exploratórias posteriores ou estudos específicos.
• Poço de extensão ou delimitatório (tipo 3)
Tem por objetivo delimitar um campo ou um reservatório já 
descoberto. É perfurado com maior espaçamento entre um e 
outro que os de desenvolvimento. A perfuração desse tipo de poço 
ocorre fora dos limites provados de uma jazida, visando ampliá-la 
ou delimitá-la. Poderá resultar na descoberta de uma nova jazida, 
independente daquela para a qual foi locado.
A delimitação pode ser feita antes, durante ou após o 
desenvolvimento do poço.
Capítulo 2. Classificação dos poços
57
• Poço pioneiro adjacente (tipo 4)
É perfurado após delimitação preliminar do campo, visando-se 
descobrir novas jazidas adjacentes. Caso se obtenha sucesso, esse 
poço implicará a descoberta de nova jazida. Se ficar provado que 
se trata da mesma jazida anterior, será reclassificado como poço de 
extensão.
• Poço de jazida mais rasa ou mais profunda (tipo 5 ou 6)
É perfurado dentro dos limites do campo quando há suspeita da 
existência de jazidas mais rasas ou mais profundas devido a novas 
informações obtidas pela sísmica ou pela experiência da área.
b) Poço explotatório ou de lavra
É perfurado com o objetivo de extrair o hidrocarboneto da rocha-
reservatório. Classifica-se em:
• Poços de desenvolvimento (tipo 7)
É aquele perfurado dentro dos limites do campo para drenar 
racionalmente o petróleo a partir dos testes realizados nos poços 
pioneiro e pioneiros adjacentes. Caso haja petróleo, é estudada a 
viabilidade econômica do reservatório de óleo ou gás. Os poços de 
desenvolvimentos são perfurados de acordo com o mapeamento 
geológico da área e das informações dos poços postos em produção 
previamente.
Os poços em desenvolvimento são normalmente perfurados pelo 
menos trinta metros abaixo da zona produtora ou do último indício 
de hidrocarboneto. Esses trinta metros permitem a perfilagem de toda 
a zona produtora e possibilitam deixar um “saco” no revestimento 
abaixo da zona produtora para a queda de eventuais “peixes” ou 
decantação de areia, sem prejudicar a produção.
58
Alta Competência
• Poços de injeção (tipo 8)
Poço perfurado com a intenção de injetar fluido na rocha-reservatório 
para ajudar na recuperação de petróleo. Após o início da produção de 
petróleo de um campo, o reservatório sofre uma queda de pressão, 
tornando-se necessário injetar água para manter a pressão desse 
reservatório.
Outra situação na qual se faz necessário injetar um fluido é quando 
o petróleo encontrado é bastante viscoso e difícil de sair. Nesse caso, 
injeta-se vapor d’água.
c) Poço especial
Poço perfurado para outras finalidades que não a exploração ou a 
explotação, como, por exemplo, a produção de água, poço direcional 
para combate de blowout, também chamado poço de alívio etc.
2.1.2. Quanto à profundidade
Quanto à profundidade final, os poços de petróleo são classificados 
em:
• Raso – quando a profundidade final não ultrapassa os 1 000 
metros;
• Profundidade média – profundidade entre 1 000 metros e 2 
500 metros;
• Profundos – quando a profundidade total ultrapassa os 2 500 
metros.
2.1.3. Quanto à direção
Sabemos, desde o final da década de 20, que um poço de petróleo 
nunca é perfeitamente vertical.
Capítulo 2. Classificação dos poços
59
São vários os fatores que influenciam a direção do poço: dureza das 
formações a serem atravessadas, inclinação e direção das camadas de 
rocha, bem como características da coluna que se está empregando 
na perfuração. O estudo desses fatores não nos interessa nesse 
momento; o importante é termos em mente que o poço descreve uma 
trajetória diferente da vertical que passa pela sonda de perfuração.
Quanto à direção, os poços podem ser classificados em vertical, 
direcional, horizontal e radial. 
a) Vertical
Vamos chamar de ALVO ou OBJETIVO de um poço o ponto resultante 
da intersecção da reta vertical que passa pela locação da Geologia 
na superfície com o plano que passa pela rocha-reservatório. Um 
poço é dito VERTICAL se a sonda e o alvo estão situados na mesma 
reta vertical. A inclinação e a direção devem ser controladas para 
que o poço atinja a rocha-reservatório dentro do limite tolerado 
pela Geologia. Essa tolerância é definida por um cilindro vertical de 
raio R. Como parâmetro, considera-se que o ângulo formado entre 
a linha imaginária que passa pelo início e o fim do poço e a vertical 
não ultrapassasse os 8º. Esse ângulo pode ser reduzido em campos 
maduros (com redução de malha) para não interferir em outros poços.
b) Direcional
Trata-se do poço que é desviado propositadamente da vertical com 
o objetivo de atingir um alvo situado distante da projeção do poço.
Os poços direcionais podem ser naturais, quando as formações 
apresentam forte tendência de ganho de ângulo durante a perfuração. 
Aproveita-se a tendência da formação e desloca-se a base para que 
o poço seja atingido sem qualquer correção ou necessite apenas de 
pequenas correções. Quando a formação não apresenta tendência 
de ganho de ângulo, usam-se equipamentos e técnicas para desviar o 
poço, de acordo com o projeto.
60
Alta Competência
c) Horizontal
Trata-se de um caso particular de poço direcional. É aquele que 
permanece um longo trecho na horizontal ou muito próximo da 
horizontal. Na indústria do petróleo, esse poço é utilizado para maior 
drenagem do petróleopor um único poço, pois a parte horizontal 
fica dentro da zona produtora.
d) Radial (Multilaterais)
Constata-se quando, a partir de um único poço, partem vários ramos 
em diferentes direções para drenarem melhor o reservatório. Esses 
ramos (trechos de poços) podem inclusive ser horizontais para uma 
drenagem ainda melhor.
2.1.4. Quanto ao diâmetro
Os poços podem ser classificados, quanto ao diâmetro, em 
convencional ou micropoço. 
a) Convencional
Um poço é considerado convencional, quanto ao diâmetro, quando 
os diâmetros utilizados são aqueles que permitem a descida dos 
revestimentos que normalmente são usados na produção do poço. 
Os diâmetros mais comuns das brocas são 26”, 17 1/2”, 12 1/4”, 8 1/2” 
ou 8 3/4”.
b) Micropoço
É aquele em que são usados diâmetros inferiores aos convencionais e, 
muitas vezes, é usada a microperfuração apenas em poços pioneiros, 
barateando, com isso, a perfuração destes e permitindo assumir riscos 
C
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 3
Técnicas de 
Perfuração
62
Alta Competência
Capítulo 3. Técnicas de perfuração
63
3. Técnicas de perfuração
A pressão hidrostática do fluido de perfuração no poço pode ser igual, maior ou menor do que a pressão da formação perfurada. Quando a coluna hidrostática de fluidos é igual 
à pressão da formação perfurada diz-se que o poço está balanceado 
(balanced). Quando ela é menor do que a pressão das formações, 
diz-se que o poço está sub-balanceado (underbalanced). E quando a 
coluna hidrostática de fluidos é maior do que a pressão da formação 
perfurada de forma a impedir que os fluidos da forma venham a 
invadir o poço, mesmo quando há uma parada da circulação do 
fluido, fala-se que o poço está sobrebalanceado (overbalanced). 
A técnica underbalanced é admitida em perfurações de poços, pois 
ela permite a penetração de fluidos da formação no interior do poço. 
A perfuração deve ser sempre conduzida por um fluido de peso/
densidade que propicie a pressão apropriada para manter os fluidos 
da formação distantes do poço, exceto nos casos em que a perfuração 
for underbalanced.
Na Petrobras, a técnica mais utilizada na perfuração de poços é a 
over balance, ou seja, quando a pressão do fluido no poço é maior 
do que a das formações. Isto significa que todas as paredes do poço 
e a formação estarão sofrendo um sobre pressão. 
3.1. Perfuração no sistema balanceado (Near Balanced) 
A Managed Pressure Drilling (MPD) é uma nova tecnologia para 
redução de tempos não produtivos e aumento da segurança 
operacional.
Nos últimos cinco anos, o desenvolvimento e a utilização dos sistemas 
de gerenciamento de pressão de fundo (Managed Pressure Drilling 
– MPD) aumentaram consideravelmente no mundo. Essa tecnologia 
vem sendo utilizada por vários operadores tradicionais, como 
Shell e Chevron, para a identificação de problemas tradicionais de 
perfuração, como a perda de circulação, kicks, balooning, fechamento 
de poço, poços de alta temperatura etc. O objetivo dessa técnica é 
reduzir o número de paradas durante a fase de perfuração do poço, 
64
Alta Competência
ou, pelo menos, reduzir consideravelmente o tempo não produtivo 
(NPT). Atualmente, vários conceitos diferentes foram propostos e 
desenvolvidos, mas somente poucos foram testados no campo.
Com o intuito de avaliar os benefícios potenciais da tecnologia e a 
identificação dos problemas relacionados a geopressões, quatro testes 
de campo foram programados para essa categoria de MPD, Micro-
Flux Control method, que é derivada da perfuração sub-balanceada.
Os três primeiros, realizados na UN-RNCE, nos campos Leste de Baixo 
do Juazeiro, Riacho da Forquilha e Marizeiro, sendo o primeiro o 
pioneiro desta tecnologia (MPD), com atuação automática, no mundo. 
Os poços foram selecionados com nível crescente de dificuldade, com 
o terceiro teste em um poço de gás, com 4 500 m de profundidade, 
considerado profundo para a área. Foram perfurados no total 7 000 
metros nas fases de 12 1/4" e 8 1/2", com uso de fluido sintético e base 
água, intercalando com operações de testemunhagem e detectando 
e controlando na superfície, no terceiro poço, um influxo de gás, sem 
downtime.
O quarto teste foi realizado em perfuração de poço exploratório 
em arenito fechado na UN-ES (1-ESS-185D), com foco na redução 
de dano à formação. Durante este teste foram detectados vários 
pacotes de gás, anteriormente indetectáveis, controlado por um 
kick automaticamente com atuação do sistema (com sistema 
de segurança atuando para não ultrapassar o limite máximo de 
operação), permitindo a otimização do peso de lama com aumento 
de peso somente quando efetivamente necessário e por fim o 
aprofundamento do poço, inicialmente previsto para 4 100 metros, 
até 4 850 metros. No total foram perfurados 1 800 metros com o 
sistema na fase de 8 1/2". Devido ao sucesso do uso do sistema, na 
fase de 8 1/2", decidiu-se aprofundar o poço, sem uso do sistema até 
5 100 metros, profundidade nunca antes alcançada nesta área.
Atualmente estão em execução os preparativos para utilização do 
sistema em poço exploratório, 1-SCS-13, a ser realizado pela SS-48. 
Esta será a primeira operação com o sistema adaptado para perfuração 
offshore em sonda flutuante na Petrobras.
Capítulo 3. Técnicas de perfuração
65
Esquema de planta de perfuração balance ou MPD 
Tela de controle do sistema de perfuração balanceada ou MPD
66
Alta Competência
Planta de controle do retorno (chokes automáticos)
Planta de controle do retorno (manifold e chokes automáticos)
Capítulo 3. Técnicas de perfuração
67
Tela de controle do sistema de perfuração balanceada ou MPD
3.2. Perfuração sub-balanceada (Underbalanced Drilling) 
A perfuração no modo sub-balanceado ocorre (segundo definição 
do Alberta Energy and Utilities Board ID 94-3) quando a pressão 
hidrostática do fluido de perfuração no fundo do poço é 
intencionalmente menor do que a pressão de poros da formação 
perfurada. A pressão hidrostática do fluido de perfuração no fundo 
do poço pode ser naturalmente menor do que a pressão de poros da 
formação perfurada, ou isto pode ser induzido. 
O estado induzido pode ser obtido injetando gás natural, nitrogênio 
ou ar na fase líquida do fluido de perfuração. Natural ou induzida, a 
perfuração sub-balanceada causa a produção de fluidos das formações 
para o poço (minimizando as bem conhecidas e danosas consequências 
da invasão do fluido de perfuração nas formações, formando a chamada 
região de filtrado da lama de perfuração). As figuras a seguir mostram 
esquematicamente a perfuração convencional (sobrebalanceada) e a 
sub-balanceada respectivamente:
68
Alta Competência
D
rillin
g
 Flu
id
 Flo
wFormation Oil & Gas Flow
Oil & Gas Flow
Fines
Production
Drilling
Filter
FluidFluid
Fl
ui
d
Leakoff
Fracture
Fines
Migration
Formation
Fines
Production
Fracture
D
rillin
g
 Flu
id
 Flo
w
Perfuração Convencional 
(sobrebalanceada)
Perfuração Sub-balanceada
Talvez o maior desenvolvimento ocorrido na tecnologia de perfuração 
nos últimos anos tenha sido na área da técnica UBD – underbalanced 
drilling (perfuração sub-balanceada). Atualmente o estágio de 
evolução da perfuração sub-balanceada é comparável ao estágio no 
qual estava a tecnologia de poços multilaterais há 5 anos, e a de 
poços de longo alcance há 10 anos.
O mercado para a técnica UBD está crescendo devido a processos 
e tecnologias desenvolvidas recentemente. A figura abaixo ilustra a 
evolução do número de poços perfurados nos EUA no modo sub-
balanceado:
Capítulo 3. Técnicas de perfuração
69
A razão para este crescimento talvez esteja ligado ao fato de que 
muitos campos produtores de gás e óleo pelo mundo afora estejam 
maduros. Desta forma, com a eliminação dos danos à formação 
provocados pela perfuração convencional, muitos destes campos 
tornam-se viáveis economicamente, já que a vazão de produção 
esperada é superior à vazão de um poço danificado (como ocorre na 
perfuração convencional), o que eleva o Valor Presente Líquido (VPL) 
dopoço devido a um fluxo de caixa mais vantajoso. 
Outros aspectos importantes a ser considerados: 
• Com a produção de fluidos das diferentes camadas 
estratigráficas atravessadas durante a perfuração, formações 
portadoras de óleo e não previstas (antes da perfuração) podem 
ser descobertas; 
• A produção de óleo durante a perfuração sub-balanceada 
pode pagar parcialmente os gastos com a própria etapa de 
perfuração;
• Há a redução de gastos futuros com trabalhos de estimulação 
no poço, já que os danos as formações são reduzidos.
Até 1997, a aplicação da técnica se restringia a poços em terra (mais 
de 10 mil poços foram perfurados no modo sub-balanceado na 
70
Alta Competência
América do Norte nos campos de Austin-Chalk nos EUA e Canadá). 
Nesta época, foram perfurados os primeiros poços no mar em águas 
rasas, a partir de sondas fixas (plataformas fixas e autoeleváveis ou 
jack-ups).
Devido aos elevados custos de exploração e desenvolvimento de 
campos de óleo em águas profundas e ao crescente interesse das 
companhias produtoras neste tipo de campo graças a aspectos 
econômicos, é de se esperar que haja um crescimento acentuado da 
técnica UBD, já que os índices de produtividade (IP) alcançados em 
poços UBD tornariam economicamente viáveis vários projetos de 
desenvolvimento destes campos.
O progresso no mercado para a perfuração UBD, no entanto, só tem 
sido possível graças aos avanços tecnológicos em equipamentos para o 
controle rotativo de pressão, projetos de fluidos leves, modelamento 
matemático da hidráulica do poço (a pressão de circulação no fundo do 
poço, BHCP – Bottom Hole Circulating Pressure, é um item de controle 
importantíssimo no processo, torna-se fundamental a previsibilidade 
da BHCP através da simulação computacional dos escoamentos 
multifásicos que ocorrem no poço), aquisição de dados de processo e 
redução no tamanho e peso dos separadores de superfície e unidades 
de compressão.
A técnica UBD normalmente é utilizada juntamente com perfuração 
através de flexi-tubo (coiled tubing) para evitar-se conexões (de 
elementos da coluna de perfuração a ser descida) durante a perfuração. 
A ausência de paradas para a realização de trabalhos de conexão, 
além de aumentar a produtividade da perfuração (através da redução 
do tempo de sonda), torna-se essencial na perfuração UBD. Durante 
uma conexão, com a parada das bombas de lama, as componentes de 
perda de carga (originadas no escoamento do fluido de perfuração 
pelo interior da coluna de perfuração e o seu retorno pelo espaço 
anular entre a coluna e o revestimento ou poço juntamente com os 
fluidos produzidos) são eliminadas, o que provoca grandes variações 
nas pressões no fundo do poço, podendo comprometer o sucesso da 
perfuração.
A técnica UBD pode resultar em ganhos substanciais, porém a 
integração entre as equipes de Engenharia envolvidas (estudos de 
Capítulo 3. Técnicas de perfuração
71
reservatório, projeto de perfuração, execução e logística) a fim de 
que a perfuração seja tratada como um processo (e não como etapas 
isoladas a serem implementadas) aumenta as chances de sucesso, 
garantindo os resultados previstos no EVTE (Estudo de Viabilidade 
Técnica e Econômica).
O sucesso na aplicação da técnica UBD está intimamente associado 
aos fatores diferenciadores e novas exigências tecnológicas relativas 
a esta. O controle de pressão cauteloso, o desempenho e a natureza 
dos fluidos injetados, controle e tratamento de fluidos produzidos 
durante a perfuração, diferentes equipamentos usados em superfície 
e no fundo, novos procedimentos operacionais, segurança e 
treinamento, podem representar dificuldades a sua aceitação entre 
os profissionais de perfuração.
Os tipos de reservatórios especialmente beneficiados com essa técnica 
são:
• Formações calcáreas fraturadas – na medida que estas 
apresentam maior tendência para a ocorrência de perda de 
circulação;
• Reservatórios maduros e depletados – com a redução / 
eliminação dos danos à formação, as vazões de produção serão 
maiores;
• Arenitos com argilosidade elevada – pelo motivo citado acima, 
especificamente, no que se refere ao inchamento das argilas e 
bloqueio dos poros.
Antes de qualquer projeto de perfuração, deve-se analisar uma série 
de características das formações e os problemas associados a estas, 
de forma a se escolher adequadamente o modo de perfuração a ser 
utilizado. Dentre as características a serem analisadas, destacam-se:
• Pressão de formação – reservatórios com pressão de poros alta 
são candidatos em potencial à ocorrência de kicks e blowouts 
(erupções). Nestes casos, a perfuração sobrebalanceada 
(overbalanced drilling) é recomendada. Baixas pressões de poros 
72
Alta Competência
(reservatórios depletados) são candidatas a danos de formação, 
perda de circulação e até mesmo redução da taxa de penetração. 
Nestas circunstâncias, é recomendado o uso de perfuração 
balanceada (nearbalanced drilling);
• Permeabilidade da formação – altas permeabilidades podem 
causar perda de circulação, porém, podem também resultar num 
alto índice de produtividade (IP), assim, a perfuração balanceada 
pode ser a melhor solução. Formações com baixa permeabilidade 
têm baixos índices de produtividade. Além disto, a possibilidade 
de ocorrência de danos à formação aumenta. Neste caso, o modo 
mais recomendado é o da perfuração sub-balanceada;
• Consolidação da formação – reservatórios consolidados têm 
baixa taxa de penetração, fazendo com que a perfuração sub-
balanceada seja a melhor opção. Reservatórios inconsolidados 
são candidatos em potencial ao colapso do poço, mas também a 
danos à formação. Assim, a perfuração balanceada apresenta-se 
como a melhor alternativa;
• Presença de argilas incháveis – neste tipo de formação, a 
escolha da salinidade do fluido de perfuração pode ser a solução 
mais simples. A perfuração sub-balanceada pode também ser 
escolhida como alternativa;
• Reservatórios naturalmente fraturados – têm alta 
probabilidade de ocorrência de perda de circulação e 
danos, fazendo com que o modo sub-balanceado seja o 
mais adequado;
• Reservatórios com presença de gás – são candidatos em 
potencial à ocorrência de kicks e de blowouts, assim, a perfuração 
sobrebalanceada é a recomendada;
• Presença de H2S – pode causar corrosão e blowouts. 
A perfuração sobrebalanceada é a mais recomendada;
• Poço de injeção – danos à formação podem reduzir em muito 
o índice de injetividade. A perfuração balanceada pode ser uma 
boa solução;
Capítulo 3. Técnicas de perfuração
73
• Incompatibilidade de fluidos – pode haver várias 
incompatibilidades entre a formação (e os fluidos contidos 
nesta) e o fluido de perfuração. Tais incompatibilidades causam 
danos à formação. Se não for possível conhecer-se a natureza 
destas incompatibilidades antes de se perfurar, é recomendado 
que se perfure no modo sub-balanceado;
• Perfuração de folhelho espesso – pode causar o colapso do 
poço. Perfuração sobrebalanceada deve ser escolhida;
• Perfuração de domo espesso de sal – aumentam as 
possibilidades da ocorrência de invasão do sal na lama do poço. 
É recomendado que se use a perfuração sobrebalanceada;
• Perfuração de formações muito duras – a perfuração sub-
balanceada aumenta a taxa de penetração;
• Perfuração de aquífero – se a pressão do aquífero for alta, a 
água do mesmo poderá diluir o fluido de perfuração. Neste caso 
a perfuração sobrebalanceada deve ser escolhida. No entanto, 
se a água do aquífero for usada para consumo, a melhor 
recomendação será a de não se perfurar nesta área. Se isto não 
for possível, a perfuração sub-balanceada será a solução;
• Poço horizontal – são bons candidatos ao colapso. Assim, 
a perfuração sobrebalanceada deve ser a primeira opção. 
Entretanto, se houver um bom estudo de reservatório, 
conhecendo-se as direções principais das tensões tectônicas, 
pode-se optar pelo modo sub-balanceado no caso de 
completação a poço aberto, desde que estas direções principaisnão sejam ortogonais ao poço.
A tabela a seguir apresenta um modo prático de se escolher a técnica 
de perfuração a ser utilizada. A soma dos pesos indica a potencialidade 
de cada modo de perfuração (OD para sobrebalanceada ou UD para 
sub-balanceada):
74
Alta Competência
CARACTERÍSTICA OD UD
Alta pressão de formação 2 0
Baixa pressão / reservatório 
depletado
0 2
Formação com alta 
permeabilidade
1 2
Formação com baixa 
permeabilidade
0 2
Reservatório consolidado 0 2
Reservatório inconsolidado 1 1
Arenito sujo (alto teor de 
argila ou intercalações de 
folhelho)
1 2
Reservatório fraturado 0 2
Reservatório de gás 1 0
Presença de H2S 1 0
Poço injetor 0 1
Incompatibilidade de fluidos 1 2
Espessa seção de folhelho 
no reservatório
2 1
Domo espesso de sal no 
reservatório
1 0
Rochas duras ao longo do 
reservatório
0 2
Aquífero para consumo 0 2
Aquífero com alta pressão 1 0
Poço horizontal com tensões 
tectônicas laterais
2 0
Poço horizontal com tensões 
tectônicas longitudinais
0 1
3.2.1. Vantagens e limitações
Como mencionado anteriormente, a técnica UBD pode melhorar 
consideravelmente a produtividade e, consequentemente, a 
economicidade de poços em reservatórios maduros (depletados), com 
problemas de perda de circulação, sensíveis a fluidos e em formações 
com baixa permeabilidade. Também é vantajosa na perfuração de 
formações muito duras, aumentando a taxa de penetração e vida útil 
das brocas, bem como aliviando a pressão diferencial, o que reduz 
consideravelmente os riscos de prisão (da coluna) por diferencial de 
pressão.
Capítulo 3. Técnicas de perfuração
75
As vantagens da técnica UBD são descritas a seguir.
a) Aumento da vazão de produção 
O índice de produtividade real de um poço (relação entre a vazão 
de produção e o diferencial de pressão a frente dos canhoneados) é 
calculado como segue:
Onde:
Q = Vazão de produção;
Pe= Pressão estática do reservatório;
Pwf= Pressão de fluxo a frente dos canhoneados;
ΔPS= Diferença de pressão causada pelo dano à formação.
Com a redução do dano causado pela infiltração do fluido de 
perfuração na formação, observa-se um aumento na vazão de 
produção (para uma mesma pressão de fluxo). A figura a seguir 
ilustra a sensibilidade da vazão de produção em função do fator de 
dano (quanto maior o “s”, ou fator de dano, maior o ΔPS):
76
Alta Competência
Fatores de dano : 0 / 2 / 10 / 30
Exemplo do efeito do fator de dano na produtividade
Pr
o
d
u
çã
o
, b
b
l/d
ia
V
al
o
r 
ac
u
m
u
la
d
o
 d
e
p
ro
d
u
çã
o
, $
 m
ilh
õ
es
8.000
7.000
6.000
5.000
4.000
3.000
2.000
1.000
250
200
150
100
50
0
Tempo, anos
Tempo, anos
0
0 5 10 15 20
0 5 10 15 20
b) Aumento do fator de recuperação 
O limite a ser praticado para a pressão de fluxo no fundo do poço é 
condicionado a fatores técnicos (capacidade de vazão e pressão de 
uma bomba centrífuga submersa, por exemplo) e econômicos (custos 
operacionais, preço do barril de petróleo etc). Com a eliminação dos 
danos à formação, mantido um determinado limite para a pressão 
de fluxo no fundo, a diferença efetiva de pressão sobre a formação 
(denominador da equação para cálculo do IP) no fim da vida produtiva 
de um poço sem dano será maior. Isso causa uma produção acumulada 
maior por ocasião do fechamento do poço, aumentando assim o fator 
de recuperação de um determinado reservatório de petróleo.
c) Menores custos de estimulação 
Operações de estimulação (acidificação, fraturamento hidráulico etc) 
são realizadas objetivando o aumento do índice de produtividade 
do poço. Com a eliminação dos danos à formação, os serviços de 
estimulação podem ser postergados ao longo da vida produtiva 
Capítulo 3. Técnicas de perfuração
77
do poço. Além disto, a probabilidade de sucesso aumenta já que 
a complexidade do tratamento é reduzida (por exemplo, não há 
grandes riscos quanto à adequação do fluido do tratamento aos 
fluidos e partículas sólidas da zona de filtrado, pois ela praticamente 
não existe).
d) Identificação imediata de hidrocarbonetos 
Durante a perfuração UBD, é possível a realização de testes com os 
fluidos produzidos, o que é uma grande vantagem em termos das 
estratégias de tomadas de decisão durante a perfuração.
e) Aumento da taxa de penetração 
Na perfuração convencional, quanto maior o overbalance (diferença 
entre a pressão hidrostática no fundo do poço e a pressão de poros da 
formação), maior será a força que tende a manter o cascalho retido no 
fundo. No caso de brocas tricônicas, isso significa retrabalho devido 
à ineficiência na limpeza dos cascalhos. No caso de brocas integrais, 
esta força também aumenta a resistência da rocha, reduzindo a taxa 
de penetração. Na perfuração UBD, essa força tem sentido contrário 
(da formação para o poço), o que aumenta a taxa de perfuração.
f) Reduz perdas de circulação 
A perda de circulação é a perda de fluido de perfuração para vazios 
ou fraturas abertas nas formações. Ela pode ser parcial ou total. 
Como a tendência é de que não haja invasão do fluido do poço na 
formação, não ocorrerá perda de circulação (exceto em caso de erros 
operacionais ou imprevistos, como avaliação incorreta de formações 
a serem perfuradas etc). Os prejuízos que isso causa (aumento 
do consumo de fluidos de perfuração e perda de produtividade 
operacional devido aos maiores tempos de sonda parada), indicam 
ganhos possíveis com a técnica UBD.
g) Redução no torque, drag e prisão por diferencial de pressão 
A invasão de fluidos de perfuração (filtrado) em formações com 
folhelhos hidratáveis pode causar o inchamento excessivo das argilas 
Bárbara
Destacar
78
Alta Competência
da formação, aumentando o torque e o drag sobre a coluna de 
perfuração e até mesmo provocar a prisão da coluna. Quanto maior o 
filtrado, maior será a espessura da camada de reboco, o que aumenta 
a tendência de prisão por diferencial de pressão. Devido a todos estes 
fatos, um diferencial de pressão da formação para o poço eliminaria 
estes inconvenientes.
h) Aumento da vida útil da broca
Com a redução do retrabalho dos cascalhos devido à eficiência na 
limpeza dos mesmos e a maior facilidade em se quebrar as rochas 
perfuradas durante a perfuração sub-balanceada, é de se esperar 
que a perfuração UBD provoque menor desgaste (no caso de brocas 
tricônicas) ou aumente a vida útil (no caso das brocas integrais, 
que normalmente falham por fadiga na fixação dos seus elementos 
cortantes). À medida que as tensões durante a perfuração são 
reduzidas, o número de ciclos para falha por fadiga aumenta.
A seguir, serão listadas as principais limitações da técnica UBD. 
Inexperiência com fluidos aerados 
As equipes de perfuração não estão familiarizadas com este tipo de 
fluido. Um bom treinamento é um fator essencial para o sucesso da 
técnica.
Economia 
Os custos relativos aos equipamentos e fluidos empregados são bem 
maiores do que na perfuração convencional.
c) Estabilidade do poço 
Algumas formações podem apresentar sensibilidade a condições de 
sub-balanceamento, podendo resultar em colapso do poço e perda 
do mesmo (até mesmo prisão e abandono da coluna de perfuração).
Bárbara
Destacar
Capítulo 3. Técnicas de perfuração
79
d) Inexperiência do pessoal operacional 
A técnica UBD exige muita cautela na execução da perfuração e 
tomadas de decisão em tempo real. A falta de conhecimento das 
equipes envolvidas na execução de um projeto de perfuração sub-
balanceada pode comprometer o sucesso do mesmo.
3.2.2. Métodos de perfuração sub-balanceada
A seguir serão descritos alguns métodos de perfuração sub-balanceada.
a) De acordo com o tipo de sonda
Os métodos de perfuração podem ser realizados através de:
• Sondas equipadas com tubos de perfuração;
• Sondas equipadas com flexi-tubo.
Na perfuração sub-balanceada com flexi-tubo, são possíveis operações 
contínuas sem as interrupções necessárias para a conexão de novos 
tubos de perfuração. Prevenindo, desta forma, os picos de pressão 
causadospelas constantes operações de ligar e desligar as bombas de 
lama. A circulação constante mantém a massa específica equivalente 
de circulação (ECD) próxima a um valor constante e resulta em uma 
pressão no fundo do poço mais uniforme.
O contínuo movimento do fluido no fundo do poço minimiza a 
separação por gravidade do influxo de óleo da formação do fluido de 
perfuração base água e dos cascalhos mais pesados. Assim, o influxo 
de fluidos do reservatório se dá de maneira mais estabilizada.
Outra característica da perfuração com flexi-tubo é a possibilidade de 
uma transmissão contínua de dados do fundo do poço, que é possível 
através de um cabo condutor que corre internamente ao flexi-tubo. 
Isso evita o problema comum em perfuração com fluidos aerados, 
que é a transmissão de dados por pulsos de pressão através de um 
fluido compressível.
80
Alta Competência
A perfuração convencional com tubos de perfuração (drill pipes) 
continuará a ser usada na maioria dos serviços de perfuração sub-
balanceada, pois a perfuração com flexi-tubo é quase sempre mais 
cara, porém espera-se que o flexi-tubo aumente sua participação no 
mercado.
b) De acordo com o equipamento de superfície
Dividem-se em:
• Perfuração em terra ou plataforma fixa;
• Perfuração com unidades flutuantes.
Operações no mar geralmente podem acomodar muito menos 
equipamentos suplementares de superfície, comparativamente 
às operações em terra. O equipamento usado em operações de 
perfuração sub-balanceada em terra pode não ser adaptável 
para operações no mar. Geralmente, os principais componentes 
necessários para perfuração no mar incluem um BOP rotativo 
(preventor de erupções), um choke manifold adaptado, uma unidade 
de processamento de fluidos do poço, uma unidade de injeção de 
nitrogênio e equipamentos de monitoração. 
Componentes de logística, associados a certas locações, podem 
frequentemente influenciar o sistema de fluido a ser selecionado. 
As seguintes áreas necessitam de tratamentos diferenciados, quando 
se perfura com fluidos leves, em terra ou com plataformas fixas 
comparativamente à perfuração com unidades flutuantes:
• Projeto do riser;
• Projeto da coluna de perfuração;
• Projeto da cabeça do poço e do revestimento;
• Separadores;
Capítulo 3. Técnicas de perfuração
81
• Sistema de direcionamento da broca;
• Unidade de injeção de gás.
De acordo com o sistema de injeção do gás
Podem ser:
• Através da coluna de perfuração;
• Através de coluna parasita.
Na maioria dos casos, o gás é injetado pela coluna de perfuração 
juntamente com a fase líquida.
Existem algumas vantagens deste tipo de injeção, em comparação 
com o da coluna parasita: (1) menores massas específicas 
equivalentes de circulação (ECD) podem ser conseguidas, uma 
vez que o fluido aerado ocupa todo o comprimento do anular 
do poço; (2) a vazão de gás é adicionada à de líquido de forma 
a cumprir todos as necessidades de fluxo através do motor de 
fundo; e (3) a instalação e a implementação do sistema são muito 
mais simples.
Todavia, este tipo de injeção apresenta algumas desvantagens: 
(1) não permite injeção contínua de gás durante as operações de 
conexão e movimentação da coluna; e (2) equipamentos de MWD-
LWD (medição e registro durante a perfuração) não podem enviar 
sinais à superfície através de pulsos de pressão pelo fluido aerado 
dentro da coluna de perfuração. 
82
Alta Competência
Injeção através de coluna parasita n.º1 Injeção através da coluna de perfuração n.º2
Dependendo do cenário, é mais conveniente o uso de coluna parasita 
para a injeção de gás, especialmente quando: (1) sistemas de MWD e 
direcionamento são necessários e os equipamentos eletromagnéticos 
disponíveis não funcionam corretamente; (2) as instalações de 
produção já estão montadas e as colunas de produção já estão 
equipadas com válvulas de gas-lift.
Em outras circunstâncias, não há geralmente custo efetivo no uso 
deste tipo de injeção, desde que: (1) a instalação da coluna parasita 
consuma muito tempo e por isso tenha um custo proibitivo; (2) a coluna 
parasita pode causar problemas operacionais, como vazamentos, 
quebra na linha, entupimento etc.
Estes são os principais tipos de colunas parasitas:
• Linha de injeção separada
Uma linha de injeção lateral, conectada ao revestimento a uma certa 
profundidade, é descida com o revestimento para promover uma via 
de injeção de gás no ponto de conexão. A profundidade de injeção 
é baseada na ECD requerida no fundo do poço e na capacidade dos 
equipamentos de superfície.
• Coluna de revestimento paralela
Capítulo 3. Técnicas de perfuração
83
Esta é uma opção que deve ser considerada especialmente na reentrada 
em poços, onde um liner é assentado a uma certa profundidade. Um 
tie-back liner é descido no poço e o gás é injetado entre o liner e o 
revestimento pré existente.
• Coluna de perfuração dupla
Esta opção, que não é usual, permite a injeção do gás através do 
anular entre as paredes da coluna de perfuração dupla.
A grande vantagem na utilização da injeção através de coluna 
parasita é a possibilidade de se enviar os sinais da ferramenta de 
monitoração do fundo em tempo real (MWD – Measure While 
Drilling) pelo interior da coluna de perfuração. Estes sinais são 
transmitidos por pulsos de pressão e o fluido no interior da coluna 
não pode ser aerado para não amortecer estes sinais.
Uma desvantagem da injeção através de coluna parasita é que nem 
todo o anular fica com fluido aerado, fazendo com que a pressão 
hidrostática neste caso seja um pouco maior.
3.2.3. Equipamentos do sistema sub-balanceado
3.2.3.1. Compressores 
Compressores são utilizados em operações de perfuração sub-
balanceada como uma alternativa ao bombeio de nitrogênio líquido. 
Os gases de uso mais frequente são: ar, metano, dióxido de carbono 
e o nitrogênio gerado por membrana. Suas propriedades são bem 
diferentes, uma vez escolhido o gás, o desempenho do compressor 
será afetado significativamente.
A composição do gás natural tem grande variação a depender do 
reservatório de gás e as propriedades do gás são funções de sua 
composição. 
84
Alta Competência
a) Tipos de compressores
Os compressores podem ser divididos em 2 grupos principais: 
deslocamento positivo e turbo máquinas (fluxo contínuo). Nos 
compressores de deslocamento positivo, a pressão do gás aumenta 
com a redução do seu volume; nos turbo compressores, o gás é 
acelerado e a pressão aumenta posteriormente com a redução da 
área de fluxo.
Os compressores de deslocamento positivo são os mais utilizados 
nas operações em campos de petróleo, devido às altas pressões 
normalmente requeridas para essas aplicações. Eles podem ser 
divididos em 2 grupos: alternativos (pistão) e rotativos. 
Para compressão primária (pressão moderada e maior vazão) em 
poços rasos, os compressores rotativos são utilizados por terem custos 
menores. Para poços profundos ou como boosters, compressores 
alternativos são utilizados quando altas pressões são necessárias. 
Para razão de compressão alta (pressão absoluta da descarga dividida 
pela da admissão) são utilizados compressores de múltiplos estágios 
com resfriamento intermediário do gás (intercoolers), para evitar 
altas temperaturas na admissão do próximo estágio, o que reduziria 
a eficiência do compressor. A máxima razão de compressão foi 
estabelecida em 3,5 para cada estágio em compressores alternativos.
3.2.3.2. Unidade criogênica
Em perfuração com ar/gás, o uso de um gás diferente do ar é 
requisitado quando a injeção de oxigênio no poço pode resultar numa 
corrosão severa dos revestimentos e da coluna de perfuração, e/ou 
aumentar o potencial de fogo ou explosão no fundo do poço. Ambos 
os problemas resultam do influxo do fluido da formação para o poço. 
Caso o oxigênio esteja presente, o influxo de água pode acentuar o 
problema da corrosão e fogo, ou explosões pode resultar do influxo 
de hidrocarbonetos.
Geralmente, com o aumento da profundidade do poço, ele torna-se úmido. Isso é um problema quando se perfura com ar, pois os 
Capítulo 3. Técnicas de perfuração
85
cascalhos tendem a se aglomerar formando partículas maiores, o 
que potencialmente pode obstruir o poço e aumentar as chances de 
explosões, no fundo, se houver a presença de hidrocarbonetos.
A perfuração com névoa pode elevar o potencial de fogo no fundo 
do poço, entretanto no caso de poços horizontais o longo tempo de 
exposição dos intervalos de produção pode aumentar a probabilidade 
de fogo no fundo do poço a níveis inaceitáveis.
Se o nitrogênio for utilizado, devido às preocupações com fogo 
no fundo do poço, deve ser tomado cuidado para assegurar que 
a concentração de oxigênio no sistema esteja abaixo da requerida 
para combustão das formações de hidrocarbonetos. Em operações 
onde o nitrogênio é usado no fluido de perfuração, o conteúdo de 
oxigênio deve ser mantido abaixo de 5% como medida de precaução. 
Nas operações atuais, o conteúdo de oxigênio costuma ser a maior 
chegando a 8%. Isso significa que pelo menos 92-95% de puro 
nitrogênio é requerido. Se houver um potencial de contaminação 
por outros gases, as companhias fornecedoras de nitrogênio 
recomendarão um mínimo de 99,9% de pureza, o que as unidades 
de nitrogênio líquido conseguem facilmente.
a) Equipamento
Um típico caminhão de entrega de nitrogênio é capaz de bombear 
nitrogênio a 10 000 psi. As 3 partes principais do equipamento 
montado no caminhão de injeção de nitrogênio está mostrado, 
esquematicamente, abaixo:
Equipamento de nitrogênio
86
Alta Competência
O caminhão de injeção inclui uma unidade de vaporização, que aquece 
o nitrogênio de - 160 ºC (- 320 ºF) para aproximadamente 27 ºC (80 
ºF). Isso converte o nitrogênio de líquido para gás. A vaporização com 
o controle de temperatura permite que qualquer vazão de bombeio 
seja mantida com acurácia.
b) Metodologia
Nitrogênio é tipicamente introduzido na coluna de perfuração a 
vazões de 250 a 3000 scf/min a pressões de 7 a 21 Mpa (1 000 – 3 
000 psi). Deve ser tomado cuidados para assegurar que as conexões 
e manobras sejam feitas corretamente e com segurança. A coluna 
de perfuração deve ter válvulas flutuadoras (válvulas parecidas com 
uma flapper valve que impede o fluxo em sentido reverso) a cada 9 
- 12 juntas.
Quando perfurando com nitrogênio puro (sem a adição de lama 
de perfuração ou água ao sistema de circulação), a injeção de gás é 
desligada primeiro. A pressão no interior da coluna de perfuração 
acima da última válvula flutuadora é drenada (sangria na linha) e a 
conexão é feita.
Quando perfurando com fluido nitrogenado, após a injeção do gás 
ser desligado, deve ser tomado cuidado de manter uma pressão 
positiva nas linhas de injeção de gás. A pressão positiva mantida nas 
linha de injeção previne um fluxo reverso de lama ou água para as 
linhas de injeção de nitrogênio quando elas são reabertas.
3.2.3.3. Membrana
A tecnologia da membrana está sendo utilizada por mais de 40 
anos. Ela foi inicialmente aplicada na separação entre líquidos e 
gases e também na purificação da água. A separação de gás usando 
membranas depende da concentração e é diretamente relacionada 
com a pressão na entrada da membrana e a vazão através dela, e 
inversamente relacionada com a pressão parcial dos componentes 
individuais do gás. A separação é afetada pela dissolução atual do gás 
na entrada da membrana e a sua difusão pela membrana polimérica.
Capítulo 3. Técnicas de perfuração
87
As membranas fibrosas individuais são agrupadas em forma modular. 
Os módulos são combinados em quantidade o suficiente para produzir 
qualquer volume de nitrogênio requerido.
a) Equipamento
O NPU (Nitrogen Production Unity) é um conjunto de módulos 
montados em uma carcaça de aço de aproximadamente 25 cm (10 
pol.) de diâmetro por 1,83m (6 pés) de comprimento, onde cada 
uma contém milhões de membranas porosas e fibrosas agrupadas. 
Esses módulos podem operar a pressões até 200 psi e a temperaturas 
abaixo de 38 ºC (100 ºF). O ar de alimentação deve ser injetado por 
um compressor e tem de passar primeiro por uma série de filtros para 
remoção de partículas, mantendo seus níveis abaixo de 5 partes por 
bilhão. A figura seguinte mostra uma NPU.
NPU
Os NPU são montados em skids (trenós) contendo os módulos das 
membranas e o sistema de filtragem de ar. Ele também inclui um 
controlador para monitorar a filtragem e os módulos de separação. 
O controlador faz a aquisição da pressão, vazão e temperatura, 
continuamente. O sistema pode armazenar vários dias de informação 
e o equipamento pode ser operado remotamente por um modem 
telefônico.
b) Metodologia
Uma vez determinados o volume requisitado, o NPU tem de ser 
selecionado baseado na sua vazão de saída e na pureza desejada do 
nitrogênio. A figura a seguir mostra como o aumento da pressão 
no sistema metano-oxigênio-nitrogênio diminui a concentração 
necessária de oxigênio para a obtenção de uma mistura explosiva.
88
Alta Competência
13.00
0 500 1000 1500 2000 2500 3000 3500
Pressure (psia)
%
 O
xy
g
en
12.00
11.00
10.00
9.00
8.00
A eficiência teórica (volume de nitrogênio entregue dividido pelo 
volume na entrada) do NPU é de 78%. Para o nitrogênio com pureza 
de 92% – 95%, a eficiência é de 67%.
Note que dependendo do volume de nitrogênio a ser gerado e da 
capacidade da membrana, a unidade irá produzir nitrogênio com 
pureza entre 95% a 99,9%. O teor de oxigênio no nitrogênio gerado 
será maior com volumes maiores a serem gerados, próximo ao limite 
de capacidade da unidade, e menor com volumes gerados menores. 
Aproximadamente 4% de oxigênio é o típico em um sistema de 
separação por membranas. O que pode atingir limites explosivos em 
ambientes com presença de grande quantidade de H2S. A concentração 
de 4% de oxigênio pode gerar uma corrosão significativa.
3.2.3.4. Separadores
Durante perfurações sub-balanceadas, em sistema de malha fechada, 
é necessário separar os fluidos que retornam do poço. Para ambas 
operações sub-balanceada ou quase-balanceada, o separador terá de 
separar as fases líquida e gasosa do fluido de perfuração e os cascalhos 
resultantes da perfuração. Adicionalmente, quando perfurando 
sub-balanceado através do reservatório, o óleo produzido e o gás 
natural também devem ser separados. A mistura dos gases injetados 
e produzidos são direcionados para o queimador. Enquanto o óleo 
é separado dos cascalhos e da fase líquida do fluido de perfuração e 
direcionado para os tanques de armazenagem.
Para o bem da segurança operacional e produtividade, o sistema de 
separação deve ser projetado com cautela, e durante as operações 
de perfuração deve ser monitorado e controlado. Os principais 
parâmetros a serem monitorado são a pressão dentro do separador, 
nível de líquido, a concentração de gás na linha de liquido, as vazões 
de gás e líquidos nas linhas de entrada e saída.
Capítulo 3. Técnicas de perfuração
89
Os separadores podem ser classificados de acordo com seus propósitos, 
duas fases (líquido-gás), três fases (líquido-gás-sólido) ou quatro fases 
(líquido-óleo-gás-sólidos). Alternativamente podem ser classificados 
de acordo com sua forma e princípio de funcionamento, por exemplo 
vertical, horizontal ou esférico.
a) Separador vertical
Os separadores de três fases são os equipamentos mais comuns 
utilizados em plantas de produção. Ele é versátil e com partes internas 
apropriadas para produzir um nível aceitável de separação para certa 
variação de vazão e característica operacional. Adicionalmente, ele 
é capaz de suportar os típicos volumes de espuma e sólidos. Para 
operações de perfuração sub-balanceada, o separador descrito será 
modificado e testado para separação de cascalhos para uma gama 
representativa de taxas de penetração e diâmetros de poços.
Os separadores de quatro fases para perfuração sub-balanceada 
requerem um mecanismo adicional para a separação da água do 
óleo. O sistema completo de separação projetado irá depender das 
característicasespecíficas, do tipo de fluido usado e das leis ambientais 
na região da perfuração. Veja na figura a seguir o interior de um 
separador de quatro fases.
Partes internas do separador de quatro fases
90
Alta Competência
No caso da perfuração com espuma, um quebrador de espuma tem 
de ser adicionado na mistura (espuma, água, óleo, gás e sólidos) que 
retorna do poço. Com isso, antes de entrar no sistema de separação, a 
espuma será quebrada, facilitando o processo de separação de todas 
as fases. 
No caso de fluidos aerados, um desespumante não é necessário, uma 
vez que, provavelmente, o sistema de separação pode separar água, 
óleo, gás e sólidos sem aditivos. Após a separação, o gás é queimado, 
o óleo é armazenado para comercialização, os sólidos são analisados 
e descartados, a fase líquida do fluido de perfuração pode ser tratada 
para reinjecção. Dependendo das características do fluido, a tarefa 
mais difícil será a separação das fases aquosa e o óleo especialmente 
quando se formar uma emulsão.
No geral, os sólidos vem na forma de um fino pó, e é necessário 
instalar amostradores antes do sistema de separação, para coletar 
amostras dos cascalhos. Após a separação e o apropriado tratamento, 
os sólidos podem ser descartados.
• Movimentação dos sólidos
O equipamento usado para o controle dos sólidos pode ter grande 
variação com o tipo de fluido a ser utilizado, leis ambientais e 
governamentais.
Os parâmetros considerados em cada sistema são:
• Fluido de perfuração;
• Volume dos cascalhos gerados;
• Tamanho da locação;
• Presença de H2S;
• Requisitos da malha fechada;
• Leis e restrições ambientais. 
Capítulo 3. Técnicas de perfuração
91
Ar, névoa ou gás
No caso de perfuração com ar, névoa ou gás, os fluidos de retorno 
e sólidos vão direto para linha de coleta, que os leva ao dique de 
queima, onde os cascalhos são acumulados. O tamanho dos cascalhos 
normalmente são bem pequenos. Os amostradores são colocados 
antes da saída na linha de coleta. Nesse tipo de perfuração nenhum 
sistema de controle de sólidos é necessário.
No final da operação de perfuração o dique de queima é fechado 
como estipulado pela empresa ou regulamento governamental. Se 
uma quantidade anormal de líquido estiver presente no dique, a fase 
líquida deverá ser bombeada ou drenada para ser dado um destino 
adequado.
Espuma
No caso de perfuração com espuma, dependendo das restrições 
governamentais, o controle de sólidos podem variar amplamente. 
Se nada o impede de construir um dique reserva, e você não deseja 
reciclar a espuma, então os sólidos podem ser tratados de maneira 
similar ao caso de perfuração com ar. Com a quebra da espuma, os 
cascalhos vão se depositar no fundo do dique reserva para posterior 
soterramento ou retirada para tratamento ou alocação em um lugar 
apropriado. No entanto, geralmente, não se tem muito espaço 
disponível para acumular fluido e esperar a quebra da espuma. Outra 
restrição é que os órgãos reguladores não permitem o descarte de 
espuma com hidrocarbonetos.
Com a presença de H2S a movimentação dos sólidos tem de ser feita de 
maneira bem diferente. Quando for necessário a remoção do sólido 
da corrente de espuma, apenas alguns métodos serão empregados. 
O principal problema a ser superado é a quebra da espuma para a 
remoção do sólido.
92
Alta Competência
Fluidos aerados
Quando perfurando com fluidos aerados, o método mais comumente 
utilizado para a separação dos sólidos, é permitir que a corrente de 
fluxo vá para um separador, onde o gás é enviado para o queimador 
e a fase líquida com sólidos flui através de uma série de tanques de 
decantação e flotação, onde os sólidos são separados por gravidade. 
Chicanes, as vezes, são colocadas nos tanques para acelerar esse 
processo. Veja na figura seguinte o sistema de controle de sólido de 
um fluido aerado.
Planta de controle de sólidos de fluidos aerados
Sistema de recirculação da espuma
Um sistema químico de recirculação, patenteado por Clearwater, 
permite a separação das fases gasosa, líquida e sólida em um 
separador e a reutilização da maior parte da fase líquida.
Todo o processo é controlado pela variação do pH através da 
adição de ácido ou base. O agente espumante é ativado em um 
meio com pH maior do que 10 e a espuma é quebrada quando o 
pH abaixa de 3,5.
Capítulo 3. Técnicas de perfuração
93
b) Separador horizontal
Separadores horizontais têm sido usados extensivamente na indústria 
do petróleo. Entretanto, devido às restrições de espaço, separadores 
verticais são uma escolha mais apropriada para unidades flutuantes. 
Os seguintes aspectos ilustram as vantagens primárias de um separador 
horizontal comparado com um separador vertical equivalente com 
placas internas de deflecção:
• A direção do fluxo é perpendicular à direção do campo de 
gravidade, o que promove a separação. Uma vez que a velocidade 
da fase continua não é oposta a velocidade de migração das 
partículas dispersas;
• Ele facilita o controle de turbulências, uma vez que o distúrbio 
provocado pela alimentação só afeta uma pequena porcentagem 
da seção de decantação;
• Para um mesmo volume de líquido, comparado com os 
separadores verticais, os separadores horizontais permitem uma 
superfície de contato maior entre os fluidos, o que favorece o 
equilíbrio termo dinâmico das fases e a sua separação.
c) Separador esférico
Os separadores esféricos são usados para remover líquidos das 
correntes de gás que estão sob altas pressões. A sua única vantagem 
deve-se ao fato de a construção ser mais econômica (menor quantidade 
de aço) para pressões maiores.
3.2.3.5. Linhas de retorno
O fluxo de retorno vai diretamente para o queimador (no caso de 
perfuração com ar) ou para um separador no caso de perfuração com 
fluidos leves, névoa, nitrogênio ou espuma.
É muito importante que o queimador esteja a pelo menos 45 m do 
poço.
94
Alta Competência
A linha de retorno deve ter um diâmetro de pelo menos 7 polegadas 
para diminuir a perda de carga. Observe a figura seguinte para mais 
informações.
Configuração de um BOP com sistema rotativo 
e com planta para controle do retorno de fluido do poço 
3.2.3.6. BOP rotativo
O BOP rotativo (RBOP - Rotative Blow Out Preventer) é usado em 
conjunto com o BOP convencional, e pode suportar uma pressão 
de até 1 500 psi no anular, na superfície, quando perfurando 
com ar, gás, névoa, ou fluidos leves. O RBOP incorpora packers 
(obturadores) atuados hidraulicamente, suportados por grandes 
mancais com rolamentos e isolados por selos mecânicos dentro 
de uma grande carcaça. A carcaça tem um flange para montar 
no BOP anular e um flange para a linha de retorno, no caso de 
perfuração em terra ou no mar em plataformas fixas/autoeleváveis 
(completação com árvore de natal seca). Na figura seguinte é 
apresentada a configuração de um RBOP.
Capítulo 3. Técnicas de perfuração
95
Configuração de uma cabeça de poço com o BOP comum instalado e 
na parte superior um anular rotativo (RBOP)
Para o caso de unidades flutuantes, o RBOP é montado no topo 
do riser (e nesse caso o RBOP ganha o nome de riser cap blow out 
preventer), com isso os seguinte equipamentos do riser perderam 
as suas funções: a junta telescópica do riser é fechada e travada ou 
simplesmente removida, a junta esférica superior e o diverter também 
são removidos. O retorno da lama é feito por duas linhas flexíveis de 
alta pressão, ligando o riser a unidade flutuante, para compensar o 
efeito do heave. A figura abaixo mostra um RBOP em corte.
Quick-change Packer
Assembly
Replaceable
Packer
Inner
Packer Outer
Packer
Rotating Housing
Assembly
RBOP em corte
96
Alta Competência
a) Atuação do packer 
Óleo hidráulico é utilizado para atuar os elementos do packer, os 
quais selaram contra o kelly ou os tubos de perfuração. A pressão 
do óleo hidráulico pode variar automaticamente com a mudança de 
pressão no poço. O packer interno (do tipo bolsa), a seção interna 
e externa, expandem contra o kellypacker, o qual sela o kelly. 
A pressão do fluido hidráulico é mantida a 200-300psi acima da 
pressão do poço, para manter o RBOP fechado.
b) Rolamentos
O mesmo fluido hidráulico que atua os packers, lubrifica os rolamentos. 
Estes rolamentos suportam os elementos de vedação e são colocados 
nas duas extremidades da área de selagem para evitar que as cargas 
de içamento sejam transmitidas para os selos.
c) Selos
Os selos mecânicos rotativos aumentam a vida dos elementos 
rotativos. O óleo hidráulico é confinado pelos dois selos mecânicos, o 
que isola os packers rotativos e os rolamentos do poço, uma vez que 
a pressão do fluido hidráulico é sempre maior do que a pressão do 
poço. Os selos e os rolamentos são lubrificados positivamente e não 
podem ser contaminados pelos fluidos do poço.
d) Packer interno
Este packer do tipo bolsa é feito de duas partes (seções), de tal maneira 
que um dano na seção interior não resulte na perda de pressão e de 
fluido hidráulico. A seção interna pode ser removida e substituída 
sem que a seção externa seja removida.
Packer de troca rápida (QCP – Quick Change Packer)
Esse conjunto de troca rápida assegura uma selagem positiva contra 
qualquer superfície sob máxima pressão de trabalho do RBOP e pode 
ser trocado pela simples liberação de um mecanismo de travamento, 
o packer é recuperado através da mesa rotativa.
Capítulo 3. Técnicas de perfuração
97
Guia do kelly
Este dispositivo foi projetado para deslizar pelo kelly durante a 
perfuração, enquanto isso, é acoplado a parte rotativa do RBOP para 
reduzir o esforço torcional nos elastômeros.
Unidade hidráulica
A unidade de potência é composta por um reservatório de fluido 
(80 gal) e duas bombas (tipo deslocamento positivo) de 15 hp e 
vazão máxima de 6 gpm. O controle proporcional das bombas provê 
um controle automático e válvulas de bypass permitem a operação 
manual. Uma chave de baixa pressão para acionamento da bomba 
reserva, filtros na sucção e na descarga da bomba e um resfriador 
do óleo com um termostato para acionar o ventilador também faz 
parte da unidade. Uma válvula de controle de fluxo ajustável regula 
o fluxo de retorno do óleo hidráulico do RBOP e o conjunto também 
possui uma chave para controle manual da pressão.
Considerações operacionais
Os packers tipo bolsas amplamente expansivos, eliminando a 
necessidade de desconectar parte do RBOP, quando a broca é 
removida.
Stripping
Os RBOP têm excelente características quanto ao stripping 
(deslizamento forçado, da coluna de perfuração pelo packer do 
RBOP, quando este estiver fechado), pois duas câmaras acumuladoras, 
atrás dos packers tipo bolsa, absorvem o volume de óleo excedente, 
quando as juntas (tool-joints) expandem os packers, com facilidade, 
para sua passagem.
3.2.3.7. Válvulas que impem o fluxo do fluido
Para evitar contaminação, o que poderia prender, travar ou entupir 
componentes internos dos motores de fundo, ferramentas etc., todos 
os componentes da coluna de perfuração devem ser inspecionados, 
98
Alta Competência
incluindo os tubos de perfuração, os tubos pesados, os comandos 
etc. Deve-se limpar todas as superfícies internas. Um fato que não 
pode ser esquecido é a diferença da flutuação (força de empuxo) 
entre a perfuração convencional e sub-balanceada, ou seja, as cargas 
de tração são maiores na perfuração sub-balanceada. Outro ponto 
a ser considerado é que as forças de vibração são maiores quando 
perfurando com fluidos leves, pois a capacidade de amortecimento 
desses fluidos são menores. Quando perfurando poços horizontais 
com fluidos leves, devem ser utilizados tubos de perfuração mais 
resistentes.
Comandos espiralados, jars e estabilizadores devem ser evitados 
no caso de perfuração sub-balanceada, pois o RBOP não veda 
perfeitamente perante a superfície desses componentes. Caso a 
perfuração sub-balanceada seja feita com ar, e a preocupação e a 
possibilidade de corrosão sejam muito grandes, uma alternativa 
pode ser o uso de tubos de perfuração de alumínio. A figura a seguir 
mostra uma configuração de coluna de perfuração.
Capítulo 3. Técnicas de perfuração
99
Configuração de coluna de perfuração
A seguir são descritas as válvulas que impedem o fluxo do fluido 
durante a perfuração. 
a) Float subs
Float subs ou drill string floats são válvulas colocadas ao longo da 
coluna de perfuração para impedir o refluxo do fluido de perfuração 
durante uma manobra ou conexão, aumentando a segurança da 
operação. Dois tipos de válvulas são normalmente usados: a flapper e 
a plunger. A do tipo flapper é uma flapper valve pré-tensionada com 
uma mola, e permite a passagem de ferramentas descidas com arame 
ou esferas para acionar certas ferramentas ou dispositivos. A do tipo 
plunger é uma válvula do tipo poppet, também pré-tensionada com 
uma mola, e não permite a descida de ferramentas (wireline tools) ou 
esferas. Os floats subs do tipo plunger podem ser erodidos em curto 
período de tempo, ou entupir caso o fluido de perfuração possua 
sólido e/ou baritina.
100
Alta Competência
Uma ferramenta especial é necessária para alivir a pressão aprisionada 
embaixo do float sub durante uma manobra. Essa ferramenta é 
instalada encima do float sub, um pino é rosqueado até atingir a vávula, 
abrindo-a e permitindo um alivio controlado da pressão aprisionada. 
A ferramenta de alivio de pressão possui uma saída lateral para que o 
fluido possa ser direcionado para um local apropriado e seguro.
b) Fire float e fire stop
Os fire float e fire stops são usados em perfuração com ar e são 
válvulas que fecham a coluna de perfuração, impedindo o fluxo do 
fluido de perfuração para o fundo do poço. Com isso o suprimento 
de oxigênio é cortado e o fogo se extinguirá, assim que o oxigênio 
no anular for consumido. Como a circulação é bloqueada, a pressão 
de bombeio na superfície aumenta, dando uma indicação/alerta ao 
pessoal da sonda sobre o problema. A atuação dessas válvulas são 
automáticas através do aumento da temperatura de fundo. Quando 
esta temperatura chega a um certo patamar, um anel composto por 
uma liga de zinco derrete, liberando o mecanismo de fechamento. 
Essas válvulas são instaladas logo acima da broca em sub ou em um 
comando.
3.2.4. Segurança
As fontes de nitrogênio utilizadas, nitrogênio líquido ou NPU, 
fornecem nitrogênio com pureza de 92% – 99,9%. O nitrogênio não 
possui cor, odor e é um gás quimicamente inerte e pode ser definido 
como um gás asfixiante. O nitrogênio não é um gás tóxico, mas a sua 
liberação em grandes quantidades pode reduzir a concentração de 
oxigênio a níveis abaixo do necessário para suportar a vida.
Deve ser tomado cuidado com o vazamento de nitrogênio em áreas 
não ventiladas. Os operadores devem evitar locais confinados até que 
seja provado por análise ou através da adição de ar respirável por 
uma fonte confiável (cilindro de ar, mangueira de ar etc.) que o nível 
de oxigênio está adequado ao suporte da vida. Os espaços confinados 
ou áreas de baixa ventilação incluem os seguintes locais:
Capítulo 3. Técnicas de perfuração
101
• Diques, grande depressões e poços;
• Locais confinados acima do solo – queimadores, câmaras de 
combustão, silos;
• Tanques – mistura, armazenagem, transferência.
Não deve ser permitida a exaustão do nitrogênio por qualquer 
tubulação, ou seja, tem de haver uma tubulação apropriada. Avisos 
devem ser colocados em áreas ou locais confinados onde pode haver 
uma potencial redução na concentração de oxigênio. Dever ser feita 
uma análise mais detalhada no caso de unidades flutuantes devido a 
grande quantidade de locais confinados.
No caso de NPU, o ar residual da separação está rico em oxigênio 
e sua concentração pode chegar a 30% - 40%, esse ar rico deve ser 
descartado através de tubulações para fora da área da sonda. Pois o ar 
com concentração de oxigênio superior a 28% alimenta a combustão 
em outros tipos de materiais mais facilmente do que o ar normal.
3.2.4.1. Critério de seleção da fonte de nitrogênioVários aspectos devem ser considerados durante a escolha entre o 
nitrogênio líquido ou a unidade de produção do nitrogênio:
• Locação;
• Duração do trabalho;
• Volume e pressão necessária do nitrogênio;
• Presença dos contaminantes do gás natural;
• Natureza da fase líquida do fluido de perfuração.
102
Alta Competência
A locação do poço proposta tem um impacto significante na escolha. 
Se a locação estiver próxima a uma unidade convencional de produção 
de nitrogênio líquido, o custo de mobilização da NPU pode ultrapassar 
o custo do próprio nitrogênio. Se a locação for remota e de difícil 
acesso, a mobilização da NPU poderá alcançar custos proibitivos, se 
não for impossível.
Trabalhos de curta duração podem ser atendidos por nitrogênio 
líquido e entregues a partir de caminhões. Grandes volumes ou altas 
vazões serão favorecidos pela geração no local. Trabalhos com altas 
pressões (>3 000 psi) eliminaria a geração no local como uma fonte 
potencial devido a limitações na disponibilidade de compressores e 
boosters.
A presença de gás da formação pode necessitar em um aumento ou 
redução da quantidade de nitrogênio para perfurar o poço.
Quando usando fluidos de perfuração aerados (ou nitrogênados) 
devem ser tomados cuidados para assegurar que o nível de oxigênio seja 
suficientemente reduzido para eliminar a corrosão. Se a concentração 
de nitrogênio não puder ser ajustadas a níveis satisfatórios, inibidores 
de corrosão devem ser adicionados a corrente de fluxo. Uma análise 
econômica determinará quando é menos custoso: o aumento na 
concentração do inibidor ou o ajuste na pureza do nitrogênio.
3.2.5. Aplicações da perfuração sub-balanceada no Brasil
A perfuração sub-balanceada chegou ao Brasil no meio da década de 
70 e foi utilizada, em um primeiro momento, para aumentar a taxa 
de penetração na região do Amazonas, em função dos altos custos 
de logística, visando a reduzir o tempo necessário à perfuração de 
cada poço, diminuindo o custo global. Entretanto, os poços RUC-
18D e RUC-7, que utilizaram a tecnologia sub-balanceada, não 
apresentaram resultados econômicos satisfatórios, dada uma série de 
problemas operacionais ocorridos nos equipamentos, além de outros 
equipamentos que necessitaram de serem adquiridos.
Capítulo 3. Técnicas de perfuração
103
Após esse primeiro aprendizado, a Petrobras partiu para a aplicação 
desta modalidade em campos antigos e depletados, como Candeias 
(Bahia), Carmópolis (Sergipe), Garoupa (Bacia de Campos) e na Bacia 
do Paraná, mais recentemente.
A partir de 1994, devido à evolução da técnica e por resultados 
favoráveis indicados pela literatura da área, a Petrobras reiniciou 
a perfuração sub-balanceada em Carmópolis, cuja formação, já 
depletada, sofria danos significativos ao ser perfurada pelo método 
overbalanced. A utilização de espuma nitrogenada reduziu bastante 
o dano, sendo que a produtividade dos dois poços perfurados nesse 
campo foi aumentada em quatro vezes.
Tal resultado motivou a aplicação da técnica UBD no campo de 
Candeias, para a reentrada no poço C-218. A formação, portadora de 
hidrocarbonetos, é fraturada naturalmente e possui baixa pressão de 
poros, na faixa de 3,5 lb/gal, ocasionando perda severa de circulação. 
Utilizando novamente espuma nitrogenada, a experiência pode ser 
considerada um sucesso, dado que as perdas de circulação foram 
zeradas, que houve um aumento na taxa de penetração de cerca 
de 4,0 m/h para 9,7 m/h, com consequente redução de custos e, 
além disso, produziu-se óleo com maior rapidez, uma vez que não 
foi necessário dispender tempo para recuperar o fluido que havia 
sido perdido para a formação. É importante salientar que não houve 
produção de fluido de perfuração além do necessário.
Em 1995, a técnica UBD partiu para a Bacia do Paraná, no poço 
exploratório FR-1 em Alto de Três Pinheiros (Santa Catarina), visando 
a testar dois arenitos: Botucatu (3,7 lb/gal) e Rio do Rastro (4,2 lb/gal), 
muito sensíveis a dano. A grande novidade, em relação a Candeias, 
é que seria necessário perfurar uma camada de basalto com mais de 
100 metros de comprimento, acima da formação Botucatu, utilizando 
espuma nitrogenada. A taxa de penetração subiu de 3,0 m/h, tirada de 
poços de correlação, para quase 6,0 m/h, além de minimizar os danos 
às formações de interesse. Um dado interessante desta operação 
é que a ECD, mesmo durante as conexões, não aumentou além da 
pressão de poros. Porém aqui aparece um indicador que aponta a 
necessidade de desenvolver esforços para a redução do custo da 
geração de N2.
104
Alta Competência
Em meados de 1996 foi perfurado o poço 1-BB-1-PR, também na Bacia 
do Paraná, agora com fluido nitrogenado e ECD igual a 5,0 lb/gal. 
A opção por esse fluido deu-se por análise de problemas ocorridos 
anteriormente ao utilizar a espuma: decréscimo na eficiência do 
separador, além do sistema detector de hidrocarbonetos ser afetado 
pela presença da espuma. Entretanto, a espuma pode ser utilizada 
sem problemas ao se perfurar basalto, pois possui menor ECD do 
que o fluido nitrogenado e maximiza a taxa de penetração, sem 
prejuízo de outros aspectos. Ao final da perfuração, constatou-se, 
além dos benefícios já ditos anteriormente, que houve detecção de 
hidrocarbonetos em zonas não-previstas, o que seria impossível caso 
fosse utilizada perfuração convencional. Foi reportado o excessivo 
número de washouts (furos na coluna), causados basicamente pela 
abrasão do basalto, vibração da coluna devido à injeção do gás e um 
elemento corrosivo presente na formação, até então não identificado. 
Registrou-se também problemas logísticos relacionados ao suprimento 
de N2, principalmente pela impossibilidade dos caminhões supridores 
trafegarem pelas estradas em dias de chuva.
Em 1998 foi perfurado o poço 3-BB-2D-PR, também com fluido 
nitrogenado, agora com ECD igual a 7,5 lb/gal, mais próximo à 
pressão de poros. Com características geológicas semelhantes ao 
poço pioneiro, atravessando uma camada muito dura de basalto, 
obteve-se uma taxa de penetração igual a 3,2 m/h, o dobro do valor 
utilizando perfuração convencional. Procurou-se também corrigir 
alguns problemas verificados anteriormente: utilização de motor de 
fundo, evitando washouts, e geração de nitrogênio com o uso de 
membrana, dispensando o tráfego excessivo de caminhões. Tentou-
se a utilização do MWD convencional, sem sucesso, sendo necessário 
descê-lo a cabo (single shot) , o que ocasionou certa perda de tempo. 
Foram registrados também problemas de vazamento na cabeça 
rotativa, ocasionados por problemas na qualidade do composto das 
borrachas de vedação, que foi plenamente solucionado após a troca 
das borrachas. 
Capítulo 3. Técnicas de perfuração
105
A companhia de serviço fornecedora do motores de fundo reportou 
desgaste anormal do mesmos, atribuindo o fato ao uso de fluido 
nitrogenado. Foi apresentada uma inovação nesse poço: o sistema de 
separação, cujo separador gás-líquido foi desenvolvido pelo Centro 
de Pesquisa da Petrobras (CENPES) e pela Universidade Estadual de 
Campinas (UNICAMP). O equipamento, também conhecido pelo 
apelido de “Bernardão” consiste de um vaso cilíndrico com 48 
polegadas de diâmetro e 11 metros de altura, efetuando a separação 
pelo método centrífugo, sendo o fluido admitido na parte superior, 
de modo tangencial. O gás sai para o queimador por uma linha de 
10 polegadas, de modo a minimizar as perdas de carga. O fluido sai 
pela parte inferior e possui um selo líquido, cujo nível é controlado 
automaticamente, impedindo que algum gás passe para as peneiras, 
aumentando a segurança do sistema.
C
ap
ít
u
lo
 4
Perfuração 
Vertical e 
Direcional
108
Alta Competência
109
Capítulo 4. Perfuração vertical
4. Perfuração vertical e 
direcional
Sabemos, desde o final da década de 20, que um poço de petróleo nunca é perfeitamente vertical. São vários os fatores que influenciam na direção do poço: dureza das formações a 
serem atravessadas, inclinação edireção das camadas de rocha, 
bem como características da coluna que se está empregando 
na perfuração. O estudo desses fatores não nos interessa nesse 
momento; o importante é termos em mente que o poço descreve 
uma trajetória diferente da vertical que passa pela sonda de 
perfuração.
Um poço é considerado direcional quando o objetivo a atingir não 
se encontra na mesma vertical da locação da sonda, sendo necessário 
utilizar técnicas especiais não empregadas na perfuração de poços 
verticais. Os procedimentos para uma perfuração direcional são 
bem específicos, desde a elaboração do projeto até a execução da 
perfuração propriamente dita.
Poço direcional – vista espacial
Diferentemente do poço direcional, o poço vertical possui apenas 
um ponto objetivo e percorre o reservatório verticalmente, 
independente da inclinação da zona produtora. Embora seja 
denominado vertical, podem ocorrer alguns desvios na trajetória 
do poço devido a ângulos das camadas de rocha reservatório. 
110
Alta Competência
Poços verticais e direcionais (imagem nova)
4.1. Definição de verticalidade de um poço
Como parâmetro, considera-se que o ângulo formado entre a linha 
imaginária que passa pelo início e o fim do poço e a vertical não 
ultrapassasse os 8º. 
Quando um poço vertical ultrapassa os limites de inclinação pré-
determinados, torna-se necessário proceder como na perfuração de 
poços desviados, sendo, em casos extremos, imprescindível a correção 
orientada da trajetória do poço ou até o abandono de parte do 
mesmo e posterior desvio de modo a mantê-lo próximo à vertical.
Controle de trajetória de poços verticais
111
Capítulo 4. Perfuração vertical
Comparado a outros poços, o poço vertical possui um custo mais baixo 
para ser perfurado. Além disso, para perfurá-lo não é necessário utilizar 
tecnologias direcionais e, por ser normalmente mais curto, utiliza-se um 
menor tempo de sonda. 
4.1.1. Valores de inclinação
No que se refere à verticalidade: 
• Se a inclinação for menor do que 3° será considerada ótima; 
• Se está entre 3° e 5°, é considerada boa, desde que não 
comprometa as condições mecânicas do poço ou o raio de 
tolerância do seu objetivo;
• Normas da Petrobras definem como 3° o valor limite para 
início do controle da verticalidade, principalmente em poços 
profundos.
O limite tolerável para a inclinação de um poço ver-
tical é de 3º. Ao constatar qualquer inclinação supe-
rior a esta, fazer o controle da verticalidade, inde-
pendente da projeção do seu afastamento.
ATENÇÃO
As dificuldades advindas da inclinação excessiva são:
• Imprecisão das informações geológicas; 
• Falha em atingir o objetivo proposto;
• Possibilidade de se perfurar fora dos limites da concessão;
• Problemas durante a perfuração do poço;
• Problemas durante a vida produtiva do poço.
112
Alta Competência
O instrumento que normalmente é utilizado para me-
dição da inclinação é o inclinômetro, que é usado a 
cada retirada da broca (intervalos entre 100 e 150 m). 
IMPORTANTE!
4.1.2. Controle da verticalidade de poços
Mergulhos, intercalações e falhas geológicas podem provocar desvios 
nos poços verticais, comprometendo a tolerância do objetivo, quando 
empregadas composições de fundo e parâmetros convencionais para 
poços verticais. No caso de ser constatado o desvio, ou tendo-se 
conhecimento desse problema em uma determinada área, devemos 
tomar as mesmas providências de controle necessárias na perfuração 
direcional, ou seja:
• Acompanhar o desenvolvimento da trajetória do poço com 
registros direcionais;
• Utilizar colunas pendulares ou empacadas compatíveis com a 
inclinação e diâmetro do poço;
• Modificar os parâmetros de perfuração de acordo com a 
composição de fundo em uso;
• Utilizar motor de fundo quando as alterações descritas não 
surtirem os efeitos desejados.
Quando o desvio for constatado e quando as providências acima 
não forem suficientes para atingir o objetivo,deve-se abandonar um 
trecho do poço e efetuar a correção na sua trajetória.
113
Capítulo 4. Perfuração vertical
Para estimar o afastamento máximo que terá um 
poço vertical desviado, calcular a projeção a cada re-
gistro de inclinação utilizando uma mesma direção 
e fictícia. Se essa projeção ultrapassar o raio de tole-
rância permitido, partir para o controle da verticali-
dade do poço.
IMPORTANTE!
A composição de fundo mais recomendada para se perfurar um 
poço vertical é a empacada, com três estabilizadores. No caso de se 
registrar uma tendência de ganho de inclinação, pode-se usar um 
pêndulo que deverá ser mais forte ( até 60’ ) o quanto maior for a 
inclinação do poço e a necessidade de verticalização. Deve-se sempre 
levar em conta que, em alguns casos, pêndulos trabalhando com alto 
peso também podem ganhar inclinação.
Exemplos:
Broca 12 1/4” - SUB - 2DC 7 3/4” - STB 12 1/4” - DC 7 3/4” - STB 12 1/4” 
- DC 7 3/4” - STB 12 1/4” - DCs... (60’-90’-120’).
Broca 8 1/2” - SUB - DC Curto 6 3/4” - DC 6 3/4” - STB 8 1/2” - DC 6 
3/4” - STB 8 1/2” - DCs... (45’-75’).
Broca 12 1/4” - NBSTB 12 1/4’ - STB 12 1/4” - DC Curto 8” - STB 12 1/4” 
- DC 8” - STB 12 1/4” - DCs... (0-6’-20’-50).
4.2. Perfuração direcional
Um poço é caracterizado como direcional quando a linha vertical 
passando pelo objetivo (target) está localizada a certa distância 
horizontal da cabeça do poço. Esta distância horizontal é chamada 
de afastamento.
O caminho percorrido pela broca partindo da cabeça do poço até 
atingir o objetivo (ou o final do poço) é chamado de trajetória 
direcional. Nesta trajetória, alguns importantes fatores podem afetar 
a perfuração direcional:
114
Alta Competência
• Fraturamento hidráulico, gravel pack, formações fracas podem 
limitar a inclinação do poço;
• Reservatórios com muitas camadas podem exigir poços 
inclinados ao invés de horizontais;
• A existência de falhas ou a direção do reservatório pode afetar 
a trajetória do poço;
• Formações rasas e inconsolidadas dificultam o ganho de ângulo 
resultando em um aprofundamento do KOP.
A distância vertical passando através da cabeça do poço e qualquer 
ponto do poço é chamada profundidade vertical enquanto a distância 
percorrida pela broca para atingir esta profundidade é chamada de 
profundidade medida.
4.2.1. Tipos de poços direcionais 
A perfuração direcional ocorre sempre que o poço é desviado 
propositadamente da vertical, com o objetivo de atingir um alvo 
situado distante da projeção do poço.
Tanto o poço direcional convencional quanto o horizontal e os 
radiais são direcionais.
Os motivos para perfuração direcional são vários. Dentre eles, 
podemos citar:
• Alvo em baixo de prédios, cidades;
• Alvo no mar próximo à costa;
• Alvo por baixo de domo salino;
• Alvos com posições distintas para serem atingidas pelo mesmo 
poço;
115
Capítulo 4. Perfuração vertical
• Alcance do maior trecho possível de zona produtora.
Antes de nos aprofundarmos no assunto, é essencial destacarmos 
algumas definições importantes:
KOP - O kickoff Point (KOP) é o começo da build section, build-up;
Build-up é a seção onde o ganho de ângulo ocorre. Normalmente 
isto ocorre a uma taxa de ganho de ângulo constante chamada de 
Build-Up Rate (BUR) a qual é expressa em graus/30 m (ou graus/100 
ft );
O final do build-up é chamado de EOB (End-Of-Build) e acontece 
quando um determinado ângulo é atingido;
Tangent section ou Slant Section é a seção onde o ângulo é mantido 
até atingir o objetivo;
A inclinação do poço é sempre em relação à verticalidade;
O azimute exprime a direção do poço com relação ao norte verdadeiro 
quando rebatido no plano horizontal.
Após destacar essas definições, vamos à classificação dos poços 
direcionais. 
a) Quanto ao raio de curvatura (ou Build-Rate)
• Raio Longo;
• Raio Médio;
• Raio Curto.
116
Alta Competência
Raio Curto
Classificação
Build Rate
(/100ft)
2 - 8 2685 - 716
716 - 191
191 - 95
95 - 28
8 - 30
30 - 60
50 - 200
Raio
(ft)
Longo
Médio
Intermediário
Curto
Classificação quanto ao raioRaio Médio
Diâmetro (in) BUR (º/ft) Raio (ft)
6 - 6 3/4" 12 - 55 478 - 229
8 1/2" 10 - 18 573 - 318
12 1/4" 8 - 14 716 - 409
Raio Curto
Diâmetro (in) BUR (º/ft) Raio (ft)
8 1/2" 48 - 88 120 - 65
6" - 6 3/4" 57 - 115 100 - 50
4 3/4" 64 - 143 90 - 40 
3 3/4" 72 - 191 80 - 30
O raio depende do diâmetro da coluna
b) Quanto ao Afastamento
• Convencional;
• ERD (Extended Reach Well);
• S-ERD (Severe Extended Reach Well);
117
Capítulo 4. Perfuração vertical
Tipo de Poço Afast./TVD
Convencional 2
ERW 2 - 3
S-ERW >3
TVD = Total Vertical Depth
ERW = Extende Reach Well
S-ERW = Severe Extended Reach Well
Afast = Afastamento (Departure)
4.2.2. Aplicação dos poços direcionais
A seguir serão descritas as aplicações dos poços direcionais. 
a) Objetivos afastados
Algumas vezes, o posicionamento da plataforma sobre o objetivo 
não é possível ou a falta de uma plataforma apropriada requer a 
utilização de poços direcionais.
b) Retorno a um poço por razões geológicas
Muitas vezes, um objetivo não foi atingido durante a perfuração 
de um poço devido à presença de uma falha ou de um erro de 
interpretação da estrutura geológica. Neste caso, uma parte do poço 
original é aproveitada utilizando-se poços direcionais para se atingir 
o novo objetivo. 
c) Exploração complementar
Algumas vezes, uma plataforma existente é utilizada para explorar 
novos horizontes através do uso de poços direcionais.
118
Alta Competência
d) Poços direcionais para a exploração
Quando se há dficuldade para instalação da sonda diretamente 
sobre o alvo (target).
Quando o poço original foi abandonado e um sidetrack foi realizado 
de modo a se atingir novo objetivo.
119
Capítulo 4. Perfuração vertical
Quando em campanha exploratória complementar. No exemplo 
anteriormente, é mostrado um poço direcional perfurado de uma 
estrutura (plataforma) existente. A seguir, um poço direcional é 
usado para delimitar a fronteira de um reservatório.
120
Alta Competência
e) Poços direcionais para a explotação
Utilização de clusters: redução de investimentos pela utilização de 
sondas de perfuração colocadas em plataformas fixas mais baratas.
Utilização de clusters: otimização do cronograma pela possibilidade 
de se perfurar poços direcionais enquanto a plataforma final é 
construída.
121
Capítulo 4. Perfuração vertical
No exemplo mostrado a seguir os poços foram agrupados e perfurados 
no interior de um prédio para reduzir ou eliminar a poluição auditiva 
causada pelos motores da sonda. O outro exemplo apresenta a 
utilização de cluster, permitindo a redução da área, o que é algo 
crítico quando se perfura em áreas de impacto ambiental.
Poços direcionais para resolver problemas específicos: perfuração no 
topo de reservatórios altamente fraturados como uma alternativa 
para retardar a produção de água.
122
Alta Competência
f) Aplicações especiais de poços direcionais
Combate à blowouts: perfuração de alívio para controlar blowouts. 
Esta aplicação tende a crescer, pois é praticamente o único método 
de combate a blowouts em poços offshore.
123
Capítulo 4. Perfuração vertical
Poços direcionais para otimizar layouts
124
Alta Competência
Poços Multilaterias
Poços Horizontais
Aplicações especiais de poços direcionais
Em operações sidetrack, um desvio feito em um poço já perfurado. 
Engloba várias aplicações que incluem a reperfurar poços perdidos e 
refazer um trecho do poço que sai de dentro do reservatório.
125
Capítulo 4. Perfuração vertical
Em operações de pescaria, a fim de recuperar ferramentas que ficam 
presas ou objetos retidos no poço depois de uma queda.
4.2.3. Escolha do perfil do poço 
Gradientes de build up e de drop-off, tipos de equipamentos 
direcionais disponíveis, formações a serem atravessadas, programa 
de revestimento e fluido de perfuração, ângulo máximo de inclinação 
a ser atingido, afastamento e profundidade vertical do objetivo 
são alguns dos fatores que determinam o tipo do perfil direcional 
a ser empregado. Existem basicamente 3 tipos de perfil de poços 
direcionais, que serão mencionados a seguir.
a) TIPO I (SLANT)
Deve ser escolhido quando o afastamento horizontal for grande em 
relação à profundidade do poço, e o KOP deve ser feito próximo 
à superfície. Caracteriza-se por ter um trecho de crescimento de 
inclinação (build-up), com taxa constante, e termina com um trecho 
de inclinação constante (slant), passando pelo centro do alvo, 
prosseguindo até atingir a profundidade final.
É o mais usado devido à maior facilidade de execução, por ter o KOP 
mais próximo da superfície, facilitando a orientação da ferramenta 
defletora e por possibilitar economia no tempo de manobra e no 
custo final do poço.
TIPO I (SLANT) TIPO II – POÇO EM “S”
126
Alta Competência
b) TIPO II (POÇO EM “S”)
Pode ser escolhido sempre que o afastamento horizontal for pequeno 
em relação à profundidade do poço, e o KOP deve ser feito próximo 
à superfície. É preferido em substituição a um poço que, quando 
calculado para o tipo I, resulte em baixa inclinação final, portanto de 
difícil controle direcional. Caracteriza-se por ter, após os intervalos de 
build-up e inclinação constante, um intervalo de perda de inclinação 
à taxa constante (drop-off) até atingir a vertical ou uma inclinação 
próxima a esta.
Como inconveniências, na execução deste tipo de perfil, destacamos: 
alto desgaste das colunas de perfuração e de revestimento; aumento 
da possibilidade de formação de chaveta e consequente prisão de 
coluna. Do ponto de vista econômico, pode implicar no uso de mais 
um revestimento para cobrir o trecho em drop-off.
c) TIPO III
Assemelha-se ao tipo I com a diferença de o Kop ser mais profundo. 
Caracteriza-se por terminar na fase de build-up, sem o trecho de 
inclinação constante.
São utilizados em geral para aproveitamento de poços verticais 
secos. Como o KOP é profundo, pode ser necessária a utilização de 
ferramentas especiais na orientação da ferramenta defletora.
TIPO III
127
Capítulo 4. Perfuração vertical
4.2.4. Elementos e planejamento de um poço direcional 
A profundidade do ponto de desvio (KOP) e a seção de crescimento da 
inclinação (build-up) devem ser determinadas dentro de formações 
de dureza e composição compatíveis com a utilização de ferramenta 
defletora e da taxa de ganho de inclinação desejada.
As formações moles e médias são preferíveis. No entanto, devem ser 
evitadas formações muito moles, principalmente com sedimentos 
inconsolidados, devido à possibilidade de desmoronamento e 
dificuldade de ganho de inclinação mesmo usando motor de fundo.
Por outro lado as formações duras deverão ser evitadas devido às 
limitações de parâmetros impostas pelo motor de fundo (baixo peso, 
alta rotação) diminuindo consideravelmente a taxa de penetração e 
a vida útil da broca.
As formações plásticas também devem ser evitadas devido aos 
problemas de enceramento de broca e dificuldade para orientação 
do motor de fundo.
Preferencialmente, devemos projetar o KOP o mais próximo possível 
da superfície. Esse procedimento é indicado devido às facilidades 
encontradas para orientar os motores de fundo ou colunas de 
jateamento e a menor dureza das formações.
Deve-se evitar que KOP próximo à superfície resulte em poços de 
baixa inclinação (menor do que 20º), pois estes, de um modo geral, 
são de difícil controle direcional, podendo ser necessário executar 
várias correções de trajetória, causando problemas mecânicos ao 
poço, além de onerar seu custo.
I
Dependendo do perfil escolhido para o poço, haverá 
necessidade de provocar, durante a perfuração, per-
da de inclinação do mesmo. Esta perda de inclinação 
provocada (drop-off) não deve ser programada em 
formações duras.
IMPORTANTE!
128
Alta Competência
4.2.5. Equipamentos direcionais
Antes do advento dos modernos equipamentos direcionais, o técnico 
conseguia perfurar poços direcionais através do posicionamento de 
comandos e estabilizadores na coluna de perfuração. Diferentes 
composiçõesde colunas permitiam ganhar, manter ou perder ângulo. 
Em alguns casos, a experiência adquirida em certa área permitia que a 
tendência natural das formações guiasse o poço em uma determinada 
direção. A figura a seguir mostra dois exemplos de composições para 
ganhar ou perder ângulo.
Composição para 
Ganhar Ângulo
Composição para 
Perder Ângulo
Composições para perder e ganhar ângulo
Outros exemplos de colunas de perfuração utilizadas em poços 
direcionais são mostrados adiante. A coluna acima, composta por 
uma série de estabilizadores tem a função de ganhar ângulo. A do 
meio, com dois estabilizadores afastados da broca, é chamada de 
pêndulo e é usada para perder ângulo. A figura mais abaixo, com 
apenas um estabilizador perto da broca é usada para ganhar ângulo. 
A perfuração direcional feita dessa maneira permite algum controle 
da inclinação do poço, mas pouco ou nenhum controle de sua direção.
129
Capítulo 4. Perfuração vertical
Colunas de perfuração – imagem nova
Abaixo descrevemos alguns dos componentes mais comuns dos 
sistemas de perfuração direcionais. 
a) Motor de Fundo
O Motor de fundo é uma das mais importantes ferramentas da 
perfuração direcional atual. É um motor hidráulico, conectado 
logo acima da broca, que é movimentado pelo fluxo do fluido de 
perfuração que passa pelo seu interior. Como mostrado na figura a 
seguir, alguns motores de fundo já vem com um bent sub acoplado.
O torque e a rotação transmitidos à broca irão depender da vazão. 
Enquanto a rotação é quase linearmente proporcional à vazão, 
a pressão na superfície indica a magnitude do torque, o qual por 
sua vez indica a magnitude do peso colocado sobre a broca. Se a 
pressão na superfície aumentar, o torque aumentará e vice-versa. 
Porém, existem situações em que o motor trava (stall), aumentando 
a pressão na superfície sem que o peso sobre a broca aumente. 
Portanto, a constante observação da pressão na superfície é de 
grande importância quando se opera com motores de fundo.
130
Alta Competência
 
Vista de topo
Válvula de “By Pass”
(Dump Valve)
Mancal de 
esferas
Fluído
Mancal de 
deslizamento
Rotor
Estator
Seção do rotor
e estator
Mancal de 
esferas
Eixo motor
Estator
Rotor
Junta universal
Haste de conexão
Orifícios
Motor de fundo 
Motor de fundo
131
Capítulo 4. Perfuração vertical
Comparação entre os off-sets das diversas configurações de motores
Dentre os tipos existentes, os mais utilizados atualmente são: Dyna 
Drill, Magna Drill, Drilex, BABES e Navi Drill. Na perfuração direcional 
os diâmetros nominais dos motores de fundo mais usuais são: 
• Para poços de 26” usa-se o motor de fundo de 12” ou 9 ½ “.
• Para poços de 17 ½ “ ou 14 ¾ “ usa-se o motor de fundo de 9 ½ “ 
ou 7 ¾”.
• Para poços de 12 ½ “ usa-se o motor de fundo de 7 ¾ “.
• Para poços de 9 ½ “ ou 8 ½ “ usa-se o motor de fundo de 6 ½ “.
• Para poços de 6 ½ “ ou 6 1/8” usa-se o motor de fundo de 4 ¾ ”.
• Para poços de 5 7/8” ou 4 ¾ “ usa-se o motor de fundo de 3 ½ “.
132
Alta Competência
Os motores com uma deflexão no corpo (bent housing) conhecidos 
como motores Steerable, podem ser utilizados para perfuração 
orientada ou rotativa. Dessa forma, evita-se fazer manobras para 
corrigir o poço. Quando associados a um conjunto de medição 
contínua sem cabo (MWD), formam o que chamamos de Steerable 
Systems.
Devem ser utilizados para fazer afastamento inicial do poço 
(nudge), início do build-up, correção de trajetória e sidetracking, 
sempre que não houver a possibilidade de utilização de uma 
ferramenta ou método de desvio mais econômico.
b) Sub Torto (Bent Sub)
É um sub curto que possui uma deflexão entre os eixos do pino e 
do corpo. Esta deflexão pode ser de 10 a 30 e é chamada de ângulo 
do bent sub. Dessa forma, conectado ao motor do fundo, provoca 
um desalinhamento na coluna de perfuração, estabelecendo a face 
da ferramenta defletora (tool face). Existem motores de fundo que 
trazem uma deflexão no próprio corpo (bent housing) e isto elimina 
a necessidade de se usar um bent sub.
Cada combinação de ângulo de bent sub, com diâmetro do motor 
de fundo e do poço, determina o dog leg da ferramenta, que vem a 
ser o dog leg severity esperado quando da utilização desse conjunto.
c) Sub de Orientação (Orient Sub)
É um sub curto que possui interiormente uma camisa móvel com 
uma chaveta que deve ser alinhada com a fase da ferramenta, 
possibilitando que os registros direcionais indiquem a direção para 
onde está apontada. É utilizado normalmente em operações de 
jateamento orientado quando não se faz uso do bent sub.
Existem bent subs que já trazem a camisa de orientação e, nesse caso, 
são chamados de Bent Orienting Subs (BOS).
133
Capítulo 4. Perfuração vertical
Orient sub e mule shoe 
d) Comando não Magnético (monel)
É o comando de perfuração de liga metálica com característica 
não magnética, utilizado para alojar os equipamentos de registro 
direcional com sensores magnéticos e evitar interferência provocada 
pela coluna de perfuração.
Há, em alguns casos, a necessidade de se utilizar mais de um comando 
não magnético na coluna de perfuração. Isso dependerá da zona 
magnética onde o poço estiver sendo perfurado, da inclinação e da 
direção do mesmo. 
134
Alta Competência
e) Estabilizadores
São ferramentas que possuem a finalidade de centralizar a coluna 
de perfuração no poço. Em poços direcionais a posição e o diâmetro 
destes equipamentos na coluna são de fundamental importância 
para o controle da trajetória do poço, sendo necessário um 
acompanhamento rigoroso do desgaste das lâminas dos mesmos a 
cada manobra.
Estabilizadores com diâmetros reduzidos em relação ao da broca 
têm efeitos diferentes daqueles com diâmetros originais. Usa-se 
com frequência estabilizadores caixa-caixa para serem conectados 
imediatamente na broca (near bit) e caixa-pino (string) para a coluna.
f) Comando Curto (Short Drill Collar)
É um comando de perfuração cujo comprimento varia de 3 a 5 
metros e é utilizado para promover maior ou menor espaçamento 
entre os estabilizadores, possibilitando assim um maior número de 
combinações de colunas estabilizadas.
Em alguns casos há a necessidade de se utilizar comandos curtos não 
magnéticos. Isto, em geral acontece quando se utiliza MWD acima de 
motores, para reduzir a influência magnética.
g) Rebel Tool
É uma ferramenta defletora utilizada na coluna durante a perfuração 
rotativa para provocar um desvio da trajetória do poço para a direita 
ou para a esquerda sem necessidade de interromper a perfuração, 
para que seja efetuada a correção.
A rebel tool impele lateralmente a broca para a direita ou para a 
esquerda, uma vez em cada rotação da coluna, através de duas aletas 
opostas. Usando aletas pequenas, a ferramenta conduz o poço para 
a direita; usando aletas grandes, para a esquerda. Deve ser colocada 
imediatamente sobre a broca, podendo ser seguida de 1 a 3 comandos 
e a partir daí a estabilização da coluna. A principal vantagem da 
135
Capítulo 4. Perfuração vertical
utilização dessa ferramenta é o fato de não ser prejudicial ao poço, 
pois se ela não mudar a direção do poço como desejado, no mínimo 
evitará que o mesmo siga o caminho oposto.
Para melhor eficiência deve ser usada em poços com inclinação 
superior a 7 1/2 graus e a formação deve ser de dureza média.
Devido às incertezas quanto ao resultado, à fragilidade da haste que 
contém as duas paletas e o advento dos steerable systems, a rebel 
tool deixou de ser utilizada, mas permanece como uma opção.
h) Percursor de Perfuração (Drilling Jar)
É um equipamento auxiliar da perfuração que é utilizado na coluna 
para facilitar a retirada da mesma em casos de prisão, minimizando 
assim os problemas de pescaria. É aconselhável sua utilização em 
poços direcionais porque o arraste da coluna (drag) é sempre mais 
acentuado do que em poços verticais.
O percursor possui dois sentidos de atuação, para cima e para baixo.
i) Tubos Pesados de Perfuração (Heavy Weight DrillPipes - HWDP)
São tubos de perfuração com paredes espessas e mais resistentes 
que podem ser utilizados em substituição a uma parte dos comandos 
visando a reduzir o torque e o risco de prisão, principalmente por 
diferencial. Podem ser utilizados a compressão em poços direcionais.
A moderna técnica de perfuração de poços horizontais e de alta 
inclinação permite a utilização de tubos de perfuração (drill pipes) 
à compressão. O peso máximo aplicável, neste caso, depende do 
diâmetro e material dos tubos, da inclinação do poço, do anular 
entre os tubos e o poço, e do peso do fluído.
136
Alta Competência
Onde :
Fcrit = Força crítica de flambagem em libras(Lb)
E = Módulo de elasticidade -Aço E=30x106 Lb/pol2
I = Momento de inércia do corpo do tubo =
PF= peso flutuado do corpo do tubo por polegada =
Lb/pol r=0,2818 Lb/pol3 para o aço
FF = Fator de flutuação
q = Inclinação do poço
r = Espaço anular entre o poço e o tubo =
DP = Diâmetro do poço
OD = Diâmetro externo do tubo
ID = Diâmetro interno do tubo
137
Capítulo 4. Perfuração vertical
Deve-se usar os diâmetros interno e externo do tubo, 
o mais próximo da realidade, utilizando para isso as 
tabelas do RP7G da API, para tubos novos, premium 
ou classe 2, conforme for o caso.
IMPORTANTE!
j) Aranha (Baffle Plate)
É uma ferramenta que tem como finalidade servir de batente e 
centralizador do barrilete do instrumento de registro direcional 
(running gear). Não é utilizado com motor de fundo ou coluna de 
jateamento porque nesses casos já se usa um sub de orientação que 
supre essas finalidades.
No caso de estar sendo utilizado um comando não magnético, deve-
se ter o cuidado de colocar a aranha em uma conexão abaixo do 
mesmo. O tamanho da aranha é em função do tipo de conexão onde 
ficará alojada.
l) Sub com Válvula Flutuante (Float Sub)
É um sub que tem no seu interior uma válvula que só permite o fluxo 
de perfuração de dentro da coluna para o anular.
É usado para evitar que em caso de desbalanceamento de pressões 
entre o anular e o interior da coluna, haja um fluxo reverso que 
venha entupir os jatos da broca ou desalojar ferramentas especiais 
de registro direcional contínuo tais como steering tool e M.W.D.
m) Barrilete de Registros Direcionais (Running Gear)
É um conjunto de tubos e barras que tem como finalidade conduzir 
e isolar da pressão do fluido de perfuração os equipamentos de 
registros direcionais.
138
Alta Competência
Existem basicamente dois tipos de barriletes de registros direcionais, 
um para registros que só forneçam inclinação e direção e outro para 
registros que forneçam também a orientação da face da ferramenta 
defletora. O que distingue o barrilete que permite registros com 
a orientação da face da ferramenta defletora é trazer na sua 
extremidade inferior uma sapata (mule shoe) para acoplamento no 
sub de orientação e um cabeçote (t-bar) alinhado com o mule shoe 
para o encaixe do equipamento de registro direcional.
O comprimento do barrilete vai depender do espaçamento da 
unidade angular definida. 
4.2.6. Equipamentos de registros direcionais
Existem vários tipos disponíveis de equipamentos para efetuar os 
chamados registros direcionais. Em termos de número de medições, 
estes podem ser classificados como equipamentos de registros simples, 
múltiplos ou contínuos.
Em termos de tipo de medição, os equipamentos podem ser 
classificados como giroscópicos ou magnéticos. A utilização de 
equipamentos magnéticos requer por sua vez o uso de “comandos 
não magnéticos” que tem como funções alojar sensores magnéticos 
de registro direcional. Esses comandos são construídos com uma 
liga não magnética chamada monel, cujo intuito é o de evitar a 
interferência magnética provocada pela coluna de perfuração. 
Os principais tipos de registros direcionais são:
• Single shot;
• Giroscópio single shot;
• Multishot magnético;
• Steering tools;
• Measure While Drilling (MWD).
139
Capítulo 4. Perfuração vertical
Estes equipamentos são selecionados com base no projeto do poço, 
levando em conta os vários diâmetros de perfuração e tipos de 
formações.
a) Equipamento Magnético de Medição Simples (Magnetic Single 
Shot) 
Composto de uma bússola magnética, inclinômetro e uma câmara 
fotográfica. Como o registro direcional é dado por um equipamento 
magnético, é necessário que a foto seja tomada dentro de um 
comando (drill collar) não magnético (monel). A direção dos registros 
obtida por esse equipamento deverá ser corrigida da declinação do 
local de acordo com o mapa magnético local. Dentre os tipos de 
acionamento da câmera fotográfica destacam-se:
• Relógio mecânico (Mechanic Timer);
• Relógio eletrônico (Electronic Timer);
• Sensor de Movimento (Motion Sensor);
• Sensor de Monel (Monel Sensor).
O registro simples magnético poderá conter também a orientação 
da fase da ferramenta defletora, desde que seja usado o mule shoe 
e t-bar.
A direção dos registros obtidos com esse equipamento deverá 
ser corrigido da declinação magnética do local, conforme Mapa 
Magnético do Brasil.
b) Equipamento Giroscópico de Registro Simples (Giroscópio Single 
Shot) 
A diferença básica do equipamento anterior está no fato de que o 
registro de direção é feito por uma bússola giroscópica ao invés de 
um equipamento magnético, sendo, portanto, indicado onde possa 
haver interferência magnética de revestimentos ou poços adjacentes. 
140
Alta Competência
Não é afetado pelo campo magnético ou materiais metálicos
Deve ser usado sempre que houver interferência magnética do 
revestimento do poço ou de poços adjacentes, de jazidas de minerais 
ferrosos etc. durante a perfuração.
Usado com o barrilete com mule shoe e t-bar pode fornecer a 
orientação da face da ferramenta defletora.
O operador usa um ponto de referência do qual seja conhecido 
a direção com relação à boca do poço para fazer a orientação da 
ferramenta. Na maioria das vezes é usado o aproamento da unidade 
de perfuração.
c) Equipamentos Giroscópico e Magnéticos de Registro Múltiplo 
(Multi Giro e Magnetic Multishot) 
Composto de uma bússola giroscópica ou magnética, inclinômetro 
e uma câmara fotográfica descida com filme de rolo que permite 
vários registros direcionais a cada corrida. Utilizados após o término 
da perfuração de cada fase com a finalidade se obter a trajetória com 
maior precisão.
O equipamento giroscópico de registro múltiplo deve ser usado 
quando houver interferência magnética ou quando o poço já estiver 
revestido. O equipamento magnético só poderá ser utilizado em poço 
aberto, quando não houver interferência magnética. Nesse caso, o 
barrilete deverá estar no interior de um comando não magnético e 
os registros deverão ser corrigidos seguindo a declinação magnética 
local.
d) Equipamento de Medição Contínua a Cabo (Steering Toll) 
Composto de um sensor magnético (ou giroscópico) de direção e 
um sensor gravitacional de inclinação (PROBE), cujos dados são 
transmitidos para a superfície através de um cabo elétrico. Utilizado 
com motor de fundo, fornece a cada instante a posição do poço 
(direção e inclinação) não podendo ser usado durante a perfuração 
rotativa, pois sua operação é feita através de cabo.
141
Capítulo 4. Perfuração vertical
Esta ferramenta é específica para ser utilizada com motor de fundo, 
fornecendo a cada instante a posição da face da ferramenta em 
conjunto com a inclinação e a direção do poço e, em geral, não pode 
ser utilizada durante a perfuração rotativa por ser uma ferramenta 
operada com cabo. Alguns modelos desse equipamento oferecem 
dados adicionais, tais como: temperatura na profundidade do 
registro, intensidade do campo magnético e sua direção (dip angle) 
na profundidade do registro etc. Também existem equipamentos de 
medição contínua a cabo com sensores giroscópicos de direção.
Existe no mercado um equipamento (Wet Connector) que permite 
se perfurar com rotação e steering tool. Ainda não foi testado no 
Brasil. Maiores informações podem ser obtidas a partir doscatálogos 
do fabricante.
e) Equipamento de Medição Contínua Sem Cabo (Measure While 
Drilling) 
O MWD (Measure While Drilling) é similar ao steering tool, com a 
diferença de que a transmissão de dados é feita em forma de pulsos 
de pressão emitidos através da lama no interior da coluna, captados e 
transmitidos na superfície. O MWD é parte da coluna de perfuração, 
podendo ser usado tanto na perfuração rotativa quanto com motor 
de fundo, sendo que neste caso os registros são feitos continuamente 
e exibidos em um mostrador remoto. Pode ser utilizado com motor 
de fundo ou perfuração rotativa. 
Dentre as vantagens da utilização do MWD, destacam-se:
• Redução do tempo de registro para 2 a 5 minutos por foto, 
evitando paradas prolongadas da coluna de perfuração;
• Maior precisão na operação com motor de fundo devido ao 
acompanhamento contínuo da posição da face da ferramenta;
• Registros mais confiáveis devido ao seu sistema de medição mais 
acurado;
• Possibilidade de perfilar simultaneamente com a perfuração, 
caso de conjuntos MWD mais completos. Nestes casos, são 
chamados de LWD. Atualmente existem ferramentas que 
142
Alta Competência
fornecem leituras de raios gama, resistividade, indução, sônico 
e densidade neutrão. Os conjuntos mais simples que fornecem 
somente informações de resistividade, gamma ray e direcional, 
são conhecidos por RGD.
Conjunto MWD
4.2.7. Perfuração direcional com sistema steerable
A perfuração direcional feita com sistema steerable se divide em dois 
modos: orientado (sliding) e rotativo.
No modo orientado (sliding), o steerable motor é orientado até 
que a direção desejada da ferramenta (tool face) seja obtida. Uma 
vez atingida essa direção, a coluna é simplesmente deslizada (ou 
escorregada) poço adentro sem girar a coluna e mantendo a direção 
escolhida. Uma vez que a direção e o ângulo final desejados são 
atingidos, o segundo modo, o rotativo é colocado em prática. No 
modo de perfuração rotativa, a coluna inteira gira da mesma maneira 
143
Capítulo 4. Perfuração vertical
do que no da perfuração comum e a perfuração prossegue avante. 
Os dog legs obtidos com esse tipo de perfuração variam tipicamente 
de 10 a 100/100 pés. As vantagens em relação à perfuração direcional 
convencional incluem:
• Economia de manobras depois que um desvio é efetuado;
• Longos intervalos podem ser perfurados sem a necessidade 
de manobras;
• Redução de torque e drag.
Um dos grandes desafios da perfuração orientada é minimizar os 
riscos de prisão da parte não giratória da coluna. Durante o período 
de perfuração orientada, o drill pipe fica o tempo todo encostado na 
parte baixa do poço favorecendo a prisão da coluna de perfuração. 
Esta, por sua vez, pode se dar de várias maneiras: por prisão diferencial, 
por desmoronamento do poço ou devido à deficiência na limpeza 
do poço, uma vez que existe uma grande tendência de acumular 
cascalho na parte baixa do poço.
O modo orientado da perfuração com o sistema sterrable traz alguns 
outros inconvenientes. A potência disponível para girar a broca, a 
qual combinada com força de fricção para empurrar a coluna, diminui 
a taxa de penetração (ROP). Em poços com grande afastamento, essa 
força de fricção pode crescer de modo a inviabilizar a perfuração.
Finalmente, a perfuração orientada (sliding) traz várias ineficiências 
típicas. A mudança do modo orientado para o rotatório na perfuração 
com sistema sterrable geralmente resulta em poços mais tortuosos, 
como mostrado na figura seguinte. As numerosas ondulações ou dog 
legs no poço aumentam a fricção total dificultando a perfuração e a 
descida de revestimentos.
Apesar dos problemas mencionados acima, a perfuração com o 
sistema sterrable, devido ao seu custo benefício, ainda é largamente 
utilizada na indústria do petróleo.
144
Alta Competência
Poço TortuosoTrajetória Teórica
Perfuração Direcionais com Sistema Steerable
4.2.7.1. Equipamentos direcionais: sistema steerable
O chamado sistema sterrable utiliza um BHA tipicamente composto 
por motor de fundo, bent housing, MWD e um ou mais estabilizadores. 
Como veremos, esse sistema permite a perfuração orientada ou através 
da mesa rotativa. A figura a seguir mostra de maneira esquemática 
um exemplo de BHA e alguns de seus componentes. 
Motor
Bent Housing
Estabilizador 
com rolamento
BHA e alguns componentes
145
Capítulo 4. Perfuração vertical
Os BHA são utilizados de diferentes maneiras, seja para corrigir ou 
para manter a verticalidade. 
a) BHA para ganhar inclinação:
• Utiliza o princípio da alavanca;
• O primeiro estabilizador no máximo a 4 pés da broca e o 
segundo no mínimo a 30 pés do primeiro;
• O primeiro estabilizador deve ter o mesmo diâmetro da broca 
e o segundo pode ser undergauge;
• Alto PSB e baixa rotação.
BHA para ganhar inclinação
b) BHA para manter inclinação:
• Utiliza-se a coluna empacada;
• No mínimo 3 estabilizadores (1 acima de broca e um segundo 
no máximo a 30 pés do primeiro).
146
Alta Competência
3 0 
(1)
Tendência
a perder
3
30
30
30
30
30
U
G
30
30 30
30
30
30
30
30
15
 -
 2
0
5 
- 
20
12
 -
 1
5
12
 -
 1
5
12
 -
 1
5
5 
- 
15
Tendência
a ganhar
(2) (3) (4) (5) (6) (7)
BHA para manter inclinação
c) BHA para perder inclinação:
• Princípio do pêndulo;
• Não utiliza estabilizadores acima da broca;
• Baixo PSB e alta rotação.
(1) (2) (3) (4) (5) (6) (7)
Maior
resposta
75
 -
 9
0
75
 -
 9
0
30
30
30
30
60
 -
75
60
 -
75
30
 -
60
30
 -
60 30
 -
75
UG
Menor
resposta
BHA para perder inclinação
147
Capítulo 4. Perfuração vertical
4.2.8. Sistema rotary steerable
O Sistema rotary steerable é a evolução da perfuração direcional, 
depois do sistema sterrable descrito anteriormente. A grande 
vantagem esta no fato desse sistema permitir que a coluna de 
perfuração gire durante todo o tempo, inclusive durante o trecho 
de ganho de ângulo e direção. Atualmente, a indústria classifica os 
sistemas rotary steerable em dois grupos: point the bit e push the bit.
No point the bit, mostrado na imagem seguinte, a broca é deslocada 
com relação ao resto da coluna para atingir a trajetória desejada. No 
push the bit, uma força é aplicada contra o poço para se conseguir 
levar a broca para a inclinação e direção desejadas. 
Point the Bit
Push the Bit
Sistema Rotary Steerable
Serão mostrados a seguir alguns sistemas rotary steerable em uso 
atualmente.
148
Alta Competência
Geopilot da Halliburton – point the bit
Auto Trak da Baker – push the bit 
149
Capítulo 4. Perfuração vertical
Power Drive da Schlumberger – push the bit 
4.2.9. Sistema geosteering
Os sistemas descritos anteriormente fornecem somente informações 
geométricas, tais como direção e inclinação do poço. Por outro 
lado, a indústria do petróleo tem necessidade de perfurar dentro 
do reservatório onde se localizam as jazidas de óleo e gás, de modo 
a maximizar o intervalo produtor. Esses objetivos, por sua vez, não 
são geométricos, mas sim geologicamente definidos através dos 
chamados modelos geológicos.
Geosteering é um tipo sterrable ou rotary steerable equipado com 
conjuntos de sensores e instrumentos localizados na coluna e perto 
da broca que permitem um grande controle do poço em tempo real. 
Como mostrado na figura a seguir, geosteering geralmente carregam 
um conjunto LWD (Logging While Drilling) composto tipicamente 
por sensores gamma ray, para identificar formações permeáveis de 
não permeáveis, e sensores de resistividade para permitir identificar 
o tipo de fluido contido nos poros das rochas.
150
Alta Competência
Neutron
120 ft
100 ft
80 ft
60 ft
40 ft
20 ft
0 ft
Density
Direction
Measurements
GR
GR
Resistivity
Inclination
Button Resistivity
Resistivity at Bit
Feet from Bit
Sistema geosteering
Por se tratar de um sistema que coleta informações de várias 
áreas, a utilização do geosteering implica na formação de equipe 
multidisciplinar formada por engenheiros, geólogos, geofísicos etc. 
Nessecaso, não se trata somente de cumprir uma trajetória, mas 
sim de estar dentro da melhor parte do reservatório, pois os sensores 
que fazem parte do BHA permitem que a formação seja “avaliada” 
enquanto o poço é perfurado. O termo tipicamente usado pelas pessoas 
que trabalham com geosteering é “navegar” dentro do reservatório.
151
Capítulo 4. Perfuração vertical
Kick-o�
point
First build
(5.5 ft / 100 ft)
Second build
(10 ft / 100 ft)
Tangent
section
Horizontal
entry point
Geosteering section
Tangent
tolerance
Geosteering section
Sistema geosteering 
A figura a seguir mostra uma típica utilização do sistema geosteering. 
O modelo geológico definido antes da perfuração do poço é 
comparado com os dados obtidos em tempo real. A atualização do 
modo geológico durante a perfuração do poço permite que a equipe 
multidisciplinar consiga melhorar o posicionamento do poço dentro 
da zona produtora.
Trajetória e Perfis obtidos em tempo 
real plotada sobre a seção sísmica
Trecho Slant
Poço Multilateral
Trecho Horizontal
Trajetória e perfis obtidos em tempo real plotada sobre a seção sísmica
152
Alta Competência
A seguir, um exemplo de poço direcional em que a utilização do 
geosteering pode ser muito útil. Note que as formações delgadas 
e com muitas intercalações de folhelhos de grande alcance (ERW) 
dificultam o posicionamento e a navegação dentro do reservatório.
Aplicação do sistema geosteering 
4.2.10. Fases ou etapas da perfuração direcional
O projeto consiste na determinação da trajetória que o poço deverá 
seguir para atingir o objetivo. Para se elaborar o projeto do perfil 
de um poço direcional, devemos inicialmente coletar as informações 
necessárias ao cálculo e à adequação do perfil às diversas formações 
que serão atravessadas durante a perfuração. Como principais 
elementos para a definição do perfil direcional, podemos destacar os 
listados a seguir.
4.2.11. Coordenadas UTM da locação da sonda (base) e do objetivo
Normalmente as coordenadas do objetivo são obtidas por intermédio 
do geólogo responsável pela área onde se situa o poço.
Já as coordenadas da locação da sonda, no caso de poços em terra, são 
escolhidas tendo como critério a facilidade de acesso, proximidade 
com o alvo etc., sendo definidas conjuntamente pelos setores de 
engenharia e de perfuração direcional. As locações das sondas de mar 
são definidas após estudos que levam em conta a melhor vinculação 
dos poços, a existência de oleodutos e gasodutos na área, correntes 
marítimas, direção preferencial dos ventos, lâmina d’água etc.
153
Capítulo 4. Perfuração vertical
De posse dessas coordenadas UTM (sondas e objetivo), calcula-se 
o afastamento horizontal da sonda ao objetivo e a direção deste 
afastamento, seguindo as fórmulas abaixo: 
Onde: 
D = Afastamento base – objetivo;
Direção = Direção base - objetivo (rumo);
x1 = Coordenada X do objetivo;
y1 = Coordenada y do objetivo;
x2 = Coordenada x da base;
y2 = Coordenada y da base.
Para:
x1³x2 e y1>y2 - Azimute = Direção;
x1>x2 e y2>y1 - Azimute = 360-Direção;
x2>x1 e y1³y2 - Azimute = 180-Direção;
x2>x1 e y2>y1 - Azimute = 180+Direção.
4.2.12. Coluna geológica prevista
Além das profundidades verticais do objetivo e final, a exploração 
juntamente com reservatórios deverá fornecer a coluna geológica 
prevista, contendo as seguintes informações: composições de 
minerais, dip de camadas, falhas geológicas, topos de formações e 
pressões nos reservatórios.
154
Alta Competência
De posse desses dados, podemos determinar a profundidade para 
o desvio orientado do poço (kick off point), a partir da qual será 
iniciada a seção de crescimento de inclinação (build-up). 
4.2.13. Análise dos poços de correlação
A partir dos poços de correlação, são coletadas informações que 
afetaram direta ou indiretamente a sua perfuração, tais como: 
tendência natural das formações, colunas utilizadas, parâmetros, 
melhores pontos para desvios, zonas de perda de circulação, zonas 
onde ocorreram prisões e outras limitações impostas pela área.
4.2.14. Mapeamento dos poços da área
É necessário que se faça o levantamento de todos os poços já 
perfurados na área, mapeando-os com a finalidade de evitar, durante 
a execução do projeto, aproximação que possa levar à colisão com 
estes poços. Esse mapa de projeções dos poços no plano horizontal é 
conhecido como Spider.
No caso de estruturas múltiplas, é necessário que se vincule cada guia 
a um objetivo, com a finalidade de minimizar as possibilidades de 
cruzamento de poços e os riscos de colisões. Essas guias deverão ser 
numeradas e relacionadas com suas coordenadas UTM. 
4.2.15. Softwares para cálculos de projetos
Para cálculos dos projetos de poços direcionais são utilizados softwares 
desenvolvidos localmente ou fornecidos por outras companhias de 
perfuração direcional. Atualmente estão disponíveis programas da 
Maurer Engineering (empresa que mantém um contrato multicliente 
com a Petrobras), o software Wellpath 5.0, versão mais recente de 
maio/1995, e algumas planilhas eletrônicas do Excell para os diversos 
tipos de projetos. A área de Perfuração Direcional da E&P da Bacia de 
Campos possui estas opções e outras mais que podem ser solicitadas 
a qualquer momento.
155
Capítulo 4. Perfuração vertical
4.2.16. Definição das profundidades das sapatas dos revestimentos
As profundidades das sapatas e os diâmetros dos revestimentos são 
definidos obedecendo à segurança operacional na perfuração e pelos 
setores envolvidos com o poço. Para o setor de perfuração direcional 
interessa que os trechos curvos (build-up e drop-off) sejam revestidos 
logo que executados, visando a estabilidade e segurança do poço.
4.2.17. Valores usuais para a definição de um projeto de perfuração 
direcional
Serão descritos, a seguir, os valores usuais para a definição de um 
projeto de perfuração direcional. 
a) Taxa de build-up
A taxa de build-up mais comumente usada é de 1º/15 m, que implica 
em um raio de curvatura de 859,44 m. Essa taxa, normalmente, não 
apresenta problemas. Dependendo do caso, pode-se usar taxas mais 
suaves como 1º/20 m ou 1/º30 m que minimizam problemas de drag, 
torque e repasses. Taxas tão fortes como 1º/10 m ou superiores só 
deverão ser usadas quando ocorrer um crescimento mais rápido da 
inclinação.
Esta taxa define o tipo de poço horizontal que se pretende perfurar. 
Para taxas entre 1º/30 m e 8º/30 m, os poços são considerados de raio 
longo, entre 8º/30 m e 30º/30 m, de raio médio. Os poços de raio 
curto necessitam de ferramentas especiais, mais flexíveis e as taxas 
são muito altas, na faixa de 3º/1 m.
Ao se perfurar poços de raio médio, com ferramentas convencionais, 
cuidados redobrados devem ser tomados com relação ao controle 
da limpeza, do torque e do drag. Quanto maior a taxa de ganho de 
inclinação, menores serão os afastamentos possíveis de se alcançar.
156
Alta Competência
b) Taxa de drop-off
Para um mesmo projeto, a taxa de drop-off escolhida é normalmente 
menor do que a taxa de build-up utilizada. Exemplo: para taxa de 
build-up de 1º/15 m usar taxa de drop-off de 1º/30 m, ou menor.
c) Dog leg e dog leg severity
Dog leg é o resultado da variação da trajetória do poço detectada 
através de registros de inclinação e direção entre duas estações. 
Quando essa variação for muito brusca, pode acarretar problemas 
sérios para o poço. Por isso é necessário um acompanhamento, 
avaliando a cada registro a sua intensidade. Para proceder a essa 
avaliação, faz-se necessária uma unidade padrão (graus/100 pés 
ou graus/30 m) a partir da qual se pode estabelecer comparações 
com valores pré-estabelecidos de dog leg. O dog leg expresso nessa 
unidade é conhecido como Dog Leg Severity (DLS). Um limite seguro 
para o dog leg severity depende da formação que está sendo 
perfurada, diâmetro do poço, diâmetro dos componentes da coluna 
de perfuração, diâmetro do revestimento a ser descido etc. Deve-se 
evitar que sejam criados dog legs acima de 3º/100` em poços de 9 1/2”ou de diâmetros menores. Para poços com diâmetros de 12 ¼ “ ou 
maiores, evitar dog legs de 5º/30 m ou superiores. Estes limites não 
são definitivos e podem ser alterados dependendo da experiência 
registrada em cada área. O Dog Leg Severity (DLS) é calculado pela 
seguinte fórmula:
Onde:
DLS = Dog Leg Severity (graus/30 m);
I1 = Inclinação do 1º registro em graus;
I2 = Inclinação do 2º registro em graus;
D1 = Azimute do 1º registro em graus;
D2 = Azimute do 2º registro em graus;
Pm= Intervalo entre os dois registros em metros.
157
Capítulo 4. Perfuração vertical
4.2.18. Tolerância de aproximação do objetivo
O alvo a ser atingido por um poço é uma área em torno do objetivo, 
podendo esta ser circular ou não. Normalmente considera-se um 
círculo com um raio de tolerância pré-determinado. A tolerância 
de aproximação depende do tamanho da malha do campo a ser 
desenvolvido e das finalidades para as quais o poço está sendo 
perfurado. Tem-se usado mais comumente raios de tolerância de 
50 m e 100 m para poços de desenvolvimento e exploratórios, 
respectivamente.
Nos campos maduros, em função do estreitamento das malhas, a 
tolerância fica, em alguns casos, muito reduzida e a forma da área, 
em torno do objetivo em que é aceitável entrar com o poço, varia 
muito.
4.2.19. Ângulo guia (lead)
De posse da direção do projeto do poço, deve-se definir a direção que 
se tomará no início da execução do desvio do poço. À diferença entre a 
direção do projeto e a direção que se deve tomar no desvio chamamos 
de ângulo guia (lead). Este é definido com base na experiência obtida 
na perfuração de outros poços direcionais do campo e se faz necessário 
para compensar o giro (side walk) que o poço naturalmente terá até 
atingir o alvo. Esse giro pode ocorrer tanto para a direita como para 
a esquerda, sendo que o giro para a direita predomina devido ao 
sentido de rotação da broca. Giros para a esquerda só ocorrem quando 
a tendência da formação se sobrepõe à tendência de giro da coluna 
de perfuração. Na determinação desse ângulo guia, deve-se escolher 
os poços de correlação cujos perfis e direções mais se aproximem do 
poço projeto.
4.2.20. Métodos de cálculo da trajetória realizada
Durante a perfuração direcional, a inclinação e o azimute obtidos a 
cada registro definem um vetor tangente à trajetória nesse ponto. 
Os diferentes métodos de cálculo da trajetória do poço envolvem 
hipóteses relacionadas ao formato da trajetória esperada entre 
as duas “estações”, isto é, os pontos onde são feitos os registros 
158
Alta Competência
direcionais. Os métodos tradicionalmente usados na indústria de 
petróleo para a determinação da trajetória direcional são:
• Tangente;
• Ângulo médio;
• Raio de curvatura;
• Curvatura mínima. 
A ideia desse trabalho é apenas mostrar alguns aspectos relativos aos 
métodos empregados, uma vez que existem na indústria inúmeros 
softwares para serem usados na determinação da trajetória direcional.
Hipótese básica utilizada nos métodos é de que o segmento AB é 
calculado assumindo que o ponto A (inclinação 1 e azimute A1) é 
conhecido e o ponto “B” deve ser posicionado.
Métodos de cálculo
a) Método da tangente
• “L” distância perfurada.
• Segmento AB é aproximada por AB` paralelo à tangente no 
ponto B. 
159
Capítulo 4. Perfuração vertical
• O ponto “B” é calculado com base na inclinação e no azimute 
medidos no ponto “B”.
• Erro é muito grande.
• Método pouco usado.
Método da tangente
b) Método do ângulo médio
• “L” distância perfurada.
• Inclinação e azimute no ponto “B” é igual à média da inclinação 
e azimutes em “A” e “B”.
• As projeções dos pontos “A” e “B” são calculadas como as 
projeções obtidas dos ângulos médios das inclinações e dos 
azimutes.
Método do ângulo médio
160
Alta Competência
c) Método raio de curvatura
• “L” distância perfurada.
• A distância perfurada é tratada como uma curva inscrita sobre 
uma superfície cilíndrica com eixo vertical.
• A projeção vertical e horizontal de cada ponto são assumidas 
como sendo arcos de círculos cujos raios serão função da taxa de 
ganho de ângulo e da taxa de variação do azimute.
• Assim como os dois métodos apresentados, esse método 
fornece valores muito próximos.
Método raio de curvatura(
4.2.21. Execução do projeto 
4.2.21.1. Escolha do jogo de ferramentas por fase
De posse do projeto de um poço direcional, o passo seguinte é a 
escolha do jogo de ferramentas por fase. A seguir apresentamos uma 
listagem básica contendo as ferramentas para cada fase.
161
Capítulo 4. Perfuração vertical
a) Fase de 26” com afastamento inicial (nudge)
• Estabilizadores de 25” a 26” – 3;
• Sub de orientação – 2;
• Bent sub de 2 1/20 e 30 – 1 de cada;
• Motores de fundo de 9 5/8” (ou 12”) -2;
• Monel de 9 1/2” – 1 ou 2;
• Subs de cruzamento – os necessários;
• Conjunto de jatos para jateamento – 2;
• Equipamento giroscópico de registro simples – 1 kit e 1
• jogo de barriletes (running gears);
• Equipamento magnético de registro simples – 1 kit e 1
• jogo de barriletes (running gears);
• Equipamento giroscópico de registro múltiplo – 1 kit;
• Caso o afastamento inicial desta fase tenha de ser feito com 
broca de 17 1/2” e posteriormente alargada, acrescentar ao 
jogo de ferramentas acima um alargador de 26” e o jogo de 
ferramentas da fase de 17 1/2”.
b) Fase de 17 1/2”
• Estabilizadores 17” a 17 1/2” – 5 (2 near bit);
• Sub torto de orientação de 2º, 2 ½ º, 3º – 1 de cada; 
162
Alta Competência
• Motor de fundo de 9 5/8” – 2;
• Monel de 8” – 2;
• Comando curto de 8” – 1;
• Subs de cruzamento – os necessários;
• Tubos pesados de perfuração de 4 1/2” ou 5” - 10 a 15;
• Drilling jar de 7 3/4” ou 8” – 1;
• Equipamento magnético de registro simples - 1 kit e 1
• Jogo de barriletes (running gears);
• Equipamento magnético de registro múltiplo - 1 kit; 
• Se houver necessidade devido à interferência magnética, 
incluir 1 kit e um jogo de barriletes para registros giroscópicos 
simples e múltiplos;
• Conjunto MWD de 8”.
c) Fase de 12 ¼ “
• Estabilizadores de 11 ½ “ a 12 ¼ “ – 6 (2 near bit);
• Motor de fundo de 7 ¾ “ – 2;
• Monel de 7 ¾ “ ou 8” – 2;
• Subs tortos de orientação de 1 ½ º, 2º e 2 ½ º – 1 de cada;
• Comando curto de 7 ¾ “ ou 8” – 1;
• Subs de cruzamento – os necessários;
163
Capítulo 4. Perfuração vertical
• Tubos pesados de perfuração 4 ½ “ ou 5” – 10 a 15;
• Drilling jar de 7 ¾ “u 8” -1;
• Equipamento Magnético de reg. simples – 1 kit + 1 jogo
• de barriletes;
• Equipamento magnético de reg. múltiplos – 1 kit;
• Conjunto MWD de 8”.
d) Fase de 8 ½ “ ou 9 ½ “
• Estabilizadores de 8” a 8 ½ “ ou 9” a 9 ½ “ – 8 (near bit);
• Motor de fundo de 6 ½ “ – 2;
• Monel de 6 1/4” ou 6 ½ “ – 2;
• Subs tortos de orientação 1 ½ º e 2º – 1 de cada;
• Comando curto de 6 ½ “ ou 6 ¾ “ -1;
• Drilling jar de 6 ¼ “ ou 6 ½ “ – 1;
• Subs de cruzamento – os necessários; 
• Equipamento magnético de registro simples – 1 kit e 1 jogo de 
running gears;
• Conjunto MWD de 6 ½” (avaliar necessidade).
Essas são as ferramentas que devem ser enviadas às sondas para a 
execução das fases nos diâmetros descritos acima. Cada poço é um 
caso e a lista acima pode ser alterada para se adequar ao programa 
de perfuração direcional.
164
Alta Competência
4.2.21.2. Sequência das operações
Para um poço onde a primeira fase que inclua revestimento condutor, 
podemos executá-la de duas formas: perfuração com alargamento, 
ou não, e cravação orientada, ou não. O processo a ser utilizado 
dependerá do estudo da engenharia de fundo, da estrutura (jaqueta, 
template etc.) utilizada durante a perfuração dos poços, e das 
unidades de perfuração a serem empregadas.
a) Perfuração com alargamento ou não
Se as formações superficiais permitirem a perfuração da primeira 
fase sem comprometer a segurança e a estabilidade do poço e da 
unidade de perfuração, deve-se perfurar esta fase com broca de 
26” (para condutor de 20”) ou broca de 26” e alargador de 36”(para condutor de 30”). No caso de estruturas múltiplas, após a 
cimentação do condutor fazer um multishot giroscópico.
b) Gravação do condutor
Quando não for possível a perfuração da 1ª fase do poço e as 
formações superficiais permitirem, deve-se proceder à cravação do 
condutor. No caso de estruturas múltiplas, concluída a cravação, 
se a sapata ficar além de 50 m do fundo do mar, deve-se fazer um 
multishot giroscópico, após a lavagem do condutor. Ficando aquém 
dos 50 m, fazer apenas um registro de inclinação na sapata.
6.5.14.3. Jateamento de tubulão
Nos poços em lâminas d’água profunda, usa-se fazer o jateamento 
do tubulão de 30” e a perfuração da fase de 26” usando um motor 
de fundo. Nesses casos, usamos um motor de 12” ou 9 ½ “, no 
último caso verificar a vazão máxima e a estrutura do conjunto 
de rolamentos. O motor deve estar com a dump valve plugueada 
para poder trabalhar sob baixas vazões ( 50 a 60 gpm ) no início da 
operação. Normalmente se perfura a fase de 26”, após desconectar o 
mandril interno da running tool, com vazões entre 800 e 1 200 gpm.
165
Capítulo 4. Perfuração vertical
6.5.14. 4. Perfuração da fase de 26”
Admitindo-se que o condutor de 30” já esteja assentado, a fase 
seguinte (26”) poderá ser feita verticalmente ou, em casos de estruturas 
múltiplas, com um afastamento inicial (nudge) para controle do 
spider. Esse afastamento inicial pode ser feito por jateamento ou 
com a utilização de motor de fundo.
Antes de partir para a execução do nudge, fazer uma análise do 
spider e definir a direção preferencial para este afastamento, de 
forma a guiá-lo para a parte externa da estrutura e descongestionar 
a área sob a mesma, ou evitar que o poço se dirija em direção que o 
aproxime de um ou mais poços já perfurados.
A distância mínima que se pode aproximar de um poço em produção 
está especificada na Norma N-1860C sobre Segurança nas Operações 
Simultâneas em Plataformas Marítimas.
Uma boa taxa de ganho de inclinação para o nudge é de 10 para 
cada 30 metros perfurados, e a inclinação máxima do mesmo deve 
ficar em torno de 50. A depender do spider e da profundidade da 
fase, poderá ser conveniente ampliar a inclinação máxima.
Sempre que possível, no final do afastamento inicial, deixar o poço 
na direção escolhida para o ângulo guia (lead).
Por estarmos muito próximos dos outros poços perfurados a partir da 
estrutura múltipla, deve-se ter o cuidado de fazer um acompanhamento 
rigoroso da inclinação e direção do poço, efetuando registros 
direcionais a intervalos máximos de 30 m, plotando no spider cada 
estação registrada, analisando e fazendo projeções para a trajetória. 
Para isso, usar um equipamento giroscópico de fotos simples e, após 
descido o revestimento, fazer um registro giroscópico múltiplo.
6.5.14.5. Perfuração da fase de 17 1/2”
Considerando que o nudge não tenha sido feito na fase de 26”, e 
seja necessário fazê-lo nesta fase, seguir as considerações do subitem 
anterior.
166
Alta Competência
De maneira geral, o KOP e o build-up são feitos nesta fase com 
jateamento orientado e/ou motor de fundo, de acordo com o 
ângulo guia pré-determinado. Deverá ser concluída com coluna de 
perfuração estabilizada.
O acompanhamento da fase será feito com registros direcionais no 
máximo a cada 3 ou 4 tubos (30 a 40 metros) no build-up. No trecho 
de inclinação constante não é recomendável perfurar mais de 100 m 
sem registro direcional. Esses registros serão feitos com equipamento 
magnético de foto simples ou giroscópico, caso haja interferência 
magnética. Ao concluir a fase, efetuar um registro múltiplo.
6.5.14.6. Perfuração da fase de 12 1/4”
Poderemos ter em alguns casos, o KOP e o build-up na fase de 12 1/4”. 
Nesse caso, utiliza-se motor de fundo porque a dureza das formações 
perfuradas com este diâmetro, geralmente não permite jateamento.
No trecho de inclinação constante, os registros direcionais simples 
deverão ser feitos a intervalos máximos de 100 metros.
Pode ocorrer que o projeto contenha um trecho de queda de 
inclinação (drop-off) nesta fase.
Quando não houver trechos de build-up ou drop-off, o registro 
múltiplo após a conclusão da fase não é necessário.
Quando as fases, até aqui referidas, forem verticais, 
fazer acompanhamento da perfuração com registros 
simples, ou múltiplos se necessário.
IMPORTANTE!
167
Capítulo 4. Perfuração vertical
6.5.14.7. Perfuração da fase de 9 1/2” ou 8 1/2”
Normalmente esta fase tem inclinação constante. Somente em 
casos de poços de perfil III há trecho de crescimento de inclinação. 
Como um build-up, neste caso deverá ser profundo e executado em 
formações de dureza média a dura, fazer uso de motor de fundo, 
preferencialmente com equipamento de registros contínuos.
Os registros direcionais, na fase de inclinação constante, deverão ser 
feitos a intervalos máximos de 100 metros. Em casos de queda ou 
aumento provocado de inclinação build-up ou drop-off, reduzir esses 
intervalos de registros para 50 m. Fazer registro múltiplo no caso de 
haver variação provocada de inclinação.
Ao circular fluido de perfuração, em qualquer fase, 
não se deve conservar a coluna girando em um único 
ponto, para evitar o risco de desvio do poço.
IMPORTANTE!
6.5.14.8. Roteiros para execução de cada operação direcional
 A seguir serão descritos roteiros para execução de cada operação 
direcional.
a) Como fazer um jateamento
1º Preparar uma broca tricônica com jatos desbalanceados. Escolher 
uma das opções abaixo:
• Um dos jatos tamponados (tool face estará no ponto médio entre 
os dois outros jatos). Ex.:
• broca de 26” - 2 x 18/32” - 1 x 0 – 1 000 gpm
• broca de 17 1/2” - 2 x 15/32” - 1 x 0 - 850 gpm
• broca de 12 1/4” - 2 x 12/32” - 1 X 0 - 600 gpm
168
Alta Competência
• Dois dos jatos tamponados (tool face estará no outro jato).
Ex.: 
• broca de 26” - 2 x 0 - 1 x 24/32” - 900 gpm
• broca de 17 1/2” - 2 x 0 - 1 x 24/32” - 800 gpm
• broca de 12 1/4” - 2 x 0 - 1 x 20/32” - 500 gpm
• Dois jatos com diâmetro reduzido e um jato com diâmetro maior 
(tool face estará no jato de diâmetro maior). Ex.: 
• broca de 26” - 2 x 12/32” - 1 x 24/32” – 1 000 gpm
• broca de 17 1/2” - 2 x 11/32” - 1 x 20/32” - 850 gpm
• broca de 12 1/4” - 2 x 11/32” - 1 x 18/32” - 600 gpm
• Um jato com diâmetro reduzido e dois com diâmetro maior (tool 
face estará no ponto médio entre os dois jatos de diâmetro maior). 
Ex.: 
• broca de 26” - 2 x 18/32” - 1 x 13/32” - 1000 gpm
• broca de 17 1/2” - 2 x 16/32” - 1 x 11/32” - 850 gpm
• broca de 12 1/4” - 2 x 15/32” - 1 x 11/32” - 600 gpm
2º Montar coluna estabilizada incluindo um monel e um sub de 
orientação tendo este último a sua chaveta alinhada com a tool face 
da ferramenta.Ex.: 
• Poço de 26” – BR/sub/orient sub/monel 9 1/2”/ STB 26”/2DC 9 1/2”/
STB 26”/DC 9 1/2”/...
• Poço de 17 1/2” – BR/NBSTB 17 1/2”/orient sub/monel 9 1/2”/DC 9” 
1/2/STB 17 1/2”/DC 9 1/2”/STB 17 1/2”/DC 9 1/2”
169
Capítulo 4. Perfuração vertical
• Poço de 12 1/4” – BR/NBSTB 12 1/4”/orient sub/monel 8”/2DC 8”/
STB 12 1/4” /DC 8”/STB 12 1/4”/...
Deverá ser utilizada na composição uma float valve 
o mais próximo possível da broca, para evitar retor-
no de lama com cascalhos para o interior da coluna 
e consequente entupimento dos jatos da broca. Na 
impossibilidade de utilizar um float valve, encher a 
coluna com lama viscosa antes de desconectar o kelly 
para foto ou adição de mais um tubo de perfuração.
ATENÇÃO!
3º Descer a coluna até o fundo do poço. Se possível descê-la orientada, 
da superfície, chegando ao fundo verificar essa orientação. Caso a 
coluna não seja descida orientada, proceder a sua orientação.
4º Fazer um registro simples para saber a direção do poço e da face 
da ferramenta.
5º Girar a coluna de forma a orientar a tool face na direção desejada. 
Se houver dúvidas quanto a acúmulo de torque na coluna, reciprocá-
la de maneira a garantir a chegada do giro à broca.
6º Fazer uma marca visível na coluna de perfuração, alinhada com um 
ponto fixo na sonda,a fim de ter uma referência quanto à posição da 
tool face.
7º Persistindo a dúvida quanto à orientação da ferramenta, fazer 
novo registro e se necessário repetir a orientação, até ter certeza de 
que a posição da tool face é a desejada.
8º Proceder o jateamento de forma a conseguir avanço, intercalando 
trechos jateados com trechos perfurados com rotação da mesa. 
Aconselha-se, quando não se conhece o efeito da ferramenta na 
formação sendo jateada, não jatear intervalos superiores a 4 metros 
por tubo, até que se possa fazer um registro para avaliar esse efeito.
170
Alta Competência
9º A cada início do jateamento de um intervalo, verificar através 
das marcas de referência na superfície se a tool face está na direção 
desejada.
10º A intervalos máximos de 30 m, alinhar as marcas de referência e 
fazer um registro direcional.
11º Prosseguir a operação de jateamento até conseguir a inclinação e 
direção esperadas, e prosseguir com a perfuração rotativa.
É um mau procedimento usar como referência uma 
marca na superfície da bucha do kelly devido a folgas 
que normalmente existem entre a bucha e a haste 
do kelly. Usar uma marca na própria haste. Sempre 
que se passar do jateamento para a perfuração rota-
tiva, deve-se baixar a vazão para valores apenas su-
ficientes para a limpeza do poço e aumento do peso 
sobre a broca. Não trabalhar com rotações elevadas, 
superiores a 100 rpm. 
ATENÇÃO!
b) Como operar com motor de fundo convencional como ferramenta 
defletora (usando simples foto magnética)
1º Escolher a combinação motor de fundo-sub torto de acordo com o 
dog leg programado.
171
Capítulo 4. Perfuração vertical
Tabela 1
COMBINAÇÃO MOTOR DE FUNDO/SUB TORTO P/ CADA OD DE POÇO
DYNA DRIL DE 
3 7/8”
DYNA DRILL DE 5”
DYNA DRILL DE 
6 1/2”
DYNA DRILL DE 7 3/4” DYNA DRILL DE 9 5/8”
ÂNGULO 
DO BENT 
SUB
OD 
DO 
POÇO
DLS 
ESPERADO
OD 
DO 
POÇO
DLS 
ESPERADO
OD DO 
POÇO
DLS 
ESPERADO
OD DO 
POÇO
DLS 
ESPERADO
OD DO 
POÇO
DLS 
ESPERADO
1º
1 ½ º
2º
4 ¼ “
4,0º
4,5º
5,5º
6”
3,5º
4,75º
5,5º
8 ¾ “
2,5º
3,5º
4,5º
9 7/8”
2,5º
3,75º
5,0º
13 ½ “
2,0º
3,0º
4,5º
1º
1 ½ º
2º
2 ½ º
4 ¾ “
3,0º
3,5º
4,0º
5,0º
6 ¾ “
3,0º
4,25º
5,0º
5,75º
9 7/8”
1,75º
3,0º
3,75º
5,0º
10 3/8”
2,0º
3,5º
4,25º
5,5º
15”
1,75º
2,5º
3,75º
5,0º
1º
1 ½ º
2º
2 ½ º
5 
7/8”
2,0º
2,5º
3,0º
3,5º
7 
7/8”
2,5º
3,5º
4,5º
5,5º
10 
5/8”
1,25º
2,0º
3,0º
4,0º
12 ¼ “
1,75º
2,5º
3,5º
5,0º
17 ½ “
1,25º
2,25º
3,0º
4,5º
2º Fazer uma inspeção visual no motor de fundo, verificando folga do 
sub de rotação e funcionamento da válvula de drenagem/enchimento 
(dump valve).
3º Conectar broca, motor de fundo e sub torto de orientação, 
verificando se a chaveta da camisa deste último está alinhada com 
a marca que indica a face da ferramenta (scribe-line). Continuar a 
montagem da coluna com comando não magnético e restante dos 
comandos. Descidas duas ou três seções, conectar o kelly e testar 
o funcionamento do motor de fundo com vazão. Caso esteja em 
perfeito funcionamento, concluir a descida da coluna até o fundo do 
poço.
4º Efetuar um registro para localizar a orientação da fase da 
ferramenta.
5º Girar a coluna de forma a orientar a tool face na direção desejada. 
Se houver dúvidas quanto ao acúmulo de torque na coluna, reciprocá-
la de maneira a garantir a chegada do giro à broca. Observar que a 
posição onde a face da ferramenta vai trabalhar não é a mesma posta 
ao final da orientação. Considerar um torque reativo à esquerda que 
desloca a face da ferramenta e que depende da dureza da formação, 
172
Alta Competência
da profundidade do poço, do ângulo do bent sub, da inclinação do 
poço, do diâmetro do poço e da ferramenta e da direção de orientação 
da tool face. Em geral, é estimado em função da experiência do 
operador na área.
6º Fazer uma marca visível na coluna de perfuração alinhada com um 
ponto fixo na sonda, a fim de ter uma referência quanto à posição 
da tool face.
7º Com a mesa rotativa travada e as marcas de referência alinhadas, 
acionar as bombas e iniciar a perfuração. Deve-se ter cuidado de 
anotar as pressões do motor de fundo sem peso sobre a broca e com 
peso sobre a broca, muito cuidado para que esse diferencial de pressão 
esteja dentro da faixa aconselhada pelo fabricante. Aumentando-
se o peso sobre a broca, aumenta-se esse diferencial de pressão e o 
torque reativo. Como exemplo ver tabela abaixo para dyna drill 6 ½ 
“ Delta 500.
6 ½ “ DELTA 500
VAZÃO
GPM
ROTAÇÃO
RPM
DP
PSI
TORQUE
fTXlB
POTÊNCIA
HP
250 292 360 801 44,5
275 327 360 801 49,8
300 362 360 801 55,2
325 397 360 801 60,5
350 431 360 801 65,7
8º Concluída a perfuração de cada tubo, cuidar para que não se 
desencaixe a bucha do kelly da mesa com as bombas ainda ligadas. 
Esse procedimento é para que não se perca a orientação da tool 
face. Efetuar um registro direcional para verificação da orientação e 
inclinação do poço.
9º Caso a orientação da tool face não seja a desejada, reorientá-la 
segundo os procedimentos anteriormente descritos e prosseguir com 
a perfuração.
173
Capítulo 4. Perfuração vertical
10º Alcançados os objetivos da operação, retirar a coluna com motor 
de fundo, tendo o cuidado de não girar a coluna com a mesa rotativa. 
Chegando à superfície, fazer nova inspeção visual no motor de fundo 
e limpá-lo internamente, girando lentamente o sub de rotação com 
a mesa rotativa.
• Deve-se travar o gancho da catarina sempre que se 
for reciprocar a coluna para distribuir torque com a 
finalidade de orientar a tool face.
• Se estiver sendo utilizado equipamento de registro 
contínuo, a posição efetiva da face da ferramenta é 
mostrada a cada instante, facilitando a operação.
• Os procedimentos descritos para operação com mo-
tor de fundo são os mesmos para início de build-up, 
correção de trajetória e sidetracking.
• Pode-se usar a régua de cálculo OUIJA para plane-
jar o desvio e fazer o seu acompanhamento, compa-
rando os resultados obtidos com os esperados teori-
camente a cada registro. 
ATENÇÃO!
c) Estabilização de colunas para perfuração direcional
Na perfuração direcional as colunas são estabilizadas de acordo com 
as finalidades que deverão atender. Desta forma a composição de 
fundo (Bottom Hole Assembly - BHA) será montada para aumentar, 
manter ou perder a inclinação, bem como controlar a direção do 
poço.
A experiência demonstra que o comportamento das colunas para 
poço de 26” não obedece às regras gerais de estabilização.
d) Colunas para aumento da inclinação do poço (build-up assembly)
O que caracteriza este tipo de composição de fundo, é ter um 
estabilizador no máximo 4 pés acima da broca e outro, no mínimo, 
a 30 pés do primeiro. Em geral, para cumprir suas finalidades com 
eficiência, esta composição exige a utilização de alto peso sobre a 
broca e baixa rotação.
174
Alta Competência
Obedece ao princípio da alavanca conforme, ilustrado na figura a 
seguir.
Princípio da alavanca
Exemplos:
Poço de 26”
• Broca - SUB - STB 26” - Monel 9 1/2” - DC`s...(3`)
• Broca - SUB - STB 26” - Monel 9 1/2” - 2 DC 9 1/2” - STB 26” - 
DCS... (3` -90`)
• Broca - SUB - DC Curto 9 1/2” - STB 26” - Monel 9 1/2” - DC 9 
1/2” - STB 25” - DC`s... (15`-75ÙG)
Poço de 17 1/2”
• Broca - NBSTB 17 1/2” - Monel 9 1/2” - DC`S... (0)
• Broca - NBSTB 17 1/2” - Monel 9 1/2” - 2 DC 9 1/2” - STB 17 1/2” 
- DC 9 1/2” - STB 17 1/2” - DC`s... (0-90’-120’)
• Broca - SUB - STB 17 1/2” - 2 Monéis 9 1/2” - STB 17” - dc 9 1/2” 
- STB 17 1/2” - DC`s... (3` -60`UG-90)
175
Capítulo 4. Perfuração vertical
• Broca - NBSTB 17 1/2” - Monel 9 1/2” - DC 9 1/2” - STB 17” - DC 
9 1/2” - STB 17 1/2” - DC`s... (0-60`UG-90)
• Broca - NBSTB 17 1/2” - Monel 9 1/2” - DC 9 1/2” - STB 17 1/2” 
- DC 9 1/2” - STB 17 1/2” - DC`s... (0-60`-90`)
Poço de 12 1/4”
• Broca - NBSTB 12 1/4” - Monel 8” - DC`s...(0)
• Broca - SUB - STB 12 1/4” - Monel 7 3/4” - 2DC 7 3/4” - STB 12 
1/4” - DC`s...(3`-90`)
• Broca - NBSTB 12 1/4” - 2 Monéis 7 3/4” - DC 7 3/4” - STB 12 
1/4” - DC 7 3/4” - STB 121/4” - DC`s... (0-90`-120)
• Broca - NBSTB 12 1/4” - Monel 8” - DC 7 3/4” - STB 11 3/4” - DC 
7 3/4” - STB 12 1/4” - DC`s... (0-60`UG-90`)
• Broca - SUB - STB 12 1/4” - Monel 8” - DC Curto 7 3/4” - STB 
12” - DC 7 3/4” - STB 12 1/4” - DC 7 3/4” - STB 12 1/8” - DC`s... 
(3`-45`Ug-75’-105`)
Poço de 8 1/2”
• Broca - NBSTB 8 1/2” - Monel 6 1/4” - DC 6 1/2” - DC Curto 6 
1/2” STB 8 1/2” - DC 6 1/2” - STB 8 1/2” - DC`s... (0-75`-105`)
• Broca - NBSTB 8 1/2” - Monel 6 1/4” - DC 6 1/2” - STB 8 1/2” - DC 
6 1/2” - STB 8 1/2” - DC`s... (0-60`-90)
• Broca - NBSTB 8 1/2” - Monel 6 1/4” - DC Curto 6 1/2” - STB 8 
1/2” - DC 6 1/2” - STB 8 1/2” - DC`s... (0-45`-75)
• Broca -SUB - STB 8 1/2” - Monel 6 1/4” - STB 8” - DC 6 1/4” - STB 
8 1/2” - DC`s... (3`-30` UG-60)
176
Alta Competência
• Broca - SUB - STB 8 1/2” - Monel 6 1/4” - STB 8 1/2” - DC 6 1/4” 
- STB 8 1/2” - DC`s... (3`-30`-60)
• Broca - STB 8 1/2” - DC Curto 6 1/2” - STB 8” - Monel 6 1/4” - 
STB 8 1/2” - DC`s... (0-15` UG-45`)
Entre parênteses estão indicadas as distâncias apro-
ximadas de cada estabilizador à broca. UG significa 
calibre reduzido em relação à broca (under-gauge).
ATENÇÃO
As composições de fundo exemplificadas acima estão em ordem 
crescente de rigidez, consequentemente com tendência de ganho de 
inclinação decrescente. São inúmeras as combinações dos elementos 
da coluna a fim de se conseguir uma coluna de build-up e a sua 
escolha deverá ser feita de acordo com as experiências adquiridas em 
cada campo e a taxa de ganho de inclinação desejada.
Da análise dos poços de correlação são escolhidos os parâmetros (peso 
e rotação) que poderão ser utilizados na perfuração. Estes parâmetros 
deverão ser modificados dependendo dos resultados conseguidos. 
Aconselha-se sempre que for descida uma nova composição, que seja 
feito um registro direcional após perfurar 30 m, para que se possa 
avaliar o efeito do BHA. De uma maneira geral, aumentando-se o 
peso e diminuindo-se a rotação espera-se um aumento na tendência 
de ganho de inclinação do BHA.
Em formações moles e pouco consolidadas o aumento da pressão dos 
jatos da broca implica numa queda da eficiência da coluna de build-
up. É importante observar que neste tipo de composição de fundo o 
1º estabilizador, na maioria das vezes, é descido com o mesmo calibre 
da broca e o segundo pode estar abaixo deste calibre. Cabe ao 
operador fazer o controle do desgaste do calibre dos estabilizadores 
na entrada e na saída da coluna de perfuração. Colunas mais flexíveis 
implicam em maior probabilidade de giro na direção do poço.
177
Capítulo 4. Perfuração vertical
e) Colunas para manter a inclinação do poço
O que caracteriza esse tipo de composição de fundo é ter no mínimo 
três estabilizadores, o primeiro deles logo acima da broca, o segundo 
a no máximo 30 pés do primeiro, e o terceiro disposto de maneira 
tal que a rigidez do conjunto aja no sentido de evitar variações na 
trajetória do poço.
Coluna emplacada
Exemplos:
Poço de 26”
• Broca - SUB -STB 26” - Monel 9 1/2” - STB 26” - DC`s... (3`- 30`)
• Broca - SUB - Monel 9 1/2” - STB 26” - DC 9 1/2” - STB 26” - 
DC`s... (33`-60`)
• Poço de 17 1/2”
• Broca - NBSTB 17 1/2” - Monel 9 1/2” - STB 17 1/2” - DC 9 1/2” 
- DC`s... (0-30`-60`)
• Broca -SUB - STB 17 1/2” - DC Curto 9 1/2” - STB 17” - Monel 9 
1/2” - STB 17 1/2” - DC`s... (3`-15` UG-45`)
178
Alta Competência
Poço de 12 1/4”
• Broca - NBSTB 12 1/4” - Monel 8” - STB 12 1/4” - DC 7 3/4” - STB 
12 1/4” - DC`s... (0-30`-60)
• Broca - NBSTB 12 1/4” - DC Curto 7 3/4” - STB 12” - Monel 7 
3/4” - STB 12 1/4” - DC`s...(0-15`UG-45`)
Poço de 8 1/2”
• Broca - NBSTB 8 1/2” - Monel 6 1/2” - STB 8 1/2” - DC 6 3/4” - 
STB 8 1/2” - DC`s... (0-30`-60`)
• Broca - NBSTB 8 1/2” - DC Curto 6 1/2” - STB 8 1/4” - Monel 6 
1/”4 - STB 8 1/2” - DC 6 1/2” - STB 8 1/2 - DC`S... (0-15`UG-45`-75`)
• Broca - NBSTB 8 1/2” - STB 8 1/2” - Monel 6 1/2” - stb 8 1/2” - DC 
6 1/4” - STB 8 1/2” - dc`s...(0-6`-35`-65`)
Apesar de serem usadas com o objetivo de não provocar variação de 
inclinação no poço, na maioria das vezes ocorrem quedas ou ganhos 
de inclinação muito lentos (ex.: 10/100 ou 200 m), independente 
desse fato, continuam sendo consideradas como colunas para manter 
a trajetória do poço. Outro efeito desse tipo de coluna é se colocar 
com mais intensidade a tendência de giro na trajetória do poço.
Variando os parâmetros de perfuração, podemos melhorar o 
comportamento da coluna.
f) Colunas para perda de inclinação do poço (drop-off assembly)
O que caracteriza esse tipo de composição de fundo é não ter um 
estabilizador ou ter um estabilizador under-gauge sobre a broca. 
Para que o efeito de queda de inclinação seja eficiente, usa-se baixo 
peso sobre a broca e alta rotação.
179
Capítulo 4. Perfuração vertical
Obedecem ao princípio do pêndulo como mostra a figura abaixo.
Princípio do pêndulo
As colunas muito empacadas também costumam ter tendência 
de drop-off, e são usadas em substituição a uma coluna pendular 
quando se deseja uma queda de inclinação mais lenta com controle 
da direção.
Exemplos:
Poço de 26”
• Broca - SUB - Monel 9 1/2” - DC 9 1/2” - STB 26” - DC 9 1/2” STB 
26” - DC`s... (60`-90`)
• Broca - SUB - Monel 9 1/2” - STB 25” - DC 9 1/2” - STB 26” - 
DC`s... (33`UG-60`)
• Poço de 17 1/2”
• Broca - SUB - Monel 9 1/2” - DC 9 1/2” - STB 17 1/2” - DC 9 1/2” 
- STB 17 1/2” - DC`s... (60`-90`)
• Broca - NBSTB 17” - Monel 9 1/2” - STB 17 1/2” - DC 9 1/2” - STB 
17 1/2” - DC`s... (OUG-30`-60`)
180
Alta Competência
Poço de 12 1/4”
• Broca - SUB - Monel 7 3/4” - DC 7 3/4” - DC Curto 7 3/4” - STB 
12 1/4” - DC 7 3/4” - STB 12 1/4” - DC`s... (75`-105`)
• Broca - SUB Monel 7 3/4” - DC 7 3/4” - STB 12 1/4” - DC 7 3/4” - 
STB 12 1/4” - DC`s... (60`-90`)
• Broca - SUB - Monel 7 3/4” - DC Curto 7 3/4” - STB 12 1/4” - DC 
7 3/4” - STB 12 1/4” - DC`s... (45`-75`)
• Broca -NBSTB 12” - DC Curto 7 3/4” - STB 12 1/4” - Monel 8” - 
STB 12 1/4” - DC`s... (OUG-15`-45`)
Poço de 8 1/2”
• Broca - SUB - Monel 6 1/2” - DC 6 3/4” - STB 8 1/2” - DC 6 3/4” 
- STB 8 1/2” - DC`s... (60`-90`)
• Broca - SUB - Monel 6 1/4” - DC Curto 6 1/2” - STB 8 1/2” - DC 6 
1/2” - STB 8 1/2” - DC`s...(45`-75`-105`)
• Broca -SUB - Monel 6 1/2” - STB 8 1/4” - DC 6 1/2” - STB 8 1/2” 
- DC 6 1/2” - STB 8 1/2” - DC`s... (30`UG-60`-90`)
• Broca - NBSTB 8 1/4” - DC Curto 6 1/2” - STB 8 1/2” - Monel 6 
1/2” - STB 8 1/2” - DC`s... (OUG-15`-45`)
• Broca - NBSTB 8 1/2” - STB 8 1/2” - DC Curto 6 1/2” - STB 8 1/2” 
- Monel 6 1/2” - STB 8 1/2” - DC`s... (0-6`-20`-50`)
As composições de fundo exemplificadas acima estão em ordem 
decrescente de tendência de perda de inclinação, para cada diâmetro 
de poço.
Deve-se observar que nos BHA acima, o primeiro estabilizador sobre 
a broca pode estar com calibre reduzido.
181
Capítulo 4. Perfuração vertical
Caso o primeiro registro, feito logo após o início da perfuração 
com a coluna pendular, não indicar uma queda de inclinação tão 
efetiva quanto esperado, pode-se fazer um repasse a cada conexão 
para acentuar o efeito da coluna. Fazer controle de desgaste dos 
estabilizadores na descida e retirada da coluna.
Na montagem de toda composição de fundo estabilizada e sem sub 
de orientação, não esquecer de colocar a aranha (baffle plate) na 
conexão abaixo do monel.
4.2.22. Como efetuar registros direcionais
Os registros direcionais trazem informações de inclinação e direção 
obtidos através de equipamentos especiais, utilizados para determinar 
a trajetória do poço. Estes instrumentos também fornecem a 
orientação da face de ferramentas defletoras, no caso de operações 
de jateamento ou com motor de fundo.
a) Registros magnéticos simples (magnetic single shots)
1º Parar a perfuração e circular para a limpeza do poço. Quanto mais 
rápida a perfuração, maior o tempo de circulação necessário para a 
limpeza. Pode-se usar como referência de 1/2 a 1 1/2 vezes o tempo 
de retorno da lama do fundo até a superfície.
2º Verificar a montagem e aperto dasconexões das partes que 
compõem o barrilete. Verificar também se o equipamento de 
registro simples está corretamente montado, com a unidade angular 
apropriada à inclinação do poço, com as baterias para o acionamento 
da câmara fotográfica e convenientemente carregado com disco 
de filme. Não esquecer de fazer um teste de disparo da câmara 
fotográfica e das lâmpadas.
3º Terminada a circulação, fazer a conexão de um tubo de perfuração, 
montar o equipamento de registro no barrilete e descê-lo através do 
interior da coluna de perfuração usando o cabo do tambor auxiliar 
ou unidade de arame (wireline), até o barrilete atingir a aranha ou 
sub de orientação, o que se reflete na superfície por folga no cabo 
ou arame.
182
Alta Competência
4º Manter a coluna parada (no caso de unidades flutuantes, suspensa 
pelo elevador com os compensadores atuando) e aguardar o tempo 
necessário para o acionamento da câmara, dando uma margem de 
segurança de um a dois minutos.
5º Retirar o barrilete, sacar o equipamento de registro e colocar o 
disco de filme para revelar.
6º Fazer a leitura da foto corrigindo a direção da declinação magnética 
local, baseando-se no Mapa Magnético do Brasil.
Para profundidades além de 1 000 metros, durante 
a descida e retirada do barrilete, reciprocar a coluna. 
Para profundidades menores do que o limite acima, 
usar o mesmo procedimento se houver riscos de prisão.
ATENÇÃO!
Após a retirada do barrilete, aguardar a revelação da foto, 
reciprocando a coluna se necessário, antes de prosseguir à 
perfuração. Caso a foto seja falha ou apresente resultado 
incoerente com o previsto, repeti-la usando outro instrumento.
b) Registro giroscópico simples (gyroscopic single shot)
1º Parar a perfuração e circular para a limpeza do poço. Quanto mais 
rápida a perfuração, maior será o tempo de circulação necessário 
para essa limpeza. Pode-se usar como referência de 1/2 a 1 1/2 vezes 
o tempo de retorno da lama do fundo até a superfície.
2º Durante a circulação, fazer um aquecimento do giroscópio de pelo 
menos 30 minutos e aproveitar o final desse tempo para fazer uma 
avaliação do drift, variação da posição do norte da bússola giroscópica 
com o tempo. Giroscópios com drifts superiores a 60/hora deverão ser 
substituídos e enviados para calibração.
183
Capítulo 4. Perfuração vertical
3º Verificar a montagem e aperto das conexões das partes que 
compõem o barrilete. Verificar também se o equipamento de 
registro simples está corretamente montado, com a unidade angular 
apropriada à inclinação do poço, com as baterias para o acionamento 
da câmara fotográfica e convenientemente carregado com o disco de 
filme. Se for o caso, certificar-se de que o obturador da câmera está 
fechado, antes do carregamento da mesma. Não esquecer-se de fazer 
um teste de disparo da câmera fotográfica e das lâmpadas.
4º Terminada a circulação, fazer a conexão de um tubo de perfuração, 
acoplar o giroscópio no topo do regulador de voltagem, fazer um 
teste de voltagem e corrente, e proceder à orientação do mesmo.
5º Para proceder à orientação da bússola do giroscópio deve-se 
ter um ponto fixo de referência na plataforma ou fora dela, cuja 
direção com relação à boca do poço seja conhecida. A orientação 
estará concluída quando for conhecida a direção do norte da bússola 
giroscópica com relação ao norte geográfico.
6º Acoplar a câmara, a unidade angular e o acionador ao giroscópio (se 
for o caso, após o acoplamento não esquecer-se de abrir o obturador), 
montar o barrilete e descê-lo no interior da coluna, usando o cabo do 
tambor auxiliar ou a unidade de arame (wireline) com um medidor 
de profundidade.
7º Manter a coluna parada (no caso de unidades flutuantes, suspensa 
pelo elevador e com os compensadores atuando) e aguardar o tempo 
necessário para o acionamento da câmera, dando uma margem de 
segurança de um a dois minutos.
8º Retirar o barrilete, desacoplar a parte do instrumento que contém 
a câmera e unidade angular, se for o caso. Fechar o obturador antes 
do desacoplamento, visar ao mesmo ponto de referência usado na 
orientação e ver o drift ocorrido no norte da bússola giroscópica, 
para posterior correção na direção da foto.
9º Revelar, ler a foto e proceder à correção da direção com relação ao 
drift e referência de orientação, se necessário.
184
Alta Competência
Após a retirada do barrilete, aguardar a revelação 
da foto antes de prosseguir com a perfuração. Caso a 
foto esteja falha ou apresente resultado incoerente 
com o previsto, repeti-la, usando outro instrumento.
IMPORTANTE!
Por ser o giroscópio um aparelho muito delicado e sensível, a sua 
descida e retirada pelo interior da coluna de perfuração deve ser feita 
com muito cuidado, sem o uso de velocidades excessivas, evitando 
bater na aranha ou sub de orientação com muita força, para não 
provocar a perda da orientação e/ou drifts excessivos.
Quando o registro simples (magnético ou giroscópico) for feito durante 
a operação com ferramenta defletora com sub de orientação, deve-
se, antes da descida do barrilete, observar o alinhamento do t-bar 
com a mule shoe, renovar o pino de chumbo do mule shoe e, na saída 
do barrilete, verificar se este pino trouxe a marca do acoplamento. 
A ausência desta marca implica na repetição do registro direcional.
A descida do equipamento de registro giroscópico simples só pode 
ser feita usando-se cabo ou arame; já o equipamento magnético só 
deve ser lançado em queda livre no interior da coluna caso não haja 
cabo ou arame suficiente para atingir a profundidade do registro.
c) Registros magnéticos múltiplos (magnetic multishots)
1º Certificar-se de que já tenha sido feita circulação suficiente para 
limpar o poço.
2º Verificar a montagem e aperto das conexões das partes que 
compõem o barrilete. Verificar também se o equipamento de 
registro múltiplo está corretamente montado, com a unidade 
angular apropriada à inclinação do poço, com baterias novas para 
o acionamento da máquina fotográfica e avançador do filme, e se 
a câmera está carregada com a quantidade de filme suficiente para 
a operação. Não esquecer-se de fazer um teste de lâmpadas e do 
avançador do filme.
185
Capítulo 4. Perfuração vertical
3º Montar o equipamento no barrilete, e lançá-lo em queda livre no 
interior da coluna e esperar o tempo suficiente para que o mesmo 
atinja a aranha. Como base, pode-se estimar a velocidade de queda 
do barrilete em 300m/min.
4º Aguardar o tempo necessário para que instrumento registre 
algumas fotos (3 a 4) com a coluna parada e injetar o tampão para 
manobra.
5º Proceder a retirada da coluna de perfuração dando tempo 
suficiente, após a retirada de cada seção, para que seja feito um 
registro naquela profundidade com a coluna parada (no caso de 
unidades flutuantes, suspensa pelo elevador com os compensadores 
atuando). Dar uma tolerância de no mínimo 15 segundos para cada 
registro. Este procedimento deve ser seguido até que a broca atinja 
a superfície ou a sapata do último revestimento onde se pode pescar 
o barrilete.
6º Recuperado o equipamento na superfície, retirar e revelar o filme 
em câmara escura, proceder à leitura das fotos de cada estação, e 
fazer a correção da declinação magnética local nas direções lidas, de 
acordo com o Mapa Magnético do Brasil. 
A corrida do registro magnético múltiplo é feita na 
retirada da coluna, preferencialmente na manobra 
curta. Caso ocorra falha do equipamento, repetir a 
operação quando retirar a coluna para a descida do 
revestimento ou abandono do poço.
IMPORTANTE!
Em poços de alto gradiente geotérmico utilizar protetor de 
temperatura (heat shield) ou, na falta deste, aumentar o 
espaçamento entre as estações de registro.
A identificação no filme, do início da série de fotos que serão lidas, é 
feita através das 3 a 4 fotos tiradas antes de injetar o tampão. Cada 
foto será identificada através da profundidade e do tempo em que 
foi tomada durante a manobra.
186
Alta Competência
d) Registros giroscópicosmúltiplos (gyro multishots)
1º Na maioria dos casos essa operação é feita após o corte da sapata 
do revestimento da fase a ser registrada. Certificar-se primeiramente 
de que o poço esteja limpo antes da retirar a coluna de perfuração.
2º Colocar o giroscópio a ser usado para aquecer, por pelo menos 
meia hora antes de iniciar a operação. Verificar a montagem e aperto 
das conexões das partes que compõem o barrilete e também se o 
equipamento de registro múltiplo está corretamente montado com a 
unidade angular apropriada à inclinação do poço, com baterias novas 
para o acionamento da câmera fotográfica e avançador do filme, 
e se a câmera está carregada com a quantidade de filme suficiente 
para a operação. Não esquecer de fazer um teste das lâmpadas e do 
avançador do filme.
3º Concluída a retirada da coluna, instalar o tripé na mesa rotativa, 
introduzir no poço o tubo de baterias com o centralizador inferior e 
o regulador de voltagem, deixando-o suspenso pelo tripé. Encaixar 
o giroscópio no regulador de voltagem e efetuar teste de corrente e 
potencial elétrico.
4º Proceder à orientação da bússola giroscópica usando para isso um 
ponto fixo de referência na plataforma ou fora dela, cuja direção 
com relação à boca seja conhecida. A orientação estará concluída 
quando for conhecida a direção do norte da bússola giroscópica com 
relação ao norte geográfico.
5º Acoplar a câmera à unidade angular, e o avançador ao giroscópio. 
Montar o barrilete, retirar o tripé e descer no interior do poço 
revestido usando o cabo de guincho auxiliar ou unidade de arame 
com medidor de profundidade. No caso de plataformas flutuantes 
deverá ser feita a compensação do movimento da mesma.
6º Durante a descida, fazer as paradas a cada intervalo desejado, 
aguardar o tempo necessário para que seja feito o registro, dando 
uma margem de 15 segundos antes de prosseguir a descida para 
registrar a próxima estação. A cada meia hora de operação, parar 
em uma estação e fazer dois ou três registros (drift check) para a 
monitoração do comportamento do drift.
187
Capítulo 4. Perfuração vertical
7º Prosseguir com esse procedimento até atingir uma profundidade 
próxima da sapata do revestimento (o centralizador inferior não 
deve passar pela sapata) e iniciar a retirada do barrilete fazendo 
quantos drift checks forem necessários.
8º Alcançada a superfície, encaixar o barrilete no tripé, desacoplar 
a parte do instrumento que contém a câmera e a unidade angular, 
visar ao mesmo ponto usado na orientação e ler o drift ocorrido no 
norte da bússola giroscópica, para ser usado como sendo o drift final 
no traçado da curva de correção.
9º Retirar o filme, colocá-lo para revelar em câmara escura, 
proceder à leitura das fotos a cada estação, calcular e traçar a 
curva de correção do drift. Fazer a correção da direção de cada 
foto com relação ao drift e a referência de orientação.
A operação só será dada como concluída quando for 
feita a revelação do filme, constatada a boa quali-
dade do mesmo e houver coerência nos resultados 
lidos.
ATENÇÃO!
Essa é uma operação que deve ser feita com muito cuidado, evitando-
se paradas bruscas e choques que venham causar a perda da orientação 
ou até mesmo danificar irreversivelmente o giroscópio.
Somente em casos especiais, tais como inexistência de monel na 
sonda ou durante a perfuração quando se suspeita de interferência 
magnética nos registros magnéticos simples, pode-se correr o registro 
giroscópico múltiplo por dentro da coluna de perfuração. Não deve ser 
feito pelo interior do revestimento antes de ser cortada a sapata para 
evitar que o barrilete fique preso.
188
Alta Competência
 4.2.22. Acompanhamento da perfuração direcional
O acompanhamento direcional consiste em:
• Obter registros de inclinação e direção a diferentes 
profundidades medidas;
• Calcular a trajetória do poço;
• Plotar nos mapas de acompanhamento, analisar os resultados 
e tomar decisões a partir destes.
a) Cálculos
Após cada registro direcional, são calculadas as projeções do poço 
(profundidade vertical, projeção do afastamento horizontal sobre 
o plano vertical de projeto, coordenadas no eixo norte-sul e leste-
oeste, tendo como origem a boca do poço), possibilitando a sua 
representação gráfica para posterior análise.
Existem vários métodos de cálculos, sendo os mais tradicionais os das 
médias e o do raio de curvatura. 
Atualmente está disponível um programa de cálculo, arquivo e 
acompanhamento de poços direcionais, o SIDIR, que pode ser 
acessado através de TSO do sistema IBM. da Petrobras. Fora este, 
outros programas fazem este acompanhamento e previsões para 
atingir o objetivo. Nos escritórios onde é coordenada a atividade de 
perfuração direcional, usa-se softwares desenvolvidos internamente.
b) Análise dos resultados
Da análise gráfica da trajetória do poço, juntamente com os dados 
dos poços de correlação, serão definidas as modificações a serem 
efetuadas nos prosseguimentos da perfuração, tais como: 
• Prosseguir a perfuração sem alteração dos parâmetros e 
estabilização da coluna de perfuração;
189
Capítulo 4. Perfuração vertical
• Alterar os parâmetros de perfuração;
• Alterar estabilização da coluna;
• Fazer correção da trajetória do poço ferramenta defletora.
O ideal é que se perfure o poço sem efetuar 
correções de trajetória. Ao perceber que o poço 
vai necessitar de uma intervenção com ferramenta 
defletora, fazê-la logo que possível (mesmo que a 
broca seja retirada prematuramente) para evitar 
uma correção mais forte no futuro, prejudicando as 
condições mecânicas do poço. Em alguns casos temos 
de abandonar trecho do poço para fazer a correção 
em um ponto mais favorável.
ATENÇÃO!
4.2.23. Recomendações para projetos de poços direcionais
Serão listadas, a seguir, algumas recomendações para projetos de 
poços direcionais, exploratórios e em desenvolvimento. 
Dados básicos para poços exploratórios:
• Dados relativos a poços exploratórios: seção geológica, pressões 
esperadas, objetivos, fluidos etc.;
• Dados relativos à trajetória direcional: afastamento, 
profundidade vertical do objetivo, azimute;
• Dados relativos ao programa exploratório: testemunhagem, 
testes, perfilagem etc.
190
Alta Competência
Dados básicos para poços de desenvolvimento:
• Espaçamento entre os poços;
• Seção geológica, tipos de fluidos a serem produzidos, pressões 
esperadas, contato óleo-água;
• Tipo de completação (tubo rasgado, tela, gravel etc.);
• Número total de poços, possibilidade de se perfurar e produzir 
simultaneamente etc.
4.2.24. Recomendações relativas à trajetória
A seguir serão descritas algumas recomendações relativas à trajetória 
de poços direcionais, exploratórios e explotatórios. 
Poços exploratórios:
• Observações gerais: procurar simplificar o projeto reduzindo 
perfilagens e testes. Procurar perfurar e revestir o poço o mais 
rápido possível;
• Objetivo: tentar maximizar o raio de tolerância;
• Perfil da trajetória: simplificar e evitar o uso de trajetória do 
tipo “S”;
• KOP: evitar colocar o KOP em zonas difíceis de se perfurar;
• BUR: tentar limitar em 3 graus/100 ft;
• Máxima inclinação: tentar não exceder 45 graus.
Poços explotatórios (desenvolvimento):
• Observações gerais: a trajetória deve levar em conta tipo de 
191
Capítulo 4. Perfuração vertical
completação e equipamentos a serem descidos;
• Objetivo: tentar maximizar o raio de tolerância;
• Perfil da trajetória: simplificar sempre que possível. Entretanto, 
essa simplificação dependerá de vários fatores que incluem 
posicionamento da cabeça do poço e direção dos objetivos;
• BUR: tentar limitar em 3 graus/100 ft, porém valores
• Mais altas poderão ser necessários.
Algumas vezes operações mais complexas tipo gravel 
pack exigem que a inclinação do poço junto ao 
objetivo seja limitada a um certo ângulo. Neste caso, 
a utilização de trajetória tipo “S” pode ser necessária.
ATENÇÃO!
Trajetória tipos “S”
192
Alta Competência
4.2.25. Recomendaçõespara aumentar o afastamento
No que se refere ao aumento do afastamento, utiliza-se um condutor 
inclinado. Este equipamento é utilizado para poços offshore com 
objetivos rasos (400 a 2 000 metros de profundidade) e lâminas d’água 
pequena (30 a 50 metros). Neste método o condutor é inclinado (30 
graus) através de uma sonda inclinada (slant rig). O KOP, portanto, 
é posicionado em um trecho já inclinado, permitindo um aumento 
substancial do afastamento do poço.
Condutor inclinado 
Neste método o condutor é curvado atingindo um ângulo de 20 graus 
no fundo do mar e 30 graus na sapata. Sonda e cabeça utilizadas são 
convencionais. A experiência tem mostrado que as dificuldades de 
cravação deste condutor são semelhantes à de um condutor reto.
C
ap
ít
u
lo
 5
Outras tecnologias 
baseadas na 
perfuração 
direcional
194
Alta Competência
Capítulo 5. Outras Tecnologias Baseadas na Perfuração Direcional
195
5. Outras tecnologias baseadas 
na perfuração direcional
5.1. Poços horizontais
Esta é uma técnica antiga (1929), mas que tem tido um grande desenvolvimento recente, depois do desenvolvimento de conjuntos orientáveis (steerable systems) de motores de fundo 
com deflexão no corpo (steerable motors w / bent housings).
Tem uma aplicação muito grande na perfuração de calcários fraturados 
verticalmente (Ex.: austin chaulk), em zonas produtoras de pequena 
espessura ou de baixa permeabilidade com o intuito de aumentar a 
área exposta à produção, para evitar a formação de cones de água 
e algumas outras aplicações. Sua vantagem é ter uma maior área 
exposta no reservatório. 
Tipos de poços horizontais
196
Alta Competência
Pontos importantes a serem considerados na perfuração de poços 
horizontais:
• Imprescindível uso de motor de fundo / LWD / MWD;
• Utilizar brocas com lug pads / proteção de calibre;
• Cuidado no dimensionamento do BHA;
• Formação de leito de cascalhos;
•	Back reaming nas manobras;
• Perfuração de poço piloto (pode ser direcional ou vertical);
• Não é possível perfilar a cabo.
Projeto KOP raso
Capítulo 5. Outras Tecnologias Baseadas na Perfuração Direcional
197
Projeto KOP profundo
O poço piloto serve para determinar profundidade do topo e da base 
do reservatório para permitir que o poço horizontal seja perfurado 
dentro do mesmo. Entretanto, não existe a garantia de que mais 
adiante o reservatório esteja na mesma profundidade do que a do 
poço piloto.
Após a perfilagem, o poço piloto é abandonado com tampão de 
cimento e é feito o sidetrack para a perfuração do poço horizontal. 
5.2. Poços multilaterais
Um poço multilateral é um poço principal com um ou mais poços 
secundários ramificados a partir deste poço principal. Ele pode ser 
um poço exploratório, de desenvolvimento ou de reentrada. Das 
centenas de poços multilaterais perfurados até hoje, a maioria tem 
sido simplesmente de poços abertos na rocha reservatório (sem 
revestimento). Muitos têm sido realizados com o intuito de reentrar 
em poços ou aumentar a produção em poços depletados. Mas um 
número cada vez maior representa novas tentativas de maximizar a 
drenagem de reservatórios.
198
Alta Competência
A perfuração, completação e posterior reentrada em poços multilaterais 
com o intuito de aumentar a produção – ao mesmo tempo em que 
se reduz o tempo e o dinheiro despendido, está se tornando cada 
vez mais comum. Porém complicações ainda persistem, bem como os 
riscos e possibilidades de falha. Na perfuração multilateral têm sido 
aplicadas as tecnologias existentes, com o auxílio de adaptações. No 
entanto novas abordagens estão sendo desenvolvidas para superar 
dificuldades técnicas, estabelecendo padrões e um vocabulário 
especializado para esse tipo de poço e suas aplicações. 
Lateral drilling
Poço multilateral
Capítulo 5. Outras Tecnologias Baseadas na Perfuração Direcional
199
Basicamente este tipo de técnica de perfuração começou a ser utilizada 
em 1953, quando um único poço foi perfurado com motor de fundo 
na antiga União Soviética. Este poço tinha 9 saídas laterais através do 
poço principal, que aumentava a área exposta na região de interesse 
em 5 vezes e meia, e a produção em 17 vezes, embora o custo tenha 
aumentado apenas uma vez em relação ao poço convencional. 
Este foi o primeiro poço verdadeiramente multilateral perfurado no 
mundo, embora outras tentativas tenham sido feitas desde a década 
de 30. Após este, 810 poços foram perfurados na União Soviética 
nos 27 anos seguintes. No Ocidente a primeira tentativa foi feita em 
um campo no Novo México em 1980, pois as operadoras evitavam 
este tipo de poço devido às dificuldades técnicas e ao grande risco 
envolvido.
Independente do nível de complexidade, poços multilaterais são 
atualmente perfurados com as tecnologias direcionais existentes. 
Apesar disto, a perfuração de poços multilaterais envolve certo 
riscos, principalmente devido à instabilidade das paredes, à questão 
da descida do revestimento e problemas relacionados com zonas de 
elevada pressão, bem como problemas de cimentação e ramificação.
Outro fator de preocupação é o alto risco de danificar as formações 
durante a perfuração e/ou completação e a dificuldade de localizar 
e permanecer na zona de interesse enquanto perfurando poços 
laterais.
A perfuração de poços multilaterais aumentou 50% nos últimos 5 
anos. Este rápido crescimento pode ser atribuído à percepção de que 
as vantagens têm superado as dificuldades associadas a este tipo de 
poço.
O posicionamento correto é fundamental na tecnologia multilateral. 
A determinação da melhor trajetória dependerá das propriedades 
do reservatório, das tensões das rochas e da geometria das zonas 
a serem produzidas. A produtividade poderá ser substancialmente 
aumentada se as laterais forem orientadas perpendicularmente a 
regiões naturalmente fraturadas, por exemplo. Por outro lado a 
200
Alta Competência
produção poderá diminuir drasticamente por gradientes de pressão 
associados a fluxos convergentes nas formações.
É mais recomendável que a perfuração e a completação sejam feitas 
a partir dos poços laterais situados a maiores profundidades, ou seja, 
no sentido ascendente. Esta prática isola os riscos nos pontos mais 
profundos e garante que eventuais problemas não prejudicarão os 
poros a serem perfurados acima.
5.2.1. Por que poços multilaterais
Por muitos anos, devido à pequena quantidade de poços multilaterias 
perfurados com sucesso, as operadoras tinham receio de adotar este 
tipo de perfuração; não havia dados suficientes que indicassem ser o 
poço multilateral o mais apropriado.
A crescente conscientização sobre a heterogeneidade dos reservatórios 
como, por exemplo, permeabilidades vertical e horizontal diferentes, 
acelerou o desenvolvimento do multilateral. À medida que esta 
técnica se consolida, as vantagens deste tipo de poço começam a se 
tornar mais evidentes. A possibilidade de explorar um reservatório a 
partir de um único ponto na superfície e com aproveitamento e uma 
instalação única é muito atraente sob o aspecto econômico.
A perfuração multilateral aumenta apreciavelmente a produtividade. 
A produção de reservatórios isolados pode ser feita através de uma 
coluna única ou separadamente, utilizando-se colunas de produção 
múltiplas. A perfuração multilateral é especificamente indicada nos 
seguintes casos:
a) Pequenos reservatórios isolados;
b) Reservatórios com óleo acima dos canhoneados já existentes;
c) Reservatórios empilhados comunicados por regiões de baixa 
permeabilidade vertical;
d) Reservatórios com fraturas naturais e/ou alta permeabilidade 
em uma única direção;
Capítulo 5. Outras Tecnologias Baseadas na Perfuração Direcional
201
e) Necessidade de injeção de água;
f) Na perfuração offshore há problemas de espaço disponível na 
plataforma para chegada de um novo poço.
Para convencer as operadoras de que esta tecnologia é viável, deve-
se provar que o aumento das reservas e/ou a aceleração da produção 
irão superaro investimento em equipamentos e tempo de sonda.
O questionamento sobre a viabilidade econômica da perfuração 
multilateral limitou essa tecnologia aos casos em que ela era a única 
forma de viabilizar a produção do campo. Por exemplo, formações 
areníticas no Colorado e Venezuela, que devido a características 
geomorfológicas, somente seriam econômicas utilizando-se a técnica 
multilateral. Também podem ser citados os arenitos lenticulares no 
oeste da África, onde um poço horizontal foi perfurado em uma 
formação mais competente acima do objetivo. Outra aplicação é 
a perfuração de ramificações em sentidos opostos para interceptar 
grupos de fraturas.
Essas aplicações têm uma configuração de reservatório ideal para 
poços multilaterais. Para essa definição, é fundamental a completa 
caracterização do reservatório.
A tecnologia de poços laterais oferece maior área exposta ao fluxo, 
reduz o risco de incerteza econômica e o número de poços necessários 
para drenar um reservatório, além de acelerar a produção. No caso de 
formações anisotrópicas em que tenha havido erro na determinação 
da direção ideal do poço, é possível aumentar a produção por meio 
dessa técnica.
Com isso aumenta-se o valor presente líquido em comparação com os 
poços horizontais simples.
Os poços multilaterais aumentam a fração recuperada em 20 a 30% 
quando comparados a poços horizontais, principalmente devido à 
maior exposição ao fluxo.
202
Alta Competência
Nesse tipo de perfuração se reduz a quantidade requerida de slots 
para se atingir os objetivos de reservatórios, bem como as dimensões 
e o custo das plataformas e equipamentos submarinos.
O uso comum da parte superior do poço contribui para reduzir 
os custos de descarte de fluido de perfuração e os cascalhos são 
gerados em menor quantidade, reduzindo-se além disso os custos de 
revestimentos de superfície e intermediário.
Os custos de desenvolvimento são menores devido à redução do 
número de poços necessários à drenagem do reservatório. Com isso, 
a eficiência de varrido, principalmente em projetos EOR, aumenta. 
Mas a maior justificativa parece ser o aumento na produtividade.
Apesar dos poços multilaterais muitas vezes serem viáveis 
economicamente, é necessário analisar o seu desempenho em termos 
de produção e comportamento de reservatórios. Atualmente estão 
sendo realizados estudos para se avaliar o desempenho dos poços 
multilaterais perfurados, em relação aos poços horizontais. Além disso 
estão sendo desenvolvidos modelos de previsão do comportamento 
dos reservatórios drenados com esse tipo de tecnologia.
Tecnicamente os poços multilaterais permitem uma drenagem mais 
rápida e eficiente dos reservatórios, possibilitando ainda a diminuição 
dos cones de gás e água. O aumento da fração recuperada muitas 
vezes elimina a necessidade de perfuração ou adaptação de poços 
para a recuperação secundária.
Outra vantagem é a obtenção de maiores informações sobre o 
reservatório, as quais permitirão um planejamento mais eficiente 
para a exploração do mesmo.
5.2.2. Níveis de complexidade
Para unificar a nomenclatura e a classificação, decidiu-se classificar 
os poços multilaterais em níveis no que concerne à conectividade, 
isolamento e acesso.
Capítulo 5. Outras Tecnologias Baseadas na Perfuração Direcional
203
A seguir é apresentada a classificação de poços multilaterais de acordo 
com a TAML (Technology Advancement Of Multilaterals Group):
a) Nível 1
A junta de nível 1 consiste essencialmente no poço principal e lateral 
sem revestimento, possuindo limitações no acesso lateral e no 
controle da produção. 
• Poço principal e lateral abertos.
• Não há isolamento hidráulico nem integridade mecânica na 
junção.
• Não há garantia de acesso a cada um dos poços.
Poço multilateral Nível 1
b) Nível 2
No nível 2 o poço principal é revestido e cimentado, porém os laterais 
permanecem a poço aberto ou com um liner, sem cimentação ou 
conexão mecânica, cujo objetivo é promover acesso integral aos 
laterais aumentando as possibilidades de reentrada.
204
Alta Competência
Este nível requer a abertura de uma janela no revestimento do poço 
principal, embora sejam utilizados com frequência revestimentos com 
janelas pré-abertas. A abertura dos poços laterais é geralmente feita 
com o auxílio de whipstock. 
• Poço principal revestido e cimentado e lateral aberto.
• Não há isolamento hidráulico nem integridade mecânica na 
junção.
• Não há garantia de acesso a cada um dos poços.
Poço multilateral Nível 2
c) Nível 3
No nível 3 têm-se tanto conectividade quanto acesso. O poço principal 
e os laterais são revestidos, porém só o poço principal é cimentado. 
Os liners dos poços laterais são ancorados no poço principal com 
o auxílio de linear hangers ou outros dispositivos de ancoragem. 
Não se garante a integridade hidráulica na junção, porém o acesso 
é garantido. Este nível garante conexões efetivas durante toda a 
vida do poço, sendo especialmente recomendado para utilização em 
formações instáveis. 
Capítulo 5. Outras Tecnologias Baseadas na Perfuração Direcional
205
• Poço principal revestido e cimentado, e lateral revestido mas 
não cimentado.
• Não há isolamento hidráulico na junção, mas há integridade 
mecânica.
• Há garantia de acesso somente ao poço lateral.
Poço multilateral Nível 3
d) Nível 4
Os poços nível 4 possuem tanto o poço principal quanto os laterais 
revestidos e cimentados na junção, o que garante a integridade 
mecânica, porém não a hidráulica. O liner lateral é cimentado no 
revestimento principal. Não há selos de pressão na interface da 
junção entre o revestimento principal e o liner lateral. 
• Tanto o poço principal quanto o lateral são revestidos e 
cimentados.
• Não há isolamento hidráulico na junção (cimento não é 
considerado isolamento hidráulico), mas há integridade 
mecânica.
• Há garantia de acesso a cada um dos poços.
206
Alta Competência
Poço multilateral Nível 4
e) Nível 5
Os poços nível 5 possuem conexão igual ao dos tipos 3 e 4, contando 
ainda com a utilização de equipamentos adicionais de completação 
para garantir um selo de pressão na junção entre o revestimento 
principal e o liner lateral. O poço principal é totalmente revestido e a 
junção é isolada hidraulicamente, com o emprego de equipamentos 
auxiliares como packers, luvas e outros dispositivos. 
• Tanto o poço principal quanto o lateral são revestidos e 
cimentados.
• Há integridade mecânica na junção, e o isolamento hidráulico 
é obtido através da coluna de produção.
• Há garantia de acesso a cada um dos poços.
Capítulo 5. Outras Tecnologias Baseadas na Perfuração Direcional
207
Poço multilateral Nível 5
Configuração para o Nível 5
f) Nível 6
Nos poços de nível, 6 utiliza-se um selo hidráulico integral na junção 
liner – revestimento principal.
208
Alta Competência
• Não há abertura de janela no revestimento do poço principal 
para a perfuração do lateral, eliminando assim a geração de 
detritos que pode ocasionar problemas.
• O revestimento do poço principal é cimentado e tem uma 
espécie de “y” na sua extremidade e, em cada perna deste “y” 
é perfurado um poço.
• O “y” é descido achatado e, para sua expansão, é preciso descer 
uma ferramenta especial.
• O poço tem de ser alargado previamente à descida do “y”.
• Fornece integridade mecânica na junção, e o isolamento 
hidráulico é fornecido pelo próprio revestimento.
• Há garantia de acesso a cada um dos poços.
Poço multilateral Nível 6
Nível 6S
• O revestimento de 20” é descido com um downhole splitter 
na sua extremidade que permite a ancoragem de 2 liners de 9 
5/8”.
• É preciso um tubing hanger que receba as duas colunas de 
produção.
Capítulo 5. Outras Tecnologias Baseadas na Perfuração Direcional
209
Poço multilateral Nível 6S
5.2.3. Sequência da instalação da junção em um poço de nível 5
Após a completação do poço principal, conecta-se ao obturador de 
sacrifício um conjunto composto do obturador multilateral, coletor 
dedetritos e disco de vidro.
a) Assentamento do obturador multilateral
O obturador multilateral tem a função de prover orientação 
permanente e ponto de ancoragem para as operações multilaterais 
que permitam a abertura e acesso ao poço lateral. Sendo assim, 
a determinação precisa da profundidade de assentamento deste 
obturador é de fundamental importância.
O coletor de detritos será instalado abaixo do obturador multilateral 
em um sub de ancoragem que será usado em conjunto com o 
obturador multilateral para recolher os detritos mais pesados que 
não sejam circulados para fora do poço durante as futuras operações 
de corte necessárias à construção da junção.
O disco de vidro será utilizado para prover o completo isolamento do 
poço principal durante as operações no poço lateral e também para 
ser uma barreira aos detritos que não forem recolhidos pelo coletor.
210
Alta Competência
Este conjunto será descido no poço com coluna de trabalho e o 
obturador será assentado com a conjunção dos esforços de tração e 
pressão interna à coluna. O obturador será testado com pressão no 
anular e a ferramenta de assentamento será liberada com rotação à 
direita e retirada do poço.
b) Abertura da janela
Com o objetivo de direcionar a janela conforme definido no projeto 
do direcional, primeiro obteremos uma leitura da orientação do 
perfil do obturador multilateral, nesta oportunidade já instalado no 
poço. Como a âncora possui um perfil complementar ao perfil do 
obturador, e a mesma é a parte inferior do conjunto ferramenta de 
desvio (whipstock) a ser descido no poço, ainda na superfície será 
feito o direcionamento relativo entre a âncora e a face do whipstock 
e o travamento das partes.
Também fazem parte do conjunto ferramenta de desvio dois “subs” 
de exclusão, um “sub” equalizador, um “sub” de controle e uma 
junta de separação de emergência. Todos instalados entre a âncora 
e o whipstock, e a broca inicial, que é pinada na parte superior do 
whipstock. Acima da broca inicial serão descidos comandos e acima 
desses, um “sub” de orientação. Este “sub” de orientação é utilizado 
para se conferir à direção que a face do whipstock tomará após o 
assentamento da âncora
Confirmando-se a orientação da face do whipstock, o pino de ligação 
entre o whipstock e a broca inicial é cisalhado com peso, liberando 
a broca para iniciar o ataque ao revestimento. Estima-se que serão 
necessários 45 minutos de operação com a broca para se abrir o furo 
inicial no revestimento.
A broca inicial então será retirada do poço e em seguida será descido 
o conjunto da broca para abertura da janela, com o tempo estimado 
de operação de aproximadamente 4 horas.
Da mesma forma, a broca para abertura da janela será substituída por 
um conjunto com função de alargar e trabalhar as bordas da janela. 
Estima-se um tempo de 2 horas de operação.
Capítulo 5. Outras Tecnologias Baseadas na Perfuração Direcional
211
c) Construção do poço lateral
Na sequência, deverá ser perfurado o build-up do poço lateral, 
revestido com liner e cimentado até o poço principal.
O liner terá todas as características básicas de um liner convencional. 
Características adicionais serão necessárias a fim de garantir o sucesso 
de operações posteriores; neste caso, alguns equipamento serão 
diferentes dos normalmente utilizados. A camisa de assentamento 
será mais curta e, assim como as três primeiras juntas de liner, terá 
conexão integral. A finalidade desta mudança é reduzir o volume de 
material a ser cortado e garantir que dentro do revestimento ficará 
um pedaço do liner que não apresentará maiores dificuldades para 
ser encamisado durante a operação de lavagem.
Uma boa cimentação no intervalo do trecho principal e nos primeiros 
metros do poço lateral tem o objetivo de garantir uma adequada 
evolução do corte do liner, que fica dentro do poço principal. 
É necessário que o cimento tenha alta resistência ao impacto, com a 
finalidade de minimizar os efeitos das vibrações do liner, decorrentes 
desta operação de corte. É importante recordar que a qualidade da 
cimentação não tem a finalidade de assegurar a vedação da junção, 
dado que o nível (isolamento hidráulico da junção) é obtido através 
de equipamentos de completação.
Após esta operação, perfura-se a seção horizontal e completa-se o 
poço com telas para a retenção de areia e um obturador de sacrifício. 
Este último obturador será utilizado com a finalidade de isolar a área 
sujeita a corrosão galvânica. 
d) Construção da junção
Dando continuidade às operações será descido um conjunto para o 
corte da parte superior do liner cimentado dentro do revestimento, 
assegurando que serão deixados no poço somente 1,5 metros de liner 
dentro do revestimento.
212
Alta Competência
Isto porque na operação seguinte será feito o encamisamento 
(washover) do pedaço remanescente de liner e do conjunto ferramenta 
de desvio (whipstock), até a altura do “sub” de controle. Neste ponto 
ocorrerá o travamento da ferramenta de lavagem com a seção lavada, 
possibilitando a recuperação de todo o conjunto instalado acima do 
obturador multilateral. 
A seguir será descida uma cesta reversa cuja finalidade será a de 
limpar todo o interior do obturador multilateral do poço principal, 
garantindo assim a instalação subsequente do desviador guia no 
obturador multilateral, que terá a função de possibilitar o acesso de 
uma nova ferramenta de limpeza no poço lateral. Com a retirada 
do desviador guia do poço, será possível proceder com a retirada 
também do coletor de detritos do poço principal. Desta forma, a 
limpeza de ambos os poços estará assegurada.
Com a retirada do coletor de detritos, o poço receberá a instalação do 
conjunto scoophead-diverter no obturador multilateral, sob o qual 
será assentada a SRT (Selective Re-entry Tool). A SRT foi projetada 
para permitir a reentrada dentro de cada braço do poço multilateral. 
Juntamente com o conjunto scoophead-diverter e o conjunto de selos 
do obturador lateral, este sistema proverá o isolamento hidráulico da 
junção. É a SRT que age como o ponto de mudança da completação 
simples acima deste ponto até a superfície e a completação dupla 
abaixo da mesma.
Um obturador de produção será instalado acima da SRT para gerar o 
ponto de ancoragem da completação superior. A rampa direcionadora, 
que pode ser descida a cabo ou tubo flexível, será assentada na SRT. 
Esta rampa é que irá direcionar o cabo ou o tubo flexível para o poço 
principal ou lateral durante as operações de intervenção sem retirada 
da coluna. Desta forma estará concluída a construção da junção.
5.2.4. Aspectos de controle de poço
Para poços multilaterais, métodos de controle de kicks requerem 
algumas precauções e medidas adicionais quando comparadas com 
os métodos de controle usados em poços convencionais.
Capítulo 5. Outras Tecnologias Baseadas na Perfuração Direcional
213
Tolerância ao kick é um importante critério na definição da 
profundidade de assentamento das sapatas de revestimento durante 
o planejamento do poço e um importante parâmetro a ser monitorado 
durante a perfuração.
O critério tradicionalmente adotado no controle e prevenção de kicks 
é o influxo máximo que permitirá o fechamento do poço sem que 
ocorra a fratura no ponto mais fraco (usualmente próximo à sapata 
do último revestimento descido).
Nos poços multilaterais, se o isolamento hidráulico na junção for 
garantido, o método poderá ser aplicado a cada um dos poços a 
serem perfurados. Caso o isolamento não seja garantido, a máxima 
pressão no anular (medida na superfície) deve ser calculada, tendo 
como referência a formação mais fraca encontrada nos poços. Outra 
particularidade que deve ser considerada é a possibilidade dos 
influxos serem provenientes de diversos poços (inclusive os poços 
estáticos já perfurados).
a) Prevenção de kicks 
Basicamente todas as técnicas utilizadas na perfuração de poços 
convencionais podem ser empregadas. Entretanto, deve-se estaratento para o fato de a perfuração multilateral frequentemene ser 
realizada com ângulos elevados e ser do tipo delgada, o que implica 
nas seguintes características:
O potencial para influxo pode ser elevado se for considerada uma 
seção inclinada e longa em regiões de hidrocarboneto.
A densidade equivalente de circulação é relativamente alta nos poços 
laterais, devido ao ângulo elevado e pequeno diâmetro. Quando 
a circulação for interrompida, a queda de pressão no fundo será 
acentuada. Por este motivo é importante a realização de flow check 
nestas ocasiões.
Quando a coluna é retirada da lateral o efeito de pistoneio pode ser 
apreciável, devido ao diâmetro reduzido, por esta razão, a reologia 
do fluido de perfuração deve ser ajustada cuidadosamente antes da 
retirada da coluna, que deve ser efetuada com velocidade controlada.
214
Alta Competência
b) Detecção de kicks 
Como no caso de poços convencionais, os indícios mais importantes 
são aumento de vazão de retorno e o aumento de volume de lama 
nos tanques. Nos poços multilaterais deve-se ter cuidado redobrado 
se existir uma tendência de perda de circulação em qualquer um dos 
poços, pois poderá ocorrer um influxo simultâneo em outro poço e o 
kick não será facilmente reconhecido. Neste caso deve ser efetuado 
um controle contínuo e rigoroso das taxas de perda de circulação, 
procedendo-se uma pronta investigação, caso haja mudança nas 
tendências monitoradas.
Caso um kick seja detectado é importante definir se o mesmo 
é proveniente do poço sendo perfurado; em muitos casos isto 
pode ser feito com base nas circunstâncias e no conhecimento das 
características do reservatório. Outros sinais podem indicar que o 
influxo é proveniente do poço sendo perfurado, dentre os quais se 
destacam:
• Aumento simultâneo na taxa de penetração;
• A pressão no choke (SICP) é maior do que a dos drill pipes 
(SIDPP), quando o poço sendo perfurado é inclinado (válido 
somente quando o kick está abaixo da junção);
• Alguns sinais podem indicar que o kick é proveniente do poço 
estático (considerando-se o influxo abaixo da junção);
• SIDPP é igual ou próximo a SICP (quando o poço sendo 
perfurado não é horizontal);
• Tanto SICP quanto SIDPP crescem durante a migração do gás, 
até que o mesmo atinja a região de junção.
c) Procedimentos de fechamento de poço
Como os poços multilaterais frequentemente têm ângulos elevados 
ou são horizontais, algumas questões devem ser ressaltadas:
Capítulo 5. Outras Tecnologias Baseadas na Perfuração Direcional
215
• Deve ser adotado o fechamento rápido para minimizar o 
volume do kick;
• A pressão no choke (SICP) será próxima ou igual à pressão 
no bengala (SIDPP), caso o influxo ocorra em uma seção com 
ângulo elevado ou horizontal. Tal comportamento é decorrente 
da pequena ou praticamente inexistente redução na pressão 
hidrostática do anular provocada pelo kick;
• Pressões de fechamento (SIDPP e SICP) iguais a zero não 
significa que ausência de kick. Em conjunto com o aumento 
de lama nos tanques, pode indicar que o influxo ainda está na 
parte horizontal do poço;
• O método convencional para determinar o tipo de fluido 
do influxo (através da estimativa de sua densidade) não deve 
ser aplicado caso o kick seja oriundo de uma seção com forte 
inclinação ou horizontal. No entanto um influxo de gás pode ser 
reconhecido pelo aumento contínuo da pressão no revestimento 
provocado pela expansão do gás quando o mesmo estiver acima 
da seção horizontal;
• Durante o período de fechamento do poço, a taxa de migração 
do gás não deve ser calculada com base no aumento de SICP, 
pois a mesma poderá ser subestimada;
• O gás não migrará caso o ângulo seja igual ou maior do que 
90°.
d) Procedimento de controle de kicks
A escolha do método de combate ao kick é similar à realizada para 
poços convencionais. Uma diferença fundamental é que se deve 
levar em conta os efeitos da pressão sobre o poço estático durante as 
operações de fechamento do poço.
No caso de perfuração de poços multilaterais, se o influxo for 
proveniente do poço estático (sem coluna de perfuração) não será 
possível realizar a troca de lama entre a junção e o ponto onde ocorreu 
216
Alta Competência
o influxo. Como conseqüência, existirá uma pressão remanescente na 
superfície após o amortecimento. Neste caso devem ser realizadas 
operações não convencionais (como bull-heading por exemplo) ou 
a coluna de perfuração deve ser deslocada até o poço estático para 
realizar a circulação e matar o poço. 
Uma alternativa mais simples é trocar a lama para uma de peso 
maior do que teria uma nova lama no método convencional. Após o 
término da circulação, a pressão na superfície deve retornar a zero, o 
que permitirá a inserção da coluna no poço estático. O procedimento 
envolve as seguintes etapas:
• Calcular a massa específica da primeira lama (e as pressões de 
bomba adequadas);
• Fazer a circulação até que esta lama retorne à superfície, 
ocasião em que as pressões SICP e SIDPP deverão ser zero;
• Retirar a coluna do poço que está sendo perfurado e inseri-
la cuidadosamente no poço onde ocorreu o influxo. À medida 
que a coluna for sendo inserida, este influxo passará pela broca 
gerando pressões na superfície. Deste modo as pressões na 
superfície deverão ser monitoradas e o poço fechado e circulado 
caso este aumento ocorra. Uma vez que o influxo acima da 
broca tenha sido circulado, o BOP pode ser aberto novamente e 
a inserção da coluna deve continuar. Este procedimento pode 
ser repetido diversas vezes até que a broca atinja o fundo do 
poço;
• Quando a coluna atingir o fundo do poço onde ocorreu o kick, 
o poço deve ser fechado e deve ser feita a circulação para trocar 
a lama por uma de menor peso específico;
• Voltar a coluna para o poço ativo e circular para trocar a lama 
para uma lama de menor peso específico (com adição de uma 
margem de segurança).
• Como nas operações descritas anteriormente, os poços ficam 
sujeitos a pressões elevadas e deve ser feita uma checagem 
Capítulo 5. Outras Tecnologias Baseadas na Perfuração Direcional
217
quanto aos eventuais riscos de fratura das formações. Caso 
seja necessário, a massa específica da primeira lama deve ser 
reduzida para o valor mínimo de segurança e haverá pressões 
remanescentes na superfície, quando do retorno da lama. Neste 
caso, deverão ser utilizadas técnicas especiais para completar o 
controle do kick.
IMPORTANTE!
 
Em alguns poços multilaterais, o revestimento tem uma 
janela pré-usinada para facilitar a posterior abertura 
lateral. Esta junta, por ter uma menor resistência, é 
um ponto fraco a ser considerado em um eventual kick 
durante a descida do revestimento. A resistência ao 
colapso desta junta será um parâmetro utilizado no 
cálculo do influxo máximo a ser admitido, que ainda 
permitirá o fechamento seguro do poço.
Kick em poço ativo
218
Alta Competência
Kick em poço estático
5.2.5. Utilização dessa tecnologia no Brasil
A perfuração de poços multilaterais, no Brasil, ainda não se 
encontra tão difundida quanto em outras regiões produtoras. Na 
Petrobras têm sido efetuados esforços no sentido de se aplicar essa 
tecnologia, identificando-se poços que possam ser substituídos por 
poços multilaterais que efetivamente, além de servir de sítio de 
aprendizagem, produzam dentro de condições técnico-econômicas 
aceitáveis.
As primeiras tentativas no sentido de utilizar essa técnica foram 
realizadas em 1998, em um poço injetor de água no campo de Voador 
e em um poço produtor no campo de Bonito.
A experiência no campo de Voador, localizado na Bacia de Campos, 
foi pioneira em sonda flutuante com lâmina d’água profunda (563 
m). O poço multilateral planejado, de junção nível 5, foi perfurado 
como alternativa à execução de poços horizontais.
O campo de Bonito, localizado na Bacia de Campos e com lâmina 
d’água em torno de 200 m, possui baixa permeabilidade associada a 
outras heterogeneidades, resultando em baixofator de recuperação. 
Um estudo realizado evidenciou uma possibilidade de reentrada em 
Capítulo 5. Outras Tecnologias Baseadas na Perfuração Direcional
219
um poço já existente, em substituição a dois poços horizontais que 
seriam perfurados para exploração do campo. As juntas realizadas 
são classificadas como nível 4.
Além dessas experiências: Campo de Congro (nível 5 – exploratório/98); 
Campo de Barracuda (nível 5 – injetor/99); Campo de Albacora (nível 
5 –produtor/99); Campo de Xaréu (produtor/99).
5.3. Poços ERW 
O poço de longo alcance (ERW - Extended Reach Well) tem como 
característica um grande afastamento entre a locação da sonda e o 
alvo. Normalmente um poço é considerado ERW quando a relação 
entre o afastamento e a profundidade vertical final é maior do que 2. 
Poço ERW
A figura a seguir mostra o esquema de dois poços, um localizado 
em águas rasas e outro em água profunda. Em geral, o KOP de um 
poço direcional deve ser estrategicamente colocado o mais perto da 
superfície ou do fundo do mar para reduzir a inclinação do poço, 
minimizando problemas de estabilidade e limpeza do poço. Desde 
que as formações rasas de poços de água profunda são basicamente 
220
Alta Competência
compostas de sedimentos fracos e inconsolidados, o posicionamento 
do KOP será mais profundo com relação ao fundo do mar para poços 
posicionados em águas mais profundas.
Poços em águas rasas e em água profunda
Outra característica encontrada em muitos reservatórios da Bacia de 
Campos está relacionada à suas profundidades que variam pouco com 
a profundidade de água. Essa característica particular da Bacia de 
Campos, juntamente com o que foi discutido anteriormente, significa 
que a inclinação do poço crescerá com aumento da lâmina de água.
5.3.1. Fatores que afetam a perfuração direcional em poços ERW 
Dentre os principais fatores que afetam a perfuração direcional em 
poços ERW, citamos:
• Gradiente de pressão de poros versus gradiente de fratura;
• Gradiente de colapse versus gradiente de fratura;
• Limpeza do poço (hidráulica de perfuração);
• ECD versus gradiente de fratura;
• Torque, drag e buckling.
Capítulo 5. Outras Tecnologias Baseadas na Perfuração Direcional
221
Neste estudo, focaremos apenas no gradiente de pressão de poros 
versus gradiente de fratura e ECD versus gradiente de fratura. 
a) Gradiente de pressão de poros versus gradiente de fratura
Desde que a densidade da água seja bem menor do que a densidade 
das rochas, é simples entender que o gradiente de sobrecarga diminui 
com o aumento da profundidade de água. Neste caso, é razoável 
assumir que o gradiente de fratura diminuirá com o aumento da 
profundidade de água e se moverá na direção do gradiente de poros, 
reduzindo a janela operacional formada por esses gradientes. Essa 
pequena tolerância entre esses dois gradientes é um sério limitante 
para perfuração direcional em águas profundas.
Gradiente de pressão de poros versus gradiente de fratura 
b) ECD versus gradiente de fratura
As perdas de carga que ocorrem no espaço anular, expresso por 
um peso de lama equivalente (ECD), podem ser um limitante para 
perfuração direcional offshore. Note que o ECD aumenta com a 
profundidade medida, enquanto o gradiente de fratura aumenta 
com a profundidade vertical. Assim, para poços com grandes 
afastamentos e em reservatórios rasos, o ECD pode se aproximar do 
gradiente, tornando-se dessa forma um limitante para o poço.
222
Alta Competência
ECD versus gradiente de fratura
5.4. Slim-hole ou microperfuração 
O termo “perfuração de poços delgados” (slim-hole drilling) pode 
adquirir significados diferentes dependendo do tipo de atividade 
realizada. Algumas companhias de petróleo usam a expressão poços 
delgados quando estão projetando poços com um número reduzido 
de revestimentos. Com isto, elimina-se a necessidade de utilização de 
um segundo conjunto de BOP, reduz-se o volume de rocha (cascalhos) 
perfurada e necessita-se de uma quantidade menor de fluido de 
perfuração e cimento.
Outras definições para poços delgados incluem poços com pequenos 
diâmetros ao final da perfuração de poços convencionais. Isto pode 
acontecer como resultado de problemas operacionais, os quais 
necessitam de um conjunto extra de revestimentos; ou na reentrada 
em poços que serão perfurados lateralmente (frequentemente, poços 
horizontais).
A perfuração de poços delgados tem sido desenvolvida por companhias 
de petróleo que estão a procura de obter, predominantemente, 
redução de custos na perfuração. Os usuários do método de perfuração 
de poços delgados esperam conseguir uma economia em torno de 
40% a 60% na perfuração exploratória.
Capítulo 5. Outras Tecnologias Baseadas na Perfuração Direcional
223
Como exemplo da economia que pode ser obtida na perfuração de 
poços delgados, podemos citar a companhia sueca Olijeprospektering 
que perfurou 93 poços delgados. Estes poços tinham o diâmetro de 
aproximadamente 2 ½” e registraram uma economia de 75% em 
relação aos métodos convencionais de perfuração. Esta economia 
se deve, principalmente, ao menor tempo para preparar a locação 
do poço, movimentação mais fácil de equipamento, redução 
da quantidade de consumíveis, menor quantidade de rejeitos e 
equipamentos menores.
A economia obtida como resultado da redução de consumíveis, 
tais como brocas, fluido de perfuração, cimento e óleo combustível 
também podem ser significantes. O volume do anular de um poço 
delgado pode ser da ordem de 6 bbl por 1 000 pés (3 litros/metro), o 
qual é um volume bem menor do que aqueles existentes na perfuração 
convencional.
A perfuração de poços delgados se adapta muito bem em locações 
que necessitem de um baixo impacto ambiental. As sondas de 
perfuração de poços delgados são ideais para perfuração em áreas 
remotas pois necessitam de uma menor movimentação de materiais 
e equipamentos.
5.4.1. Tipos de perfuração delgada
Atualmente, existem basicamente duas categorias distintas de 
perfuração de poços delgados, cada qual com suas particularidades. 
Na primeira categoria estão os poços que são perfurados usando 
brocas pequenas. Estes poços podem ter diâmetros variando de 4 
½” a 6”, sendo que ambos os diâmetros podem ser usados tanto 
em poços de exploração quanto em poços de produção. A sonda 
usada neste tipo de perfuração é uma versão reduzida de uma sonda 
convencional.
Na segunda categoria de poços delgados estão os poços perfurados 
no sistema de testemunhagem contínua, o qual é muito utilizado na 
indústria de mineração. Poços perfurados desta forma são quase que 
exclusivamente utilizados em exploração, e o diâmetro do poço pode 
chegar a 3”.
224
Alta Competência
Os poços perfurados na primeira categoria utilizam uma sonda em 
tamanho reduzido de uma sonda convencional. Algumas diferenças 
em relação à perfuração convencional podem ser citados, como por 
exemplo, o tubo de perfuração utilizado em poços delgados tem 
comprimento variando de 1 a 6 metros (no método convencional os 
tubos tem 9 metros) e possuem externamente conexões planas, as quais 
reduzem o arraste, principalmente em poços desviados. A redução 
do peso dos tubos de perfuração utilizados em poços delgados pode 
diminuir a abrasão na parede do poço, mas pode também fazer com 
que o tubo de perfuração tenha sua resistência mecânica diminuída 
(comparando com o similar usado no método convencional). A 
flambagem de tubos de pequeno diâmetro é parcialmente reduzida 
pela utilização de suportes apoiados na parede do poço.
O conjunto de fundo (BHA) é muito sensível ao peso sobre broca, 
tanto que a broca pode ser danificada. Isto pode ser um problema 
quando se está perfurando de uma plataforma flutuante, onde o 
heave pode fazer variar o peso sobre a broca. Por causa disso, os 
compesadores de movimento e os absorvedores de choque dos BHA 
requerem uma atenção especial.
Na perfuração de poços delgados, as ferramentas com cortadores fixos 
são geralmente preferidas por que podem suportaraltas velocidades 
de rotação (até 1 000 rpm comparada com o máximo de 200 rpm 
usada no método convencional).
A segunda técnica de perfuração de poços delgados, testemunhagem 
contínua, apresenta um grande potencial para obtenção de 
informação geológica a partir de testemunhos. Na indústria de 
mineração esta técnica é aplicada para verificar se uma descoberta 
contém minerais em escala suficiente para justificar sua mineração.
Em meados da década de 50, a testemunhagem contínua começou 
a ser adaptada para a indústria do petróleo. A testemunhagem 
contínua difere da testemunhagem convencional nos campos de 
petróleo. 
O testemunho passa através da coroa/arranha da ferramenta de 
testemunhagem para dentro de um barrilete de aproximadamente 
27 metros de comprimento. Uma vez que o barrilete esteja cheio, 
Capítulo 5. Outras Tecnologias Baseadas na Perfuração Direcional
225
uma ferramenta a cabo (wireline) é lançada da superfície através dos 
tubos de perfuração. A ferramenta se conecta com o barrilete, o qual 
é então puxado através dos tubos até a superfície. Outro barrilete é 
descido por dentro do tubo.
Embora o testemunho gere uma grande quantidade de informações 
litológicas, a perfilagem a cabo também pode ser realizada. Mesmo 
com os pequenos diâmetros do poço, algumas ferramentas de 
perfilagem desenvolvidas para a indústria da mineração podem ser 
utilizadas em serviços em poços delgados.
5.4.2. Algumas considerações gerais
O pequeno diâmetro do poço também pode reduzir a utilização da 
tecnologia de MWD (Measurement While Drilling). Atualmente já 
existem ferramentas de MWD, com diâmetro externo de 2”, e mais 
recentemente com diâmetro de 1 ¼”.
A chave para o desenvolvimento da área de perfuração de poços 
delgados está no fluido de perfuração. Poços delgados geralmente 
têm uma folga no anular de ½”, muito pequena quando comparada 
com a folga de 1 ½” a 9” em poços convencionais. Por causa do 
pequeno espaço anular, altas velocidades do fluido de perfuração 
são desenvolvidas no espaço anular, mesmo para baixas velocidades 
da bomba. Devido a esse fato, necessita-se da utilização de aditivos 
que ajustem a viscosidade do fluido para que as perdas de cargas 
sejam as menores possíveis.
Outra consideração a se fazer está relacionada com a rotação do 
conjunto. Quando um pequeno diâmetro de tubo é girado a 1 000 
rpm, ele age como uma centrífuga, fazendo com que os sólidos 
fiquem aderidos à superfície interna do tubo de perfuração. A 
camada de sólidos cresce gradualmente e impede o fluxo do fluído 
de perfuração. Uma solução recente para o problema da deposição 
de sólidos é a utilização de polímeros catiônicos altamente inibidos.
Na perfuração de poços delgados, o controle do peso de lama é 
fundamental para a prevenção de kicks. Estudos mostram que 2 
bbl de fluido invadindo o poço durante um kick podem ocupar 114 
226
Alta Competência
metros de comprimento em um poço delgado, enquanto que o mesmo 
volume ocuparia apenas 12 metros em poço convencional. Assim, 
apenas uma pequena quantidade de fluido é necessária para causar 
altas pressões no poço. Este fato torna muito difícil a sua detecção e 
também o tempo de reação fica muito reduzido.
Na perfuração de poços delgados, o aumento no nível de fluido nos 
tanques pode ser muito pequeno, mesmo para o detector mais sensível. 
Assim uma nova tecnologia é necessária para aumentar a acurácia 
da detecção. Por exemplo, medidores de fluxo eletromagnéticos 
têm sido aplicados com a finalidade de detectar kicks. Um medidor 
acústico de fluxo também já está disponível no mercado. 
Em plataformas flutuantes a detecção de kicks é muito mais difícil 
devido ao movimento da plataforma. Uma vez detectado o kick, o 
mesmo deve ser controlado rapidamente. Isto requer um conhecimento 
preciso da pressão no fundo do poço. Quando o fluido de perfuração 
circula dentro do poço, a pressão na cabeça aumenta por causa das 
perda de carga geradas pelo movimento do fluido dentro do espaço 
anular. O aumento aparente da densidade do fluido é chamado de 
densidade equivalente de circulação. Este não é normalmente um 
fator importante na perfuração convencional porque os diâmetros 
são grandes e as velocidades pequenas, porém em poços delgados a 
densidade equivalente de circulação se torna muito significante.
O controle da densidade equivalente de circulação através da taxa de 
bombeamento pode ajudar no controle de kicks, pois com velocidades 
menores as perdas de carga também serão menores.
Embora a perfuração de poços delgados esteja em crescimento, 
a preocupação com a segurança é um fator que inibe um rápido 
aumento dos projetos desse tipo de poço. A perfuração no mar e 
em poços muito profundos ainda não é realizada facilmente. A 
maior utilização dessa técnica dependerá do sucesso dos poços 
perfurados nos próximos anos, dos avanços obtidos nas pesquisas e 
no desenvolvimento de equipamentos e procedimentos operacionais. 
Capítulo 5. Outras Tecnologias Baseadas na Perfuração Direcional
227
5.4.3. Considerações sobre segurança de poço durante a perfuração 
de poços delgados
Existem basicamente três tópicos de relevância no controle de pressão 
em poços delgados que devem ser analisados e discutidos: perda de 
carga por fricção excessiva no espaço anular durante a perfuração e 
a circulação de um kick de gás para fora do poço; o efeito de espaço 
anular estreito nas pressões de fechamento e de circulação de um kick, 
bem como na magnitude do pistoneio em manobras; e a prevenção 
de influxos durante conexões.
a) Perda de carga por fricção no espaço anular
Devido aos anulares estreitos encontrados em poços delgados, perdas 
de carga por fricção excessivas poderão se desenvolver durante a 
circulação do fluido de perfuração. Este efeito poderá causar perdas 
do fluido de perfuração ou até mesmo fratura de formações fracas 
expostas no poço durante a circulação de um influxo ou mesmo 
durante a circulação normal do poço. Quando houver o risco de perda 
de fluido devido às pressões elevadas no espaço anular, o método de 
controle de kick deverá ser modificado para evitar que este excesso 
de pressão seja aplicado no poço.
Utilizando-se um programa de microcomputador para o cálculo de 
pressões de circulação aplicando o modelo reológico de potência. 
Foram utilizados os dados do poço 1-JOB-1-AM. Assim, o peso do 
fluido de perfuração foi de 9,2 ib/gal, a profundidade do poço de 
3 499 m, a profundidade da sapata do revestimento de 5” era de 3 
082 m, o diâmetro externo do espaço anular foi considerado como 
sendo 4,41”, 261 metros de comandos com diâmetro externo de 3 
875” (interno de 2 559”) e 3 238 metros de tubos de perfuração com 
diâmetro externo de 3,5” (interno de 2 953”).
b) Perda de carga por fricção no espaço anular em função da vazão 
de circulação.
No método convencional de controle de kick, no início da circulação 
do influxo, a pressão no choke deve ser mantida em SICP. Este 
procedimento faz com que a pressão do fundo do poço seja igual 
228
Alta Competência
à pressão da formação geradora do influxo acrescida das perdas de 
carga no espaço anular. Caso estas pressões sejam excessivas quando 
considerando o estado de pressões de fratura existente do poço, o 
método de controle de kick deve ser modificado para evitar perdas de 
circulação durante a remoção do influxo. Assim, o método modificado 
propõe que a pressão a ser mantida no choke no início da circulação 
seja (SICP-Apr), onde AP, é uma redução de pressão a ser imposta 
no choke no momento em que a bomba é ligada e a velocidade 
reduzida de circulação é estabelecida. Se Apan for maior do que SICP, 
Ap, deverá ser igual a SICP, ou seja, o choke estará todo aberto no 
início da circulação. Se Apan for menor do que SICP, então o valor 
de AP, deverá ser de no máximo Apan. Após o estabelecimento da 
velocidade reduzida de circulação com a pressão no choke indicando 
(SICP-Apr), a pressão lida no manômetro do tubo bengala (PIC) deveráser mantida até a completa remoção do gás do poço.
c) Densidade equivalente de circulação na sapata como uma função 
da vazão de circulação.
Observa-se que mesmo em condições simuladas mais críticas, a 
densidade equivalente não ultrapassa 12 bl/gal. Este valor está 
bem abaixo da pressão de absorção medida no poço de correlação 
que foi de 18,6 bl/gal na profundidade de 2 421 m. Baseando-se 
nestes resultados, pode-se concluir que, apesar das altas perdas de 
cargas calculadas para o espaço anular, um método convencional de 
controle de kick pode ser implementado no poço-exemplo, pois a 
formação tem resistência suficiente para resistir. Entretanto, durante 
a circulação do influxo, deve-se monitorar com precisão qualquer 
perda de circulação, pois sempre existe a possibilidade da existência 
de zonas abaixo da sapata com pressões de fraturas menores do que 
as do teste de absorção realizado na sapata. Caso seja confirmada 
uma perda de circulação durante o processo de circulação do influxo, 
deve-se implementar o método modificado acima descrito.
Devido à pequena área da seção transversal do espaço anular nos 
poços delgados, o influxo irá se distribuir ao longo de uma grande 
altura no interior do poço resultando em altas pressões no sistema no 
instante do fechamento e durante a circulação desse influxo. Assim, 
o volume de kick em poços delgados deve ser o mínimo possível. 
Conforme descrito por Prince e Cowell, o sistema de detecção de kicks 
da sonda deve ser capaz de detectar influxos de até 1 bbl. 
Capítulo 5. Outras Tecnologias Baseadas na Perfuração Direcional
229
Esta pressão será a máxima obtida no choke se a pressão no fundo do 
poço for mantida constante e igual à pressão da formação geradora 
do kick mais as perdas de carga por fricção que ocorrem no espaço 
anular. Para este instante, a máxima pressão no choke deve ser 
comparada com a resistência à pressão interna do revestimento de 
5”, que é de 9 120 psi (Pmáx,) após um fator de segurança de 80% 
ter sido aplicado ao valor tabelado. Para um kick inicial de 10 bbl, 
a máxima esperada é de 2 305 psi, que está bem abaixo da pressão 
limite de 9 120 psi.
Se o volume de um possível influxo for inferior a 10 bbl, não haverá 
problemas de fratura da formação ou dano ao revestimento durante 
o fechamento do poço e posteriormente durante a circulação desse 
kick. Convém destacar que volumes superiores a 10 bbl são inaceitáveis 
em poços delgados. A sonda deve estar equipada e a equipe de 
perfuração treinada para tornar o volume do kick o menor possível.
5.4.4. Pistoneio durante as manobras
Durante as manobras para retirada da coluna de perfuração ou de 
testemunhagem, deve-se exercer atenção especial quanto à geração 
de um kick devido ao pistoneio. Devido às dimensões reduzidas do 
espaço anular em poços delgados, a perda de pressão no fundo do 
poço pode ser excessiva durante a retirada da coluna. Recomenda-se 
assim acondicionar o fluido de perfuração mantendo-o com a menor 
reologia possível no instante da retirada da coluna, e manobrar a 
coluna com uma velocidade adequada. A manobra deve seguir 
um programa de enchimento do poço com a utilização do tanque 
de manobra. Deve-se fazer flow checks preventivos no início da 
manobra, na passagem da broca ou coroa pela sapata e outro antes 
dos comandos passarem pelo BOP.
5.4.5. Prevenção de kicks durante as conexões
Como as perdas de carga no anular são excessivas durante a 
perfuração, é muito provável que o kick aconteça no momento em 
que a circulação for interrompida para a conexão. Isto porque a 
formação sendo perfurada poderá estar amortecida dinamicamente, 
mas não estaticamente. Assim, torna-se imperativa uma observação 
atenta ao poço durante este período onde não há controle adequado 
do nível dos tanques.
230
Alta Competência
5.4.6. Controle de kicks em poços delgados
O controle de kicks em poços delgados é um dos principais problemas 
nestes poços. Isto ocorre devido à baixa tolerância aos influxos em 
anulares com pequena capacidade volumétrica e, portanto, a sonda 
deve ter capacidade de detectar influxos de aproximadamente 
um barril. Por outro lado as técnicas convencionais de circulação 
do kick são baseadas no fato de as perdas de carga por fricção no 
anular serem uma pequena fração da pressão total do sistema, de 
tal maneira que não sejam induzidas perdas de fluido e/ou fratura 
das formações expostas, fato que não ocorre nos poços delgados. 
Como exemplo, podemos citar que, em poços convencionais, torno 
de 90% das perdas de carga por fricção ocorrem no espaço anular 
e, portanto, deve-se usar outras técnicas para o controle de kicks em 
poços delgados.
Algumas considerações gerais sobre os kicks:
• No caso da ocorrência de um influxo no poço em questão, 
um método convencional para a circulação do influxo pode ser 
implementado, pois a pressão de fratura na sapata é elevada. 
Entretanto, durante a circulação do kick, deve-se monitorar 
com precisão qualquer perda de circulação pois sempre existe a 
possibilidade da existência de zonas frágeis abaixo da sapata. 
Se confirmada uma perda de circulação, deve-se implementar o 
método modificado apresentado;
• Com base nas pressões de poros e de fratura reportadas, é 
pouco provável que venha ocorrer fratura da sapata ou dano ao 
revestimento durante o fechamento do poço e, posteriormente, 
durante a circulação de um influxo com volume inicial menor 
do que 10 bbl. É importante destacar que a sonda deve estar 
equipada e a equipe de perfuração treinada para tornar o 
volume inicial do kick o menor possível;
• Se um kick ocorrer, é muito provável que isto aconteça no 
momento em que a circulação for interrompida para a conexão. 
Assim, uma observação atenta ao poço durante este período 
é imperativa. Caso seja observado fluxo vindo poço durante 
a conexão, deve-se fechar o poço, registrar as pressões de 
fechamento e usar um procedimento de controle de poço;
Capítulo 5. Outras Tecnologias Baseadas na Perfuração Direcional
231
• No caso da ocorrência de um influxo, sugere-se a utilização 
do método do sondador principalmente pela sua simplicidade e 
circulação imediata do influxo para fora do poço;
• Deve-se exercer cautela durante a retirada da coluna de 
perfuração ou testemunhagem do poço, pois o efeito do 
pistoneio pode ser grande em poços delgados.
5.4.7. Problemas nos poços delgados
O principal problema na circulação de um influxo em um poço 
delgado é o fato de que as perdas de carga por fricção no anular são 
grandes, mesmo nas baixas vazões de circulação usadas. Portanto, as 
simplificações feitas no método convencional que implicam em um 
acréscimo de pressão igual a Fa, podem provocar perdas de fluido e/
ou fraturas nas formações expostas. Se esta pressão adicional não for 
suficiente para gerar estes problemas, o método convencional pode 
ser usado; por outro lado, se esta for excessiva, deve-se adotar outra 
técnica para o controle do poço.
5.4.8. Efeitos da densidade equivalente de circulação (ECD)
Como as altas perdas de carga por fricção no anular durante a 
perfuração geram um sobrebalanceio substancial em adição ao 
sobrebalanceio estático, a ocasião mais propícia para a ocorrência de 
um influxo é quando as bombas são paradas, como no caso de uma 
conexão, onde a detecção do influxo é complicada, pois o nível de 
lama e as taxas de fluxo não serão constantes. Portanto, a equipe da 
sonda deve estar vigilante nestas ocasiões e o sistema de detecção 
de influxos deve ser capaz de analisar as condições do poço nestes 
períodos críticos.
5.4.9. Planejamento de controle do poço
O principal fator para o controle adequado do poço é a escolha da 
lama correta, o uso de lamas convencionais pode ocasionar:
• Perda de carga por fricção elevada no anular e, 
consequentemente, alta ECD, acima dos limites aceitáveis;
232
Alta Competência
• Os sólidos do fluido podem ser centrifugados, no interior da 
coluna de perfuração, reduzindo o diâmetro interno dacoluna 
e impedindo a recuperação dos testemunhos.
Assim novos fluidos e modelos hidráulicos mais acurados devem ser 
desenvolvidos e usados para a efetiva implementação deste método 
alternativo de controle de poço. 
5.4.10. Decidindo sobre o procedimento de controle do poço
No caso convencional as perdas de carga por fricção no anular 
servem como um pequeno fator de segurança aplicado à formação, 
entretanto se estas forem altas, a contrapressão adicional pode induzir 
a perdas de circulação. Esta é a primeira decisão a ser tomada para a 
implementação do procedimento de controle de poço. As perdas de 
carga por fricção no anular são significativas. 
Do ponto de vista do controle de poço, um poço será considerado 
como delgado se perdas de carga por fricção no anular forem críticas, 
assim o método alternativo não precisa ser usado em todas as seções 
do poço e dependendo da resistência das formações perfuradas não 
precisa ser usado em poços com geometria similar, mas em regiões 
diferentes. O método alternativo só será utilizado se houver a 
possibilidade de perdas de circulação. Caso contrário, deve-se usar o 
método convencional. 
5.4.11. Detecção do influxo
Devido à reduzida tolerância ao influxo em poços delgados, a 
capacidade de detecção destes deve ser bem acurada. Os dois 
principais parâmetros de detecção são o aumento do nível de lama e 
da vazão. Usualmente há quatro sistemas separados de monitoração:
• Medidores de vazão;
• Sensor do nível de lama;
• Sensor do nível de lama da equipe de mud logger; 
Capítulo 5. Outras Tecnologias Baseadas na Perfuração Direcional
233
• Tanque de manobra.
a) Sensor do nível de lama
É um sistema capaz de detectar variações de 1bbl no nível de lama.
b) Sensor do nível de lama da equipe de mud logger 
É um sistema capaz de detectar variações de 1bbl no nível de lama
c) Tanque de manobra
É um sistema capaz de detectar variações de 1 bbl no nível de lama.
A variação da vazão e a flutuação do nível de lama naturais podem 
ser maiores do que o nível de detecção de influxo requerida, isto 
pode mascarar um influxo principalmente durante as conexões.
5.4.12. Procedimentos na conexão
Devido aos problemas que podem surgir durante as conexões, citados 
anteriormente, sugere-se um procedimento para a execução das 
conexões:
• Quando a rotação for parada (remove-se as perdas friccionais 
devido à rotação), deverão ser observados a vazão e o nível dos 
tanques;
• Dirija a circulação diretamente para o sistema ativo da sonda 
(remove-se as perdas friccionais devido à circulação) e observe a 
vazão e o nível dos tanques;
• Pare a circulação e observe o fluxo do poço;
• Se o fluxo do poço for zero e o nível dos tanques move-se 
como esperado, poderá ser feita a conexão.
234
Alta Competência
5.4.13. Utilização no Brasil
Buscando a redução de custo em projetos de perfuração exploratórios, 
especialmente em regiões remotas, surgiu a perfuração de poços 
delgados. Na Amazônia, Brasil, esta técnica foi aplicada a partir de 
1993, com redução de materiais, de transportes por helicópteros e 
ganhos nos tempos de perfuração. Após a perfuração de mais de 
20 poços delgados, na Amazônia, e a comparação dos resultados 
com a perfuração convencional, a conclusão é pela aplicabilidade 
desta técnica na área, e em área similares, com redução no tempo e 
economia de até 20% no custo.
Na região amazônica, onde se emprega sondas helitransportáveis 
em prospectos exploratórios pioneiros, e onde o custo de poços de 
diâmetros convencionais chega a US$ 6 milhões, essa linha de projeto 
se mostrou aplicável.
Chegou-se à conclusão de que o rendimento de perfuração é melhor 
nos poços delgados até 2 700 m, em até 13%, mas é praticamente o 
mesmo nos poços mais profundos, de mais de 3 000 metros.
O consumo de materiais de fluidos de perfuração tem grande redução 
nos poços delgados, tanto em peso quanto em custo, chegando até 
cerca de 50%
Não há redução de consumo de revestimento nos poços delgados, 
mas há grande acréscimo no custo, pelo uso de conexões delgadas 
mais caras. Há grande redução também de consumo de materiais 
de cimentação nos poços delgados, que não chega a ser muito 
significativa no custo, mas tem um grande significado no transporte 
aéreo.
Nos poços delgados há redução do transporte aéreo que chega em 
torno de 20%. Há redução de custos entre 6 a 21%
Portanto chega-se a conclusão que a perfuração de poços delgados em 
áreas remotas, na Amazônia, possibilita melhorias de rendimento, que 
juntamente com reduções no consumo de materiais e no transporte 
aéreo leva a redução de custos. 
Capítulo 5. Outras Tecnologias Baseadas na Perfuração Direcional
235
5.5. Poços HPHT 
Poços de alta pressão e alta temperatura (HPHT) são definidos como 
aqueles cuja temperatura estática no fundo do poço é maior do que 
300 °F e que a máxima pressão esperada na superfície é maior do que 
10 000 psi, ou que o máximo gradiente de pressão esperado seja de 
0,8 psi/pé (lb/gal).
Observe as características dos poços HP/HT.
HP  P > 10 000 psi 
• Gradiente Hidrostático 8,9 ppg (100 000 ppm NaCl)
• Poço cheio de gás  r ~ 2 ppg 
• D = 10000/[(8,9-2)*0,1706] ~ 8 495 m
• D ~ 8 500 m (profundidade) 
HT T > 300 0F ou 150 0C
• Gradiente Geotérmico Normal ~300C/km
• Dmar = (150-20)/30 ~ 4 300 m (esp. de sedimentos) 
• Dterra (150-4)/30 ~ 4 860 m (esp. de sedimentos) 
5.5.1. Evolução Tecnológica
Poços com as características HPHT vêm sendo perfurados desde o final 
dos anos 70 no GM, e inicio dos 80 no MN. Em setembro de 1988, 
ocorreu um blowout na SS Ocean Odissey, causando mortes e a perda 
da sonda. Devido a isso o UK Department of Energy baniu o teste e a 
perfuração desses poços no MN. Como resultado, o Offshore Operators 
Association e o Institute of Petroleum (UK) foram encarregados de 
consolidar a experiência e regulamentar a perfuração e teste desses 
236
Alta Competência
poços. A publicação dessa regulamentação criou a classificação HTHP 
e a perfuração desses poços foi reiniciada em 1992. 
Áreas HPHT no mundo
Experiências HPHT no mundo
Capítulo 5. Outras Tecnologias Baseadas na Perfuração Direcional
237
Comparando-se um poço HPHT com um poço normal temos:
• Tempo de perfuração 30% maior;
• Tempo perdido 3 vezes maior;
• Frequência maior de kicks (2 por poço);
• Prisão de coluna 30% maior.
ATENÇÃO
 
Um poço HPHT requer: projeto específico, procedimentos 
específicos e equipamentos especiais. 
5.5.2. Principais Problemas com poços HPHT
Os principais problemas envolvendo poços HPHT são:
• Identificação da zona de transição;
• Quantificação das PP e PF e das temperaturas; 
• Posicionamento das sapatas;
• Revestimentos:
• Maior número de revestimentos para atingir objetivos;
• Descida de diâmetros não convencionais;
• Critérios de dimensionamento.
238
Alta Competência
• Diversos alargamentos;
• Cimentação:
• Pastas pesadas;
• Anular restrito;
• Poços profundos.
• Previsão de fluidos produzidos (H2S, CO2, gás);
• Projeto dos fluidos de perfuração e avaliação;
•	Ballooning Effect / Breathing Formation. 
5.5.3. Principais desafios de poços HPHT em águas profundas
A imagem seguinte apresenta os principais desafios a serem superados 
por poço HPHT em águas profundas.
Capítulo 5. Outras Tecnologias Baseadas na Perfuração Direcional
239
Principais desafios de poços HPHT em águas profundas
5.5.4. Projetos de poço HPHT
A determinação das profundidades de assentamento das sapatas das 
colunas de revestimento é um item importante do projeto de um poço 
de petróleo. Muitos aspectos, tais como, litologia, presença de zonas 
de pressão anormal de poros e de perda de circulação, ocorrência 
de gases rasos, perfis de poços direcionais e regulamentações 
são considerados nesta determinação. Recentemente, aspectos 
envolvendo controle de poço foram também incluídos nesse processo 
de determinação através da utilização de conceitos, como o de 
240
Alta Competência
tolerância ao kick, principalmente,em poços críticos como os HPHT. 
A introdução destes conceitos no projeto de poço torna a perfuração 
mais segura. 
Na imagem seguinte pode ser observado um fluxograma básico de 
um projeto de poço HPHT.
Fluxograma básico de um projeto de poço HPHT
5.5.5. Aspectos envolvendo controle de poço
A seguir serão listados os aspectos envolvendo controle de poço.
a) Critério de segurança
•	Kick tolerance (10/20 Bbl);
• Margem de over pull;
•	Overbalance (0.2/0.5 ppg > PP)
• Controle de Kick;
Capítulo 5. Outras Tecnologias Baseadas na Perfuração Direcional
241
• KT permite 
• Método do Sondador
• KT não permite 
•	 Bullheading
•	 Stripping
b)Tolerância ao Kick
O conceito de tolerância de kick pode ser entendido como a 
capacidade do poço de resistir ao estado de pressão gerado no seu 
interior, no momento do fechamento, sem fraturar a formação mais 
fraca exposta. Normalmente é considerado que a formação logo 
abaixo da sapata é o ponto mais frágil do poço. Existem muitas 
definições de tolerância de kick disponíveis na indústria de petróleo. 
A Petrobras adotou a seguinte:
Tolerância ao Kick é a máxima pressão de poros, expressa em 
massa específica equivalene (pkt), tal que, ocorrendo um kick com 
determinado volume (comprimento Lk), a certa profundidade (D), e 
com a lama existente (pm), o poço poderá ser fechado sem fraturar 
a sapata.
Ela é matematicamente expressa pela equação:
Onde D e Dcs são expressos em metros e são respectivamente a 
profundidade do poço e a profundidade da sapata do revestimento. 
Pf e pm são respectivamente a massa específica equivalente à pressão 
de fratura da formação na profundidade Dcs e a massa específica do 
fluido de perfuração, ambas em lb/gal. 
242
Alta Competência
O comprimento do kick “lk”, em metros, é calculado dividindo o seu 
volume pela capacidade do anular no qual o kick está contido. Pk é a 
massa específica do kick em lb/gal.
Em situações nas quais o topo do influxo está acima da sapata do 
revestimento no instante do fechamento do poço, a tolerância do 
kick é dada por:
b) Margem de pressão de poros
Outro conceito adotado pela Petrobras é a margem de pressão de 
poros. A sua definição é mostrada abaixo:
Margem de Pressão de Poros (∆ρkt ) é a diferença entre a tolerância 
de kick (pkt) e a pressão de poros (pp), ambas calculadas ou avaliadas 
na profundidade D.
A margem de pressão de poros é útil no acompanhamento da 
perfuração do poço para estabelecer se ela está segura. Quando esta 
margem cair abaixo do valor mínimo (0,5 lb/gal é o mais aceito na 
indústria do petróleo), pode-se considerar a descida de uma coluna 
de revestimento.
Abaixo é apresentado um exemplo de aplicação desses dois conceitos.
Para cada um dos quatro cenários de pressões de poros de formação 
produtora, que poderão ser encontrados na tabela mostrada abaixo, 
pode-se determinar se haverá kick ou não. Havendo kick, determinar 
 
Pkt = Dcs. (pf-pk)+ pk
---------
D
 
Fórmula: ∆ρkt = ρkt - ρp 
Capítulo 5. Outras Tecnologias Baseadas na Perfuração Direcional
243
se o poço pode ser fechado sem fraturar a formação na sapata do 
revestimento. A tolerância ao kick, calculada na profundidade da 
formação produtora, é 11,9 lb/Gal, e a massa específica do fluido 
utilizado é de 9,9 lb/gal.
Solução: 
Cenários
Pressão de 
poros
Haverá Kick 
(?)
Haverá fra-
tura (?)
pkt
I 9,0 NÃO NÃO 2,9
II 10,0 SIM NÃO 1,9
III 11,0 SIM NÃO 0,9
IV 12,0 SIM SIM -0,1
c) margem de segurança ao kick
O último conceito adotado foi a margem de segurança ao kick. A sua 
definição é a seguinte:
Margem de Segurança ao kick é a diferença entre a massa específica 
equivalente estimada para a fratura ou absorção na sapata (pt) e 
a máxima massa específica equivalente nela atuante (peq, es) no 
fechamento do poço.
d) Metodologia para determinação da profundidade de assentamento 
da sapata usando conceitos de tolerância ao kick
 
Fórmula: ∆ρksm = ρf - ρeq, cs 
244
Alta Competência
Aqui será apresentada uma metodologia de cálculo para determinação 
da profundidade de assentamento da sapata, baseada no estado 
de pressões no poço após o seu fechamento na ocorrência de um 
kick. Esta metodologia considera a seleção das profundidades de 
assentamento partindo do fundo do poço para a superfície. 
A metodologia usa equações para definir a pressão equivalente 
na sapata como função da sua profundidade de assentamento, 
utilizando-se a pressão de poros ao término da fase. Através da 
manipulação algébrica, esta pressão equivalente pode ser expressa 
em termos de massa específica equivalente.
Para situações em que o topo do kick está abaixo da sapata, utiliza-se 
a seguinte equação:
Fórmula 1:
A rearrumação dessa equação produz a fórmula para a pressão 
equivalente na sapata a ser usada quando o topo do kick está acima 
da sapata, isto é, no interior do revestimento. Ela é expressa por:
Fórmula 2: 
Uma vez que o projeto é executado de baixo para cima, D representa 
a profundidade final de certa fase do poço; pp é a massa específica 
equivalente à pressão de poros nessa profundidade; pm é a massa 
específica do fluido de perfuração ao final da fase; Lk é a altura 
do kick definida pelo projetista; e pk é a massa específica do kick 
assumida estar entre 1 e 3 lb/gal. 
Capítulo 5. Outras Tecnologias Baseadas na Perfuração Direcional
245
Estas equações permitem estabelecer a pressão equivalente (em termos 
de massa específica equivalente) como função da profundidade de 
assentamento da sapata, Dcs, para cada fase do poço. Uma margem 
mínima de segurança ao kick é adicionada a estes valores para 
compará-los com a curva de massa específica equivalente à pressão 
de fratura. A interseção destas duas curvas define a profundidade 
mais rasa para o assentamento da sapata a uma determinada fase 
do poço. Esta metodologia está mostrada de forma resumida no 
seguinte procedimento sequencial:
• Para a profundidade final de certa fase do poço (D), encontrar a 
pressão de poros nessa profundidade e definir a massa específica 
do fluido de perfuração e a altura e a massa específica do kick;
• Adicionar ao valor calculado, na fórmula 2, uma margem de 
segurança do kick mínima;
• Encontrar pf na profundidade Dcs da curva de massa específica 
equivalente à pressão de fratura;
• Comparar os dois valores de massa específica equivalente 
calculados nas fórmulas 1 e 2.
Se eles forem iguais, o valor assumido de Dcs é a profundidade mais 
rasa para o assentamento da sapata. Se não forem, assumir outro 
valor para Dcs e repetir o processo até as duas massas específicas 
convergirem.
Este procedimento foi implementado em um programa de 
microcomputador para utilização em ambiente Windows. O 
programa lê os dados de pressão de poros e pressão de fratura de 
um arquivo chamado tolkick1.txt
246
Alta Competência
A figura abaixo ilustra o uso deste aplicativo no projeto de um poço. 
A imagem mostra os dados de projeto apresentados por duas curvas 
(a curva da esquerda é a de pressão de poros e a da direita é a de 
pressão de fratura), as curvas de pressão equivalente com a margem de 
segurança do kick mínima incluída para as três fases em consideração 
e as profundidades de assentamento das sapatas dos revestimentos 
de 7”, 9 5/8” e 13 3/8” calculadas para os parâmetros mostrados na 
tabela dos dados de entrada mostrada a seguir. É importante notar 
que as curvas de pressão equivalente possuem duas inclinações devido 
a utilização de duas equações diferentes. 
Leitura de dados de pressão de poros e pressão de fratura feita por 
programa de microcomputador
Capítulo 5. Outras Tecnologias Baseadas na Perfuração Direcional
247
Tabela de parâmetros
5.5.6. Avaliação da temperatura
SIGEO
LDA < 70 m
Profundidade < 5 000 m 
126 Poços
329 Temperaturas Extrapoladas
248
Alta Competência
Gradiente geotérmico – bacia potiguar
Os efeitos das altas temperaturas são:
• Altera propriedades da lama:
• Viscosidade = f (DT);
• Densidadeexpansão térmica x compressibilidade.• Formação de hidratos; 
• Crescimento da Pressão no Anular (APB);
• Projeto da cimentação; 
• Movimentos e tensões na tubulação;
• Flambagem na coluna;
• Redução da resistência da tubulação; 
Capítulo 5. Outras Tecnologias Baseadas na Perfuração Direcional
249
• Limite de Escoamento = f (DT);
• Limita disponibilidade de equipamentos;
• Eletrônicos e elastômeros;
• Dificulta a detecção de kicks.
5.5.7. Avaliação das geopressões
Geopressões são pressões e tensões atuantes na matriz rocha.
Gradiente de Sobrecarga αov) é a pressão total das camadas sobrepostas 
+ fluidos.
σov = ∫ρf*dz = ∑ ρf*Dz*0,1706.
ρf  obtido do perfil densidade ou indiretamente do sônico.
Gradiente de sobrecarga
250
Alta Competência
Gradiente de sobrecarga
a) Pressão nos poros
Pressão de poros é a pressão do fluido contido nos poros da rocha.
Pressão nos poros
Capítulo 5. Outras Tecnologias Baseadas na Perfuração Direcional
251
A pressão nos poros pode ser prevenida com métodos tradicionais:
• A partir de perfis sônicos, resistividade, ou sísmica;
• Pressões anormais obtidas a partir de desvios dos dados em 
relação a um trend de compactação normal.
Esses métodos:
• São aplicáveis apenas a folhelho;
• Identificam apenas sobrepressões ligadas ao aumento da 
porosidade;
• Não identificam mecanismos como arenitos inclinados, 
transferência lateral de pressão ou efeito bouyancy.
b) Sobrepressão ou pressão anormalmente alta
São pressões anormalmente altas, mais elevadas do que a pressão 
hidrostática.
Sobrepressão ou pressão anormalmente alta
252
Alta Competência
c) Pressão de fratura
A pressão de fratura é a que leva à falha da rocha por tração. 
Gradiente de fratura
A avaliação das geopressões é fundamentas para perfurar um poço 
com segurança:
• Sem causar instabilidades das formações (colapso, fratura, 
ballooning);
• Sem permitir influxo de fluidos da formação (água, óleo e gás);
• Otimização do projeto do poço. 
5.5.8. Revestimento
a) Revestimento de produção
Considera-se que o poço irá produzir através de uma coluna de tubings 
no seu interior. Este poço será considerado cheio de fluido produzido 
com um furo no tubing junto à cabeça do poço, permitindo que com 
isso a pressão da formação seja transmitida para o topo do fluido de 
completação, exceto a hidrostática do fluido produzido no poço. 
Capítulo 5. Outras Tecnologias Baseadas na Perfuração Direcional
253
Em poços com H2S, dependendo da concentração desse gás e da 
temperatura, devem ser tomados cuidados para evitar corrosão sob 
tensão.
Nos poços com H2S & CO2, devem ser seguidos os parâmetros de poço 
necessários para simulação:
• Temperatura estática do reservatório;
• Pressão estática do reservatório;
• Pressões de fluxo;
• Teor de H2S; 
• Teor de CO2; 
• Análise da água da formação ou da água que será produzida 
ou conduzida junto com os HC contendo pelo menos:
• Teor de cloretos (cl-);
• Teor de bicarbonatos;
• Teor de acetatos. 
Após definidas as colunas de revestimentos que irão compor o 
poço, efetuar a verificação do efeito do aquecimento de fluidos em 
anulares confinados, admitindo que os esforços de colapso ou pressão 
interna, em cada coluna de revestimento poderão aumentar devido 
à dilatação térmica dos fluidos entre os revestimentos.
Em poços profundos, com temperatura estática de fundo superior a 
350 °F, deve-se considerar o efeito da redução do limite de escoamento 
na resistência dos tubos
254
Alta Competência
De posse da temperatura do poço e do grau do aço definido no 
dimensionamento, consultar o CENPES/PDEP/TEMEC para saber qual 
o valor da redução de resistência que o material sob análise irá sofrer, 
e assim, avaliar a necessidade de revisar o dimensionamento para 
compensar a perda de resistência mecânica com a temperatura
Resistência dos tubos
ATENÇÃO
 
Poços de gás requerem tubulações com conexões que 
providas vedação metal-metal.
O controle do torque de aperto também é essencial para não 
ocasionar danos às conexões. Por isso, deve-se ter uma maior garantia 
de aplicação do torque recomendado pelo fabricante.
Capítulo 5. Outras Tecnologias Baseadas na Perfuração Direcional
255
 
Controle do torque de aperto
5.5.9. Cimentação
Em geral, Zonas HTHP são profundas, necessitando de pastas de alta 
densidade e alta viscosidade. Nesse sentido, a cimentação tem como 
objetivo:
• Garantir isolamento das zonas HTHP para facilitar a avaliação 
das zonas;
• Desenvolver boas práticas de cimentação e um projeto 
cuidadoso da pasta de cimento;
• Garantir uma boa aderência entre formação/cimento/
revestimento, removendo a lama.
Para isso é fundamental:
• Ter conhecimento da BHCT e do perfil de temperatura;
• Obter propriedades reológicas HT da pasta (lab test); 
• Usar simuladores para avaliar densidade equivalente de 
circulação (DEC). Ex.: CemCADE / Dowell; 
256
Alta Competência
• Garantir uma boa cimentação primária do revestimento de 
produção.
5.5.10. Novas tecnologias envolvendo poços HPHT
As novas tecnologias para HPHT são:
•	Mud Cooler;
• MPD;
• Turbina + broca impregnada; 
• Fluido à base de acetal; 
•	Continuum Circulation System (CCV);
•	Continuum Circulation Valve (CSV);
•	Expandable Casing / Liner.
Exercicios
257
1. Quais são os tipos de fluidos de perfuração existentes?
_______________________________________________________________
_______________________________________________________________
_______________________________________________________________
_______________________________________________________________
________________________________________________________________
2. Quais são os dois tipos de aditivos existentes?
_______________________________________________________________
_______________________________________________________________
_______________________________________________________________
_______________________________________________________________
________________________________________________________________
3. Quando um poço é considerado direcional?
_______________________________________________________________
_______________________________________________________________
_______________________________________________________________
_______________________________________________________________
________________________________________________________________
4. Quando um poço é considerado vertical?
_______________________________________________________________
_______________________________________________________________
_______________________________________________________________
_______________________________________________________________
________________________________________________________________
5. Quando uma inclinação é considerada ótima e boa?
_______________________________________________________________
_______________________________________________________________
_______________________________________________________________
_______________________________________________________________
________________________________________________________________
Exercícios
258
Alta Competência
6. Liste as aplicações dos poços direcionais.
________________________________________________________________
________________________________________________________________
________________________________________________________________
________________________________________________________________
________________________________________________________________
7. Quais são os 3 tipos de perfil de poços direcionais?
________________________________________________________________
________________________________________________________________
________________________________________________________________
________________________________________________________________
________________________________________________________________
8. Defina sistema rotary steerable.
________________________________________________________________
________________________________________________________________________________________________________________________________
________________________________________________________________
________________________________________________________________
9. Quais são os métodos utilizados para calcular a trajetória direcio-
nal?
________________________________________________________________
________________________________________________________________
________________________________________________________________
________________________________________________________________
________________________________________________________________
10. Marque a alternativa incorreta:
a) Os fluidos base água são mais utilizados por serem:
( ) Mais baratos.
( ) Mais abundantes na natureza.
( ) Menos agressivos ao meio ambiente. 
( ) Fluido base éster.
Exercicios
259
b) Os fluidos não-aquosos também são conhecidos como fluidos de 
emulsão inversa. Fazem parte da classificação desses fluidos os men-
cionados baixo, exceto:
( ) Fluido base óleo diesel – fora de uso;
( ) Fluido base clorita;
( ) Fluido base éster;
( ) Fluido a base glicol.
c) São problemas causados com os fluidos durante a perfuração, exceto:
( ) Perda de circulação ou perda de retorno.
( ) Prisão da coluna.
( ) Perda de circulação parcial ou total.
( ) Viscosidade.
d) Quanto à finalidade, um poço de petróleo não pode ser classifica-
do em: 
( ) Poço exploratório, explotatório e poço especial.
( ) Poço profundo, poço raso e poço de profundidade média.
( ) Poço explotatório, poço exploratório e poço especial.
( ) Poço especial, poço explotatório e poço exploratório. 
e) Quanto à profundidade final, os poços de petróleo não podem ser 
classificados em:
( ) Poço raso, poço de profundidade média e poço profundo. 
( ) Poço profundo, poço raso e poço de profundidade média.
( ) Poço de profundidade média, poço raso e poço profundo.
( ) Poço convencional e micropoço.
260
Alta Competência
f) Quanto à direção, os poços não podem ser classificados em: 
( ) Poço raso, poço de profundidade média e poço profundo.
( ) Poço vertical, direcional, horizontal e radial. 
( ) Poço radial, direcional, horizontal e vertical.
( ) Poço horizontal, vertical, radial e direcional.
g) Quanto ao diâmetro, os poços não podem ser classificados em:
( ) Convencional e micropoço.
( ) Poço vertical, direcional, horizontal e radial.
( ) Micropoço e convencional.
( ) NDA.
h) São vantagens da técnica UBD, exceto:
( ) Aumento do fator de recuperação.
( ) Diminuição da vazão de produção. 
( ) Menores custos de estimulação. 
( ) Identificação imediata de hidrocarbonetos.
i) Os métodos de perfuração sub-balanceada podem ser realizados:
( ) De acordo com o tipo de sonda.
( ) De acordo com o equipamento de superfície.
( ) De acordo com o sistema de injeção do gás.
( ) De acordo com a verticalidade do poço. 
Exercicios
261
j) São tipos de separadores, exceto:
( ) Separador esférico.
( ) Separador horizontal.
( ) Separador oval.
( ) Separador vertical.
k) Quanto ao raio de curvatura, os poços direcionais não podem ser 
classificados em:
( ) Raio convencional, ERD e S-ERD. 
( ) Raio curto, raio longo e raio médio.
( ) Raio médio, raio curto e raio longo.
( ) Raio longo, raio médio e raio curto.
l) Quanto ao afastamento, os poços direcionais não podem ser clas-
sificados em:
( ) Convencional, ERD e S-ERD. 
( ) ERD, S-ERD e convencional.
( ) Raio médio, raio curto e raio longo.
( ) S-ERD, ERD e convencional. 
m) Dentre os fatores citados abaixo, qual é o que não afeta a perfu-
ração direcional em poços ERW:
( ) Gradiente de pressão de poros versus gradiente de fratura.
( ) Salinidade.
( ) Limpeza do poço (hidráulica de perfuração).
( ) ECD versus gradiente de fratura.
262
Alta Competência
11. Complete as lacunas com os termos disponíveis.
sub-balanceado (underbalanced) – massa específica – fire float e 
fire stops – filtrado – mud logger – salinidade – reologia – separa-
dores – sensor do nível de lama – tanque de manobra – balance-
ado (balanced) – compressores – sobrebalanceado (overbalanced) 
– BOP rotativo – reboco – selos mecânicos rotativos – Float subs – 
mud logger – viscosidade
a) A __________________________ é usualmente expressa em lb/gal (li-
bra por galão).
b) A propriedade do fluido que sofre maior influência das va-
riações de temperatura e pressão em um poço é denominada 
__________________________. 
c) A __________________________ trata da deformação e do escoa-
mento dos fluidos quando submetida à ação de uma força.
d) O __________________________ é o volume de líquido (filtrado) co-
letado numa proveta durante 30 min, a uma pressão de 100 psi. 
e) O material que fica depositado na parede do poço devido à per-
da do fluido em frente às formações permeáveis é chamado de 
__________________________ .
f) A __________________________ está diretamente relacionada à ini-
bição do fluido.
g) Quando a coluna hidrostática de fluidos é igual à pressão da for-
mação perfurada diz-se que o poço está __________________________.
h) Quando a coluna hidrostática de fluidos é menor do que a pressão 
das formações, diz-se que o poço está __________________________.
i) Fala-se que o poço está __________________________ quando a co-
luna hidrostática de fluidos é maior do que a pressão da formação 
perfurada de forma a impedir que os fluidos da forma venham a in-
vadir o poço, mesmo quando há uma parada da circulação do fluido,
Exercicios
263
j) Os __________________________ são utilizados em operações de per-
furação sub-balanceada como uma alternativa ao bombeio de nitro-
gênio líquido.
k) Eles são classificados de acordo com seus propósitos, duas fases 
(líquido-gás), três fases (líquido-gás-sólido) ou quatro fases (líquido-
óleo-gás-sólidos). São os chamados __________________________.
l) O __________________________ é usado em conjunto com o BOP 
convencional, e pode suportar uma pressão de até 1 500 psi no anu-
lar, na superfície, quando perfurando com ar, gás, névoa, ou fluidos 
leves.
m) Eles aumentam a vida dos elementos rotativos. São os chamados 
__________________________.
n) __________________________ ou drill string floats são válvulas co-
locadas ao longo da coluna de perfuração para impedir o refluxo do 
fluido de perfuração durante uma manobra ou conexão, aumentan-
do a segurança da operação.
o) As válvulas usadas em perfuração com ar e que fecham a coluna de 
perfuração, impedindo o fluxo do fluido de perfuração para o fundo 
do poço são chamadas __________________________.
p) O sistema capaz de detectar variações de 1bbl no nível de lama é 
denominado __________________________.
q) O sensor do nível de lama da equipe de __________________________ 
é um sistema capaz de detectar variações de 1bbl no nível de lama.
r) O sistema capaz de detectar variações de 1 bbl no nível de lama é 
chamado de __________________________.
264
Alta Competência
12. Identifique as técnicas de perfuração nas imagens abaixo:
D
rillin
g
 Flu
id
 Flo
wFormation Oil & Gas Flow
Oil & Gas Flow
Fines
Production
Drilling
Filter
FluidFluid
Fl
u
id
Leakoff
Fracture
Fines
Migration
Formation
Fines
Production
Fracture
D
rillin
g
 Flu
id
 Flo
w
_______________________
D
rillin
g
 Flu
id
 Flo
wFormation Oil & Gas Flow
Oil & Gas Flow
Fines
Production
Drilling
Filter
FluidFluid
Fl
u
id
Leakoff
Fracture
Fines
Migration
Formation
Fines
Production
Fracture
D
rillin
g
 Flu
id
 Flo
w
_______________________
13. Relacione as características apresentadas na primeira coluna com 
as técnicas de perfuração direcional: 
( 1 ) São poços com pequenos diâme-
tros ao final da perfuração de 
poços convencionais. 
( ) Poços HPHT
( 2 ) Tem uma aplicação muito gran-
de na perfuração de calcários 
fraturados, em zonas produto-
ras de pequena espessura ou 
de baixa permeabilidadecom o 
intuito de aumentar a área ex-
posta à produção, para evitar 
a formação de cones de água e 
algumas outras aplicações. Sua 
vantagem é ter uma maior área 
exposta no reservatório.
( ) Poços multilaterais
Exercicios
265
( 3 ) São definidos como aqueles cuja 
temperatura estática no fundo 
do poço é maior do que 300 °F e 
que a máxima pressão esperada 
na superfície é maior do que 10 
000 psi, ou que o máximo gra-
diente de pressão esperado seja 
de 0,8 psi/pé (lb/gal).
( ) Poços horizontais
( 4) É um poço principal com um ou 
mais poços secundários ramifica-
dos a partir deste poço principal. 
Ele pode ser um poço explorató-
rio, de desenvolvimento ou re-
entrada. 
( ) Slim-hole ou micro-
perfuração
( 5 ) Tem como característica um 
grande afastamento entre a lo-
cação da sonda e o alvo. Nor-
malmente um poço é considera-
do desse tipo quando a relação 
entre o afastamento e a profun-
didade vertical final é maior do 
que 2.
( ) Poços ERW
266
Alta Competência
14. Identifique os níveis de complexidade dos poços multilaterais 
abaixo.
________________________________
________________________________
________________________________
Exercicios
267
________________________________
________________________________
________________________________
268
Alta Competência
________________________________
Glossário
269
Baffle plate – aranha; Batente e centralizador para o barrilete do instrumento de 
registro direcional.
Bent housing – corpo de motor de fundo, que tem uma pequena deflexão, na 
altura da junta universal, diminuindo ou eliminando a necessidade de usar um 
bent sub.
Bent sub – é um sub torto usado na operação com motor de fundo.
BHA – Botton Hole Assembly, composição de fundo.
Build-up – seção de crescimento de inclinação do poço com o aumento da 
profundidade.
Chaveta – batente no orient-sub ou no bent orient sub em que encaixa o mule 
shoe, alinhado o barrilete com fase da ferramenta de forma a podermos orientá-la. 
Também chamamos de chaveta o rasgo causado na parede do poço, pela coluna de 
perfuração, em um trecho com dog leg alto.
Dip angle – valor que indica a intensidade da interferência magnética da coluna de 
perfuração sobre o campo magnético terrestre.
Dog leg – resultado de uma mudança na trajetória do poço.
Dog leg severity – é a medida do dog leg, calculada para espaçamento padrão de 
100 pés ou 30 metros. 
Drag – arraste da coluna de perfuração devido ao atrito desta contra a ferramenta 
defletora.
Ferramenta defletora – ferramenta utilizada para desvio do poço.
Heat shield – protetor térmico dos instrumentos de registros direcionais, utilizados 
para trabalhos em poços de temperaturas altas.
Jateamento – perfuração orientada, usando-se íma broca com jatos desbalanceados.
Lead – ângulo guia.
MWD – Measure While Drilling, equipamento de medição contínua sem cabo.
Nudge – afastamento inicial de um poço. 
Probe – sensor magnético e gravitacional, componente do steering tool ou MWD.
Running gear – barrilete protetor dos instrumentos de registros direcionais.
Glossário
270
Alta Competência
Scribe line – linha indicativa da face da ferramenta, gravada no elemento defletor 
e nos equipamentos de registro direcional utilizada na orientação dos motores de 
fundo ou jateamento.
Torque reativo – torque que se opõe à rotação da broca, quando da utilização de 
motor de fundo.
Bibliografia
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Apresentação PPT - Aspectos Gerais Relativos à Perfuração Direcional, Luiz Alberto 
Santos Rocha, Ph.D. Rio de Janeiro, Março de 2004. 
Apresentação PPT – Introdução a Projeto de Poços HPHT, José Luiz Falcão. 
Apresentação PPT - Equipe de manuseio e poços HPHT.
Apresentação PPT - Consideração sobre Controle de Pressões em Poços Multilaterais, 
de Otto Luiz Alcântara Santos.
Apresentação PPT - Curso Básico de Perfuração, de José Eugenio de Almeida 
Campos. 
274
Alta Competência
1. Quais são os tipos de fluidos de perfuração existentes?
Base água;
Base orgânica (não-aquoso);
Espuma;
Ar comprimido.
2. Quais são os dois tipos de aditivos existentes?
Há os aditivos para fluidos base água e para fluidos não-aquosos.
3. Quando um poço é considerado direcional?
Um poço é considerado direcional quando o objetivo a atingir não se encontra na 
mesma vertical da locação da sonda, sendo necessário utilizar técnicas especiais 
não empregadas na perfuração de poços verticais. 
4. Quando um poço é considerado vertical?
Quando possui apenas um ponto objetivo e percorre o reservatório verticalmente, 
independente da inclinação da zona produtora. 
5. Quando uma inclinação é considerada ótima e boa?
Se a inclinação for menor do que 3° será considerada ótima. Se está entre 3° e 5°, é 
considerada boa, desde que não comprometa as condições mecânicas do poço ou 
o raio de tolerância do seu objetivo. 
6. Liste as aplicações dos poços direcionais.
Objetivos afastados
Retorno a um poço por razões geológicas
Exploração complementar
Poços direcionais para a exploração
Poços direcionais para a explotação
Aplicações especiais 
7. Quais são os 3 tipos de perfil de poços direcionais?
TIPO I (SLANT), TIPO II (POÇO EM "S") e TIPO III.
8. Defina sistema rotary steerable.
É um sistema que permite que a coluna de perfuração gire durante todo o tempo, 
inclusive durante o trecho de ganho de ângulo e direção.
Gabarito
Gabarito
275
9. Quais são os métodos utilizados para calcular a trajetória direcional?
Tangente;
Ângulo médio;
Raio de curvatura;
Curvatura mínima. 
10. Marque a alternativa incorreta:
a) Os fluidos base água são mais utilizados por serem:
( ) Mais baratos.
( ) Mais abundantes na natureza.
( ) Menos agressivos ao meio ambiente. 
( X ) Fluido base éster.
b) Os fluidos não-aquosos também são conhecidos como fluidos de emulsão inversa. 
Fazem parte da classificação desses fluidos os mencionados baixo, exceto:
( ) Fluido base óleo diesel – fora de uso;
( X ) Fluido base clorita;
( ) Fluido base éster;
( ) Fluido a base glicol.
c) São problemas causados com os fluidos durante a perfuração, exceto:
( ) Perda de circulação ou perda de retorno.
( ) Prisão da coluna.
( ) Perda de circulação parcial ou total.
( X ) Viscosidade.
d) Quanto à finalidade, um poço de petróleo não pode ser classificado em: 
( ) Poço exploratório, explotatório e poço especial.
( X ) Poço profundo, poço raso e poço de profundidade média.
( ) Poço explotatório, poço exploratório e poço especial.
( ) Poço especial, poço explotatório e poço exploratório. 
e) Quanto à profundidade final, os poços de petróleo não podem ser classificados 
em:
( ) Poço raso, poço de profundidade média e poço profundo. 
( ) Poço profundo, poço raso e poço de profundidade média.
( ) Poço de profundidade média, poço raso e poço profundo.
( X ) Poço convencional e micropoço.
276
Alta Competência
f) Quanto à direção, os poços não podem ser classificados em: 
( X ) Poço raso, poço de profundidade média e poço profundo.
( ) Poço vertical, direcional, horizontal e radial. 
( ) Poço radial, direcional, horizontal e vertical.
( ) Poço horizontal, vertical, radial e direcional.
g) Quanto ao diâmetro, os poços não podem ser classificados em:
( ) Convencional e micropoço.
( X ) Poço vertical, direcional, horizontal e radial.
( ) Micropoço e convencional.
( ) NDA.
h) São vantagens da técnica UBD, exceto:
( ) Aumento do fator de recuperação.
( X ) Diminuição da vazão de produção. 
( ) Menores custos de estimulação. 
( ) Identificação imediata de hidrocarbonetos.
i) Os métodos de perfuração sub-balanceada podem ser realizados:
( ) De acordo com o tipo de sonda.
( ) De acordo com o equipamento de superfície.
( ) De acordo com o sistema de injeção do gás.
( X ) De acordo com a verticalidade do poço. 
j) São tipos de separadores, exceto:
( ) Separador esférico.
( ) Separador horizontal.
( X ) Separador oval.
( ) Separador vertical.
k) Quanto ao raio de curvatura, os poços direcionais não podem ser classificados 
em:
( X ) Raio convencional, ERD e S-ERD. 
( ) Raio curto, raio longo e raio médio.
( ) Raio médio, raio curto e raio longo.
( ) Raio longo, raio médio e raio curto.
Gabarito
277
l) Quanto ao afastamento, os poços direcionais não podem ser classificados em:
( ) Convencional, ERD e S-ERD. 
( ) ERD, S-ERD e convencional.
( X ) Raio médio, raio curto e raio longo.
( ) S-ERD, ERD e convencional. 
m) Dentre os fatores citados abaixo, qual é o que não afeta a perfuração direcional 
em poços ERW:
( ) Gradiente de pressão de poros versus gradiente de fratura.
( X ) Salinidade.
( ) Limpeza do poço (hidráulica de perfuração).
( ) ECD versus gradiente de fratura.
11. Complete as lacunas com os termos disponíveis.
a) A massa específica é usualmente expressa em lb/gal (libra por galão).
b) A propriedade do fluido que sofre maior influência das variações de temperatura 
e pressão em um poço é denominada viscosidade.
c) A reologia trata da deformação e do escoamento dos fluidos quando submetida 
à ação de uma força.
d) O filtrado é o volume de líquido (filtrado) coletado numa proveta durante 30 
min, a uma pressão de 100 psi. 
e) O material que fica depositado na parede do poço devido à perda do fluido em 
frente às formações permeáveis é chamado de reboco. 
f) A salinidade está diretamente relacionada à inibição do fluido.
g) Quando a coluna hidrostática de fluidos é igual à pressão da formação perfurada 
diz-se que o poço está balanceado (balanced). 
h) Quando a coluna hidrostática de fluidos é menor do que a pressão das formações, 
diz-se que o poço está sub-balanceado (underbalanced). 
i) Fala-se que o poço está sobrebalanceado (overbalanced) quando a coluna 
hidrostática de fluidos é maior do que a pressão da formação perfurada de forma 
a impedir que os fluidos da forma venham a invadir o poço, mesmo quando há 
uma parada da circulação do fluido,
j) Os compressores são utilizados em operações de perfuração sub-balanceada 
como uma alternativa ao bombeio de nitrogênio líquido.
k) Eles são classificados de acordo com seus propósitos, duas fases (líquido-gás), 
três fases (líquido-gás-sólido) ou quatro fases (líquido-óleo-gás-sólidos). São os 
chamados separadores.
l) O BOP rotativo é usado em conjunto com o BOP convencional, e pode suportar 
uma pressão de até 1 500 psi no anular, na superfície, quando perfurando com ar, 
gás, névoa, ou fluidos leves.
278
Alta Competência
m) Eles aumentam a vida dos elementos rotativos. São os chamados selos mecânicos 
rotativos.
n) Float subs ou drill string floats são válvulas colocadas ao longo da coluna de 
perfuração para impedir o refluxo do fluidode perfuração durante uma manobra 
ou conexão, aumentando a segurança da operação.
o) As válvulas usadas em perfuração com ar e que fecham a coluna de perfuração, 
impedindo o fluxo do fluido de perfuração para o fundo do poço são chamadas 
fire float e fire stops.
p) O sistema capaz de detectar variações de 1bbl no nível de lama é denominado 
sensor do nível de lama.
q) O sensor do nível de lama da equipe de mud logger é um sistema capaz de 
detectar variações de 1bbl no nível de lama.
r) O sistema capaz de detectar variações de 1 bbl no nível de lama é chamado de 
tanque de manobra.
12. Identifique as técnicas de perfuração nas imagens abaixo:
D
rillin
g
 Flu
id
 Flo
wFormation Oil & Gas Flow
Oil & Gas Flow
Fines
Production
Drilling
Filter
FluidFluid
Fl
u
id
Leakoff
Fracture
Fines
Migration
Formation
Fines
Production
Fracture
D
rillin
g
 Flu
id
 Flo
w
Perfuração Sub-balanceada 
obrebalanceada)
D
rillin
g
 Flu
id
 Flo
wFormation Oil & Gas Flow
Oil & Gas Flow
Fines
Production
Drilling
Filter
FluidFluid
Fl
u
id
Leakoff
Fracture
Fines
Migration
Formation
Fines
Production
Fracture
D
rillin
g
 Flu
id
 Flo
w
Perfuração Convencional (sobre-
balanceada)
Gabarito
279
13. Relacione as características apresentadas na primeira coluna com as técnicas de 
perfuração direcional: 
( 1 ) São poços com pequenos diâme-
tros ao final da perfuração de po-
ços convencionais. 
( 3 ) Poços HPHT
( 2 ) Tem uma aplicação muito grande 
na perfuração de calcários fratu-
rados, em zonas produtoras de 
pequena espessura ou de baixa 
permeabilidade com o intuito de 
aumentar a área exposta à pro-
dução, para evitar a formação de 
cones de água e algumas outras 
aplicações. Sua vantagem é ter 
uma maior área exposta no reser-
vatório.
( 4 ) Poços multilaterais
( 3 ) São definidos como aqueles cuja 
temperatura estática no fundo do 
poço é maior do que 300 °F e que 
a máxima pressão esperada na su-
perfície é maior do que 10 000 psi, 
ou que o máximo gradiente de 
pressão esperado seja de 0,8 psi/pé 
(lb/gal).
( 2 ) Poços horizontais
( 4) É um poço principal com um ou 
mais poços secundários ramifica-
dos a partir deste poço principal. 
Ele pode ser um poço exploratório, 
de desenvolvimento ou reentrada. 
( 1 ) Slim-hole ou microperfura-
ção
( 5 ) Tem como característica um gran-
de afastamento entre a locação 
da sonda e o alvo. Normalmente 
um poço é considerado desse tipo 
quando a relação entre o afasta-
mento e a profundidade vertical 
final é maior do que 2.
( 5 ) Poços ERW
280
Alta Competência
14. Identifique os níveis de complexidade dos poços multilaterais abaixo. 
Poço multilateral Nível 1
Poço multilateral Nível 2
Poço multilateral Nível 3
Gabarito
281
Poço multilateral Nível 4
Poço multilateral Nível 5
Poço multilateral Nível 6
282
Alta Competência
 Poço multilateral Nível 6S