APOSTILA COMPLETA - EQUIPAMENTOS -WORD- (ATUALIZADA 22-021) (1)

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WELL CONTROL COURSE 
EQUIPMENT 
BOP SYSTEM: SURFACE AND SUBSEA 
SUPERVISOR, DRILLER AND INTRODUCTORY LEVELS 
Avenida Nelson Carvalhaes, 90, Mirante da Lagoa – Macaé / RJ CEP 27.925-490 
Tel: +55 (22) 2773-4150 / WhatsApp +55 (22) 99819-4800 www.sqcgroup.com.br 
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APRESENTAÇÃO SQC GROUP TRAINING & CONSULTING 
 
Prezado treinando, seja bem-vindo ao CENTRO DE TREINAMENTO da SQC! 
 
Em nome de toda a equipe da SQC, queremos externar nossa satisfação em recebê-lo nas nossas instalações e 
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prometemos todo o nosso empenho e todo o nosso comprometimento com o alto padrão de qualidade dos nossos 
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A SQC Group Training & Consulting, como empresa de Consultoria e Treinamento em Operações de Sonda, 
Operações em Poços de Petróleo e em Prevenção de Blowouts, busca continuamente a excelência na prestação 
de seus serviços, cujo foco é atender todas as suas expectativas, garantindo completa satisfação. Para isso, 
buscamos nos basear nos princípios da qualidade total e nos principais valores do relacionamento humano: 
RESPEITO, LEALDADE, CORDIALIDADE, SINCERIDADE, TRANSPARÊNCIA e HONESTIDADE. 
 
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Coloco-me a sua disposição para ouvir e tratar de qualquer assunto. Terei o maior prazer em conversar com você. 
 
Atenciosamente, 
Francisco Stênio Bezerra Martins 
Diretor Presidente da SQC Group Treinamento e Consultoria 
Celular: +55 21 97273-5422 | E-mail: stenio@sqcgroup.com.br 
ATENÇÃO: O instrutor é o líder da turma em uma situação de evacuação da instalação. A título de treinamento, 
no primeiro dia de aula, no primeiro intervalo, o mesmo conduzirá a turma pela rota de fuga até o ponto de 
reunião. 
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POLÍTICAS DA SQC GROUP TRAINING & CONSULTING 
SQC GROUP TRAINING AND CONSULTING POLICIES 
 
MISSÃO 
MISSION 
 
Contribuir para o desenvolvimento humano e para o crescimento sustentável da atividade de exploração e 
produção de petróleo oferecendo serviços de consultoria e treinamento de alto valor agregado para a elevação 
do nível de capacitação das pessoas e dos padrões de segurança nas operações de sonda e poço. 
 
Contribute to human development and sustainable growth of the exploration and production oil activity offering consulting services and training 
of high aggregated value for the rise of people capacity level and safety standards in rig and oil well operations. 
 
VISÃO 
VISION 
 
Ser a melhor e a mais lembrada e reconhecida pelos clientes como uma empresa cidadã e um referencial de 
excelência em consultoria e treinamento em operação de sonda e poço, prevenção de blowout e QSMS. 
 
Be the best and the most remembered and recognized by customers as a corporate citizen and a benchmark of excellence in consulting and 
training in rig and oil well operations, blowout preventio and QHSE. 
 
NEGÓCIO 
CORE BUSINESS 
 
Consultoria e treinamento em operações de sonda e poço de petróleo, prevenção de blowout e QSMS. 
 
Consulting and training in rig and oil well operations, blowout prevention e QHSE. 
 
Atenciosamente, 
Francisco Stênio Bezerra Martins 
Diretor Presidente da SQC Group Treinamento e Consultoria 
Celular: +55 21 97273-5422 | E-mail: stenio@sqcgroup.com.br 
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Sumário 
1 CAPÍTULO - INTRODUÇÃO AO ESTUDO DO SISTEMA BOP ....................................................................................... 1 
1.1 COMPONENTES PRINCIPAIS DO SISTEMA DE EQUIPAMENTOS DE CONTROLE DE POÇO ......................................... 1 
1.2 BARREIRAS DE SEGURANÇA DO POÇO .................................................................................................................... 1 
1.3 FUNÇÕES DO SISTEMA DE EQUIPAMENTOS DE CONTROLE DE POÇO ...................................................................... 1 
1.4 EQUIPAMENTOS PRINCIPAIS, AUXILIARES E BACK-UPS .......................................................................................... 2 
2 CAPÍTULO - BOP DE SUPERFÍCIE E EQUIPAMENTOS DE CABEÇA DE POÇO................................................................... 3 
2.1 ARRANJOS DE BOP STACK DE SUPERFÍCIE: API E PETROBRAS .............................................................................. 3 
2.2 DENOMINAÇÕES DA PRESSÃO DE BOP STACK DE SUPERFÍCIE ............................................................................... 5 
2.3 CLASSIFICAÇÃO DO BOP STACK ............................................................................................................................. 5 
2.4 CARRETÉIS USADOS NA MONTAGEM DO CONJUNTO BOP E CABEÇA DE POÇO ..................................................... 6 
2.4.1 CARRETEL ESPAÇADOR ..................................................................................................................................................... 6 
2.4.2 CARRETEL DE PERFURAÇÃO.............................................................................................................................................. 7 
2.5 CABEÇA DE REVESTIMENTO ................................................................................................................................... 7 
2.5.1 CABEÇA TIPO C 22 E C 22-BP ........................................................................................................... 7 
2.5.2 CABEÇA TIPO CR ............................................................................................................................. 8 
2.5.3 CABEÇA TIPO C 29 E C 29L ............................................................................................................... 8 
2.6 PARAFUSOS DE TRAVA (LOCKDOWN SCREWS) .................................................................................. 9 
2.6.1 TIPO STANDARD ................................................................................................................................................................ 9 
2.6.2 TIPO IP ......................................................................................................................................... 9 
2.6.3 TIPO ET ...................................................................................................................................... 10 
2.7 CARRETÉIS DE ANCORAGEM (CASING HEAD SPOOL) ........................................................................ 12 
2.8 SUSPENSORES DE REVESTIMENTO (CASING HANGER) ....................................................................... 13 
2.8.1 PROCEDIMENTO PARA INSTALAÇÃO DE SUSPENSORES DE REVESTIMENTO .............................................................. 14 
2.9 ADAPTADORES DE FLANGES .................................................................................................................................14 
2.9.1 ADAPTADOR A3 ........................................................................................................................... 14 
2.9.2 ADAPTADOR A4 ........................................................................................................................... 14 
2.9.3 ADAPTADOR DE FLANGES IGUAIS ................................................................................................................................. 14 
2.10 EQUIPAMENTO OBS DE SUPERFÍCIE .................................................................................................................. 14 
2.11 ALINHAMENTOS EM CONDIÇÃO NORMAL DE OPERAÇÃO ................................................................................ 15 
3 CAPÍTULO - BOP STACK SUBMARINO .................................................................................................................................17 
3.1 DENOMINAÇÕES DE PRESSÃO DE BOP STACK SUBMARINO ................................................................................ 17 
3.2 CLASSE DE BOP STACK ........................................................................................................................................ 17 
3.3 ARRANJOS DE BOP STACK SUBMARINO ............................................................................................................. 17 
3.3.1 ARRANJOS DE BOP SUBMARINO E LINHAS ................................................................................................................. 18 
3.4 ALINHAMENTOS EM CONDIÇÃO NORMAL DE OPERAÇÃO .................................................................................... 21 
4 CAPÍTULO - CONECTORES HIDRÁULICOS, CONEXÕES E ANÉIS DE VEDAÇÃO .............................................................22 
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4.1 CONECTORES HIDRÁULICOS DO CONJUNTO BOP SUBMARINO ........................................................................... 22 
4.2 TIPOS DE CONECTORES HIDRÁULICOS .................................................................................................................. 22 
4.2.1 CONECTOR HIDRÁULICO VETCO H-4 STANDARD....................................................................................................... 23 
4.2.2 CONECTOR VETCO HIGH ANGLE RELEASE................................................................................................................... 25 
4.2.3 CONECTORES HD, SHD E DHD H-4 (HEAVY DUTY) ......................................................................... 26 
4.2.4 CONECTORES CAMERON ............................................................................................................................................... 26 
4.3 ANÉIS DE VEDAÇÃO USADOS EM BOP DE SUPERFÍCIE ......................................................................................... 28 
4.3.1 ANEL TIPO R ................................................................................................................................ 28 
4.3.2 ANEL TIPO RX .............................................................................................................................. 28 
4.3.3 ANEL TIPO BX .............................................................................................................................. 28 
4.4 ANÉIS DE VEDAÇÃO USADOS EM BOP SUBMARINO ............................................................................................ 30 
4.5 CONEXÕES ........................................................................................................................................................... 30 
4.5.1 FLANGES ......................................................................................................................................................................... 30 
4.5.2 CLAMPS .......................................................................................................................................................................... 31 
4.6 REQUISITOS DE SEGURANÇA DO CONECTOR DA CABEÇA DO POÇO ...................................................................... 31 
4.6.1 SISTEMA DE PRESSURIZAÇÃO DAS CÂMERAS DE TRAVAMENTO (BACK PRESSURE) ...................................... 31 
5 CAPÍTULO - BOP TIPO GAVETA ............................................................................................................................................33 
5.1 FUNCIONAMENTO ............................................................................................................................................... 33 
5.2 VEDAÇÕES DO BOP DE GAVETAS ........................................................................................................................ 33 
5.2.1 VEDAÇÕES DA GAVETA .................................................................................................................................................. 33 
5.2.2 VEDAÇÃO DA PORTA DO "BONNET" .................................................................................................. 34 
5.2.3 VEDAÇÃO DA HASTE DA GAVETA (ENGAXETAMENTO) ........................................................................... 34 
5.3 TIPOS DE GAVETAS............................................................................................................................................... 35 
5.3.1 GAVETA DE TUBOS DE DIÂMETRO FIXO ("PIPE RAMS" OU PR) ............................................................... 35 
5.3.2 GAVETAS DE TUBOS DE DIÂMETRO VARIÁVEL ("VARIABLE BORE RAMS" OU VBR) ..................................... 35 
5.3.3 GAVETA CEGA-CISALHANTE ("BLIND SHEAR RAMS" OU BSR) ................................................................ 36 
5.3.4 GAVETA SUPER-CISALHANTE (CASING SHEAR RAMS - CSR OU SUPER SHEAR RAMS - SSR) ......................... 37 
5.3.5 OPERAÇÃO DE “HANG OFF” ............................................................................................................ 38 
5.3.6 SISTEMA DE TRAVA DAS GAVETAS ................................................................................................................................ 39 
5.4 RAZÕES DE OPERAÇÃO ........................................................................................................................................ 44 
5.4.1 RAZÃO DE FECHAMENTO............................................................................................................................................... 44 
5.4.2 RAZÃO DE ABERTURA .................................................................................................................................................... 45 
5.5 CUIDADOS NO TRANSPORTE DE BOP DE GAVETA ............................................................................................... 46 
6 CAPÍTULO - BOP TIPO ANULAR ...........................................................................................................................................47 
6.1 FUNÇÃO DO BOP ANULAR .................................................................................................................................. 47 
6.2 FUNCIONAMENTO ............................................................................................................................................... 47 
6.3 MATERIAL DO ELEMENTO DE VEDAÇÃO............................................................................................................... 48 
6.4 BOP ANULAR SHAFFER ....................................................................................................................................... 48 
6.4.1 MODELOS DE BOP ANULAR SHAFFER .........................................................................................................................48 
6.4.2 PRESSÃO DE ACIONAMENTO ......................................................................................................................................... 49 
6.4.3 COMPONENTES DE UM BOP ANULAR SHAFFER ......................................................................................................... 50 
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6.4.4 BOP ANULAR ROTATIVO SHAFFER ............................................................................................................................... 51 
6.5 BOP ANULAR HYDRIL ......................................................................................................................................... 53 
6.5.1 MODELOS DE BOP ANULAR HYDRIL ........................................................................................................................... 53 
6.5.2 COMPONENTES DOS BOPS HYDRIL MODELOS GL E GX ............................................................................. 53 
6.5.3 FUNCIONAMENTO DO BOP ANULAR HYDRIL ............................................................................................................. 54 
6.5.4 GENERALIDADES SOBRE O BOP ANULAR GL ...................................................................................... 55 
6.5.5 TIPOS DE BORRACHAS DE BOP ANULAR HYDRILL....................................................................................................... 57 
6.6 BOP ANULAR CAMERON ..................................................................................................................................... 60 
6.6.1 MODELOS DE BOP CAMERON ..................................................................................................................................... 60 
6.6.2 FUNCIONAMENTO DO BOP ANULAR CAMERON ........................................................................................................ 61 
6.6.3 COMPONENTES DO BOP ANULAR CAMERON ............................................................................................................ 61 
6.7 OPERAÇÕES DE STRIPPING COM BOP ANULAR ................................................................................................... 62 
7 CAPÍTULO - CHOKE MANIFOLD E VÁLVULAS ....................................................................................................................65 
7.1 FUNÇÕES DO CHOKE MANIFOLD EM SISTEMA BOP SUBMARINO ...................................................................... 65 
7.1.1 ARRANJO DO CHOKE MANIFOLD BOP SUBMARINO .................................................................................................. 65 
7.1.2 DESCRIÇÃO DE SEUS COMPONENTES ........................................................................................................................... 66 
7.2 CHOKE MANIFOLD E VÁLVULAS DE BOP DE SUPERFÍCIE .................................................................................... 68 
7.2.1 OPERAÇÃO ..................................................................................................................................................................... 68 
7.2.2 RECOMENDAÇÕES ......................................................................................................................................................... 69 
7.2.3 IDENTIFICAÇÃO DO FLUXO E ÁREAS DE ALTA E BAIXA PRESSÃO ................................................................................. 70 
7.2.4 VÁLVULAS E CHOKES ..................................................................................................................................................... 70 
8 CAPÍTULO - SISTEMA DE CONTROLE DE BOP .........................................................................................................82 
8.1 SISTEMA DE CONTROLE DE BOP DE SUPERFÍCIE ................................................................................................. 82 
8.1.1 UNIDADE HIDRÁULICA DE ACIONAMENTO DO BOP ............................................................................. 82 
8.1.2 PROCEDIMENTOS OPERACIONAIS ................................................................................................................................. 83 
8.1.3 DIMENSIONAMENTO DOS ACUMULADORES ............................................................................................................... 84 
8.1.4 PAINEL REMOTO DE ACIONAMENTO DO BOP (PAINEL DO SONDADOR) .................................................. 85 
8.2 SISTEMA DE CONTROLE DE BOP SUBMARINO ..................................................................................................... 87 
8.2.1 CONTROLE POR PILOTO HIDRÁULICO ........................................................................................................................... 87 
8.2.2 PRINCÍPIO DE FUNCIONAMENTO .................................................................................................................................. 88 
8.2.3 VÁLVULAS MANIPULADORAS E SELETORAS ................................................................................................................. 89 
8.2.4 CONTROLE MULTIPLEXADO ........................................................................................................................................... 94 
8.2.5 UNIDADE HIDRÁULICA DO BOP ....................................................................................................... 95 
8.2.6 ACUMULADORES ........................................................................................................................................................... 95 
8.2.7 SEQUÊNCIA DE DESCONEXÃO DE EMERGÊNCIA (EDS) ........................................................................... 98 
8.2.8 BACK-UPS DO SISTEMA DE CONTROLE DO BOP .................................................................................. 99 
8.2.9 RECOMENDAÇÕES GERAIS ..........................................................................................................................................101 
9 CAPÍTULO - EQUIPAMENTOS AUXILIARES ...................................................................................................................... 104 
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9.1 VÁLVULAS DE PREVENÇÃO INTERNA .................................................................................................................. 104 
9.1.1 INSIDE BOP ............................................................................................................................... 104 
9.1.2 VÁLVULA DE SEGURANÇA DE COLUNA DE PERFURAÇÃO ..........................................................................................104 
9.1.3 VÁLVULAS DO KELLY E DO TOP DRIVE .......................................................................................................................105 
9.1.4 DROPP-IN CHECK VALVE .............................................................................................................................................105 
9.1.5 FLOAT VALVE ...............................................................................................................................................................106 
9.1.6 DRILLING STAND E KILL ASSEMBLY ............................................................................................................................107 
9.2 SEPARADOR ATMOSFÉRICO ...............................................................................................................................107 
9.2.1 DEFINIÇÃO ....................................................................................................................................................................107 
9.2.2 PRINCÍPIO DE FUNCIONAMENTO ................................................................................................................................108 
9.2.3 REQUISITOS DO SEPARADOR ATMOSFÉRICO ............................................................................................................108 
9.2.4 EXEMPLO DE DIMENSIONAMENTO DA ALTURA DO SELO HIDRÁULICO....................................................................109 
9.3 TRIP TANK .......................................................................................................................................................... 110 
9.4 DESGASEIFICADOR A VÁCUO ............................................................................................................................. 111 
9.5 STRIPPING TANK (TANQUE DE STRIPPING) ................................................................................... 111 
9.6 TANQUES DE LAMA ............................................................................................................................................ 112 
9.6.1 TANQUE DE SUCÇÃO ....................................................................................................................................................112 
9.6.2 TANQUE DE RETORNO .................................................................................................................................................112 
9.6.3 EQUIPAMENTOS DE MISTURA .....................................................................................................................................112 
9.7 SISTEMA DE TRATAMENTO DOS FLUIDOS .......................................................................................................... 113 
10 CAPÍTULO - INSTRUMENTAÇÃO DE DETECÇÃO DE KICK ......................................................................................114 
10.1 MEDIDOR DA VARIAÇÃO DA VAZÃO DE RETORNO (MUD FLOW FILL SENSOR) ..................................... 114 
10.2 MEDIDOR DE VOLUME E TOTALIZADOR (MVT = MUD VOLUME TOTALIZER) ..................................... 114 
10.3 SISTEMA EKD DE DETECÇÃO DE KICK .............................................................................................................. 115 
11 CAPÍTULO - SISTEMA DIVERTER ....................................................................................................................................... 117 
11.1 FUNÇÃO DO DIVERTER .................................................................................................................................... 117 
11.2 DIVERTER EM JACK-UPS, PLATAFORMAS FIXAS E/OU SONDAS TERRESTRES .................................................. 117 
11.3 DIVERTER EM FLUTUANTES ............................................................................................................................. 118 
11.4 PARTES PRINCIPAIS DO DIVERTER ................................................................................................................... 119 
11.4.1 ELEMENTO ANULAR ..................................................................................................................................................119 
11.4.2 VÁLVULAS DO SISTEMA DIVERTER ...........................................................................................................................119 
11.4.3 LINHAS DE VENTILAÇÃO DO DIVERTER ....................................................................................................................120 
11.4.4 SISTEMA DE CONTROLE DO DIVERTER .....................................................................................................................121 
11.5 TEMPO DE RESPOSTA DO DIVERTER ................................................................................................................ 122 
12 CAPÍTULO - TESTE DOS EQUIPAMENTOS DO SISTEMA BOP .................................................................................123 
12.1 PROCEDIMENTOS GERAIS DE TESTES DE BOP SUBMARINO............................................................................. 123 
12.1.1 FREQUÊNCIA DOS TESTES..........................................................................................................................................123 
12.1.2 PRESSÕES DE TESTE ...................................................................................................................................................123 
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12.1.3 FLUIDO DE TESTE .......................................................................................................................................................124 
12.1.4 TESTES DE FUNÇÃO ...................................................................................................................................................124 
12.2 TESTES DA UNIDADE HIDRÁULICA DO BOP (HPU-BOP SUBMARINO) .............................................. 124 
12.3 TESTE DO DESGASEIFICADOR A VÁCUO ........................................................................................................... 125 
12.3.1 PROCEDIMENTO DO TESTE DE FUNCIONAMENTO ..................................................................................................125 
12.3.2 PROCEDIMENTO DO TESTE DE EFICIÊNCIA DE VAZÃO .............................................................................................125 
12.4 TESTE DO SISTEMA DE MONITORAMENTO DE PRESSÃO DO SEPARADOR ATMOSFÉRICO DE SONDA MARÍTIMA 
125 
12.4.1 MONITORAMENTO DO SELO HIDRÁULICO ..............................................................................................................125 
12.5 TESTE DE FUNCIONAMENTO DOS CHOKES ....................................................................................................... 125 
12.6 TESTE DO SISTEMA DE DETECÇÃO DE KICK DA SONDA...................................................................................... 126 
12.6.1 PROCEDIMENTO PARA TESTAR O SISTEMA DE DETECÇÃO DE GANHO DE VOLUME .............................................126 
12.6.2 PROCEDIMENTO PARA TESTAR O MEDIDOR DA VARIAÇÃO DE VAZÃO DE RETORNO ...........................................127 
12.7 TESTE DE AFERIÇÃO DOS SISTEMAS DE MEDIÇÃO DE VOLUME ......................................................................... 127 
12.8 TESTE DO DIVERTER ........................................................................................................................................ 127 
12.9 TESTES DA AUTOSHEAR E EHBS ............................................................................................. 127 
12.9.1 TESTE DA AUTOSHEAR...............................................................................................................................................127 
12.9.2 TESTE DO EHBS (ELECTRO HIDRÁULIC BACK-UP SYSTEM) ................................................................. 127 
12.10 TESTE DO SISTEMA ROV X HOT-STAB .................................................................................. 128 
12.10.1 TESTES NA SUPERFÍCIE ............................................................................................................................................128 
12.10.2 TESTES NO FUNDO DO MAR ...................................................................................................................................128 
12.11 TESTES E CUIDADOS ESPECÍFICOS DE BOP DE SUPERFÍCIE .............................................................................128 
12.11.1 COMENTÁRIOS SOBRE INSTALAÇÃO E MANUTENÇÃO .........................................................................................128 
12.11.2 CUIDADOS COM OS FLANGES .................................................................................................................................128 
12.11.3 CUIDADOS COM OS ANÉIS ......................................................................................................................................129 
12.11.4 TESTES DOS PREVENTORES .....................................................................................................................................129 
12.11.5 UNIDADE DE TESTE .................................................................................................................................................130 
12.11.6 ASPECTOS A SEREM OBSERVADOS ANTES DA REALIZAÇÃO DO TESTE .................................................................130 
12.11.7 SEGURANÇA DO PESSOAL .......................................................................................................................................131 
12.11.8 MANÔMETROS .......................................................................................................................................................131 
12.11.9 ALÍVIO DE PRESSÃO.................................................................................................................................................131 
12.11.10 OUTROS PROCEDIMENTOS GERAIS .....................................................................................................................131 
12.11.11 TESTES DA UNIDADE HIDRÁULICA DE ACIONAMENTO DO BOP ....................................................... 131 
12.11.12 PAINEL REMOTO DE CONTROLE DO BOP (PAINEL DO SONDADOR) ................................................. 132 
12.11.13 TESTE DA VEDAÇÃO DO ENGAXETAMENTO DO CARRETEL DE ANCORAGEM....................................................132 
12.12 SENTIDO DA PRESSÃO DE TESTE OU SENTIDO ÚTIL DE BLOQUEIO................................................................ 132 
12.12.1 BOP DE SUPERFÍCIE COM SENTIDO DA PRESSÃO DE TESTE ...............................................................................133 
12.12.2 SISTEMA BOP SUBMARINO COM SENTIDO DA PRESSÃO DE TESTE...................................................................133 
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1 CAPÍTULO - INTRODUÇÃO AO ESTUDO DO SISTEMA BOP 
 
1.1 Componentes principais do sistema de 
equipamentos de controle de poço 
 
Um sistema de equipamentos de controle de poço 
de superfície ou submarino é constituído por 
equipamentos ou sistemas principais, equipamentos 
auxiliares e equipamentos ou sistemas back-ups ou 
de emergência conforme o API STD 53 - edição 2012. 
O Diverter é um sistema de equipamentos de baixa 
pressão de trabalho utilizado para as operações de 
início de poço “top hole” em sondas de perfuração 
terrestre e/ou sondas de perfuração marítimas para 
operação em lâmina d’água rasa quando há previsão 
de existência de reservatórios de água ou gás rasos. 
O Diverter em unidades flutuantes é utilizado para 
operação de circulação de gás de riser. 
 
1.2 Barreiras de segurança do poço 
 
Conforme a ANP (agência nacional do petróleo) 
Portaria ANP-25 barreira de segurança é a separação 
física apta a conter ou isolar os fluidos dos diferentes 
intervalos permeáveis, podendo ser: Líquida, sólida 
consolidada ou sólida mecânica e conforme a Norma 
NORSOK-010 de Integridade de Poço de Petróleo as 
barreiras de segurança são divididas em primária e 
secundária. 
 
 
 
1.3 Funções do sistema de equipamentos 
de controle de poço 
 
O BOP juntamente com os equipamentos de cabeça 
de poço e o revestimento cimentado constituem a 
Barreira Secundária do poço e tem como funções 
principais, permitir de forma segura, as seguintes 
operações: 
• Fechar o poço em qualquer operação; 
• Aplicação de métodos convencionais de 
controle de poço: Sondador, Engenheiro, 
Simultâneo e Volumétrico; 
• Aplicação de métodos não convencionais de 
controle de poço: Bullheading, Mud Cupping, 
Dynamic Kill (amortecimento dinâmico) e 
Capeamento para controle de Blowouts; 
• Realização de operação de stripping; 
• Monitoramento das pressões do poço pelo 
interior da coluna e pelo anular; 
• Controlar as pressões aplicadas no poço com 
ajustes no choke; 
• Monitoramento do volume do poço; 
• A separação da mistura bifásica de gás livre e 
fluidos de perfuração ou de completação e 
sólidos retornados do poço; 
• Retirada de pequenas bolhas de gás do fluido de 
perfuração; 
• A conexão da unidade de cimentação com o 
poço pelo interior da coluna ou pelo anular; 
• Cisalhamento de colunas de drill pipes; 
• A detecção de kicks; 
• Medição de volumes de deslocamentos de 
colunas no poço; 
• Realização de flow check com auxílio do trip 
tank; 
• Medição de volumes drenados do poço com 
auxílio do trip tank e/ou stripping tank; 
• Acionamento de funções do BOP com sistemas 
back-ups de emergência. 
 
Além das operações acima, um sistema de BOP 
submarino permite ainda realizar as seguintes 
operações: 
• Desconexão de emergência do LMRP deixando 
o poço fechado; 
• Reconexão do LMRP e reentrada no poço; 
• Circular gás de riser direcionando para fora da 
embarcação (Diverter); 
• O monitoramento do volume do riser; 
• Monitoramento das posições do topo e base da 
bolha de gás em relação ao BOP durante a 
circulação de um influxo; 
BARREIRA PRIMÁRIA é a primeira separação física 
apta a conter ou isolar os fluidos de um intervalo 
permeável. 
BARREIRA SECUNDÁRIA é a separação física apta a 
conter ou isolar os fluidos de um intervalo 
permeável como redundância da barreira primária. 
“O BOP É UM DOS ELEMENTOS DA BARREIRA 
SECUNDÁRIA DO POÇO” 
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• Acionamento de algumas funções do BOP Stack 
quando se perde o sistema principal de controle 
do BOP (POD amarelo e POD azul), utilizando 
sistemas acústico ou hot-stab com auxílio de 
ROV; 
• Cisalhamento de colunas de drill pipes e 
revestimentos; 
• Monitoramento de pressão e temperatura no 
BOP. 
 
1.4 Equipamentos principais, auxiliares e 
back-ups 
 
A divisão em equipamentos auxiliares e principais é 
de caráter didático, porém, consagrada na indústria 
do petróleo, sendo inclusive adotada pelo API. Os 
equipamentos principais são por definição aqueles 
vitais para o controle do poço, pois sem um deles no 
sistema não será possível a realização da operação 
de controle, sendo necessário recorrer a um sistema 
de emergência, tais como: volantes de acionamento 
e travamento das gavetas em BOP de superfície, 
sistema acústico e/ou Hot-stab com auxílio de ROV 
em BOP submarino. 
Back-ups ou sistemas de emergências são 
equipamentos que proporcionam redundância 
parcial para um equipamento ou um sistema de 
controle principal, podendo essa redundância ser de 
algumas funções ou de apenas uma função como é 
o caso típico da Auto-shear ou do Deadman. 
Estão descritos, ao lado, alguns equipamentos 
principais, auxiliares e back-ups: 
 
 
 
Exemplos de equipamentos principais: 
• BOP de gavetas, BOP anular, Conector 
hidráulico da cabeça do poço, Sistema de 
controle do BOP e Choke manifold; 
 
Exemplos de equipamentos auxiliares: 
• Stripping tank, Inside BOP, Trip tank, Válvula de 
segurançade coluna de perfuração DPSV e 
Válvulas de prevenção interna do Top Drive I- 
BOP 
 
 
Exemplos de back-ups ou sistemas de 
emergências: 
• Sistema acústico do BOP, Auto-shear, 
Sistema de Hot-stab operado com auxílio 
de ROV e EHBS (Electro Hydraulic Back- 
Up System) = Dead man conforme o API. 
 
Quando um influxo é circulado e a bolha chega no 
BOP o normal é que o gás seja conduzido pela “choke 
line” até chegar no choke manifold e daí ser 
direcionado para o separador atmosférico onde o 
gás livre será separado das fases líquidas e sólidas e 
descartado para a atmosfera pela linha de ventilação 
principal ou para o queimador em sondas de 
perfuração terrestres. Se parte ou todo o volume de 
gás em vez de seguir pela choke line, ultrapassar o 
BOP e entrar no riser, estaremos diante de uma 
situação de gás de riser, onde não será mais possível 
a utilização do sistema BOP para controlar esse gás e 
descartá-lo para a atmosfera. Para a circulação do 
gás de riser deve ser utilizado o sistema DIVERTER o 
qual será objeto de estudo neste manual. 
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2 CAPÍTULO - BOP DE SUPERFÍCIE E EQUIPAMENTOS DE CABEÇA DE POÇO 
 
 
 
2.1 Arranjos de BOP stack de superfície: API e Petrobras 
 
 
FIGURA 2-2 ARRANJO CLASSE 4-A1-R3 
FIGURA 2-2-1 UNIDADE DE SUPERFÍCIE 
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FIGURA 2-3 ARRANJO CLASSE 3-A1-R5 5K 
 
FIGURA 2-4 ARRANJO CLASSE 5-A1-R4 15K 
 
A sofisticação ou a simplicidade do sistema de 
prevenção de uma sonda é função das condições 
peculiares das áreas onde a mesma vai operar e da 
consideração de ordem econômica. 
A montagem do cabeçal varia em função do tipo de 
poço a ser perfurado e da fase de perfuração, assim 
como da pressão a que estarão submetidos da 
altura da subestrutura da sonda e de vários outros 
fatores. O arranjo escolhido deve manter sempre 
um elemento inferior como reserva para ser usado 
em caso de falha de outro elemento do conjunto. 
Como é o caso da gaveta inferior e da linha 
secundária de estrangulamento e de matar. 
Durante um Kick o primeiro elemento a ser fechado 
deve ser o preventor anular. Caso no decorrer da 
operação de controle de poço este preventor 
comece a vazar ou a pressão atingir 70% de sua 
pressão de trabalho, a gaveta de tubo 
imediatamente abaixo deve ser fechada, o que vai 
permitir não só dar continuidade ao combate ao 
cabeceio, como também a substituição do 
elemento de vedação do preventor anular se este 
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estiver danificado. 
A gaveta inferior e as linhas secundárias somente 
devem ser usadas em situações de emergência e 
apenas o tempo suficiente para reparar os 
equipamentos situados acima delas. 
A gaveta cega, que é posicionada acima de uma 
gaveta de tubo, também poderá ser substituída por 
outra gaveta de tubo, quando em Kick com a coluna 
no interior caso seja necessário. 
Para a identificação dos elementos que compõem 
um cabeçal deve-se utilizar a seguinte 
nomenclatura conforme o API STD 53 traduzido 
para português: 
• A: preventor anular; 
• G: preventor de gaveta simples; 
• GD: preventor de gaveta dupla; 
• GT: preventor de gaveta tripla; 
• CP: carretel de perfuração; 
• C: cabeça de revestimento; 
• CA: carretel de ancoragem; 
• A3: carretel adaptador A3; 
• A4: adaptador estojado A4; 
• CE: carretel espaçador; 
• K: classe de pressão de trabalho expressa em 
1.000 psi. 
 
Os componentes do cabeçal do poço devem ser 
listados obedecendo a sequência de baixo para 
cima especificando os topos dos elementos, 
acrescentando entre parênteses, o tipo de cabeça 
utilizada e o arranjo das gavetas. Exemplo: 
 
 
 
Onde: 
• 3K: pressão de trabalho 3000 psi; 
• 13 5/8": diâmetro nominal; 
• C(C22): cabeça de revestimento C22; 
• CA: carretel de ancoragem C22; 
• 5M: pressão de trabalho de 5.000 psi; 
• 11: diâmetro nominal; 
• A4: adaptador estojado; 
• CP: carretel de perfuração; 
• GD: preventor de gaveta dupla; 
• (5.cega): indica que a gaveta inferior é de tubos 
de 5" e a superior é a cega; 
• A: preventor anular. 
O API define um arranjo em função da classe de 
pressão de trabalho conforme o exemplo abaixo: 
 
 
2.2 Denominações da pressão de BOP 
stack de superfície 
 
Cada BOP tipo gaveta instalado em um poço deve 
ter, no mínimo, uma pressão de trabalho igual à 
pressão máxima prevista na superfície (MASP). 
Equipamento preventor de erupção é baseado em 
classes de pressões de trabalho (RWP) e designado 
como descrito na Tabela 1 do API STD 53ª edição 
2012: 
 
DENOMINAÇÃO DA 
PRESSÃO 
CLASSE DA PRESSÃO DE 
TRABALHO 
2K 2.000 psi (13,79 Mpa) 
3K 3.000 psi (20,68 Mpa) 
5K 5.000 psi (34,47 Mpa) 
10K 10.000 psi (68,95 Mpa) 
15K 15.000 psi (103,42 Mpa) 
20K 20.000 psi (137,90 Mpa) 
25K 25.000 psi (172,37 Mpa) 
30K 30.000 psi (206,84 Mpa) 
TABELA 1 DENOMINAÇÃO DE PRESSÃO DE BOP DE SUPERFÍCIE 
 
2.3 Classificação do BOP stack 
 
Conforme o API STD 53ª edição 2012 a classificação 
ou simplesmente "classe" de um BOP é o número 
total de preventores, gavetas e anulares, instalados 
no BOP stack. 
As posições dos preventores de gaveta e anular e as 
saídas no BOP stack devem fornecer os meios 
confiáveis para lidar com eventos potenciais de 
controle de poço. O sistema deve fornecer um meio 
de: 
• Fechar e vedar em torno do tubo de 
perfuração, tubos de revestimento, ou liner e 
permitir circulação; 
• Fechar e vedar o poço aberto e permitir as 
operações de controle de poço por métodos 
volumétricos; 
• Descida "stripping" da coluna de perfuração 
com o BOP fechado e o poço pressurizado. 
3K - 13 5/8 (Flange) - C (C22) - 5K - 11 - CA (C22) - 
3K - 13 5/8 (Flange) - A4 - CP - GD (5, cega) - A 
Arranjo 10K Classe 4-A1-R3 (pressão de trabalho 
10.000psi deve ter um BOP Anular (A1) e três BOP 
tipo gaveta (R3)). 
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A quantidade de preventores vedantes para 
contenção de pressão em um BOP stack deve ser 
usada para identificar a classe do sistema BOP 
instalado. Por exemplo, a designação da classe 6 
representa uma combinação de um total de seis 
gavetas e/ou preventor anular instalados no 
arranjo, podendo ser dois preventores anulares e 
quatro preventores de gaveta, ou um preventor 
anular e cinco preventores de gaveta. 
Após identificada a classe do BOP stack, a 
nomenclatura seguinte identifica a quantidade do 
tipo de preventor anular instalado e é designada 
por uma identificação alfanumérica, por exemplo, a 
identificação de dois preventores anulares 
instalados é A2. 
A designação alfanumérica final deve ser atribuída 
à quantidade de gavetas ou cavidades para gavetas, 
independentemente da sua utilização, instaladas no 
BOP stack. As gavetas ou cavidades serão 
designadas com um "R" (Ram = gaveta em inglês), 
seguido pela quantidade numérica de gavetas ou 
cavidades, por exemplo, R4 designandoque quatro 
preventores tipo gaveta estão instalados ou o 
arranjo tem cavidades para 4 gavetas. 
 
 
 
Preventores anulares podem ter classe de pressão 
de trabalho inferior à classe de pressão de trabalho 
dos preventores de gaveta. 
Uma avaliação de risco documentada deve ser 
realizada pelo operador para todas as classes de 
arranjos do BOP para identificar posicionamentos 
de gavetas e configurações a serem instaladas. Esta 
avaliação deve incluir colunas cônicas, 
revestimentos, equipamentos de completação, 
ferramentas de teste, etc. 
Um mínimo de um conjunto de gavetas cegas ou 
gavetas cegas-cisalhantes (BSR) deve ser instalado 
quando o tipo de preventor a ser instalado for do 
tipo gaveta. Esta exigência aplica-se igualmente aos 
sistemas de pressão de trabalho de 3K ou classe 
menor e no mínimo a um sistema de arranjo Classe 
2 do BOP stack. 
Um arranjo mínimo para Classe 3 de um BOP stack 
com um conjunto de gavetas cegas ou de gavetas 
cegas-cisalhantes e um conjunto de gavetas de tubo 
deve ser instalado para um sistema de pressão 
nominal 5K. O terceiro dispositivo pode ser um 
preventor do tipo gaveta ou do tipo anular ou o que 
for desejado. 
O arranjo mínimo para Classe 4 de BOP stack deve 
incluir um anular, uma gaveta cega ou BSR, e uma 
gaveta de tubo. O quarto dispositivo pode ser do 
tipo gaveta ou do tipo anular ou o que for desejado. 
Um arranjo mínimo para Classe 4 de BOP stack 
deverá ser instalado para a classe de pressão de 
trabalho 10K, com um mínimo de uma gaveta cega 
ou uma BSR capaz de cisalhar e vedar o tubo de 
perfuração em uso. 
Um BOP com arranjo Classe 5 ou superior deve ser 
instalado para 15K e sistemas de classe de pressão 
maiores. Os requisitos mínimos para arranjo classe 
5 de BOP stack deve incluir um anular, uma BSR, e 
duas gavetas de tubo. O quinto dispositivo pode ser 
uma gaveta ou preventor anular, o que for 
desejado. Uma avaliação de risco será realizada 
para identificar posicionamentos de gavetas e 
configurações e tendo em conta o anular e 
tubulações de grandes diâmetros para a gestão de 
controle de poço. 
O arranjo mínimo para Classe 6 de BOPs deve incluir 
um anular, uma gaveta cega-cisalhante e duas 
gavetas de tubo no arranjo. Os dispositivos 
restantes podem ser uma gaveta de tubo, cega, 
cega- cisalhante, cisalhante de revestimento, para 
teste ou diâmetro variável, ou do tipo preventor 
anular, ou uma combinação dos mesmos, conforme 
determinado por uma avaliação de risco. 
Uma nomenclatura identificando o stack específico 
para uma Plataforma (linha de choke, linha de kill, 
gavetas e anulares, etc.) deve fazer parte do 
programa de perfuração. 
Todo preventor tipo gaveta com gaveta vedante 
deve ser equipado com dispositivos de trava. 
 
2.4 Carretéis usados na montagem do 
conjunto BOP e cabeça de poço 
 
2.4.1 Carretel espaçador 
Carretéis espaçadores são usados para fornecer a 
separação entre dois componentes com mesmos 
diâmetros e conexões iguais (designação da 
dimensão nominal e de classificação de pressão). 
Carretéis espaçadores podem ser usados para 
EXEMPLO: Um sistema BOP classe 6 instalado com 
dois preventores anulares e quatro preventores 
tipo gaveta é designado como "Classe 6-A2-R4." 
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permitir espaço adicional entre preventores para 
facilitar “stripping” usando as gavetas, hang off 
e/ou operações de cisalhamento, mas pode servir 
também para outras finalidades em um BOP stack. 
Carretéis espaçadores para BOP stack devem 
satisfazer os seguintes requisitos mínimos: 
• Ter o diâmetro interno igual ao diâmetro 
interno dos equipamentos que serão 
acoplados; 
• Ter uma pressão de trabalho igual ou maior do 
que a pressão de trabalho dos equipamentos 
que serão acoplados; 
• Não deve ter quaisquer penetrações capazes 
de expor o poço para o meio ambiente. 
 
FIGURA 2-5 ESPAÇADOR 
 
 
FIGURA 2-6 DRILLING SPOOLS & SPACER SPOOLS 
 
 
2.4.2 Carretel de perfuração 
Linhas de choke e kill podem ser conectadas ambas 
às tomadas laterais dos BOPs ou para um carretel 
de perfuração instalado abaixo de pelo menos um 
BOP capaz de fechar em tubo. 
Utilização das saídas laterais de um BOP tipo gaveta 
reduz o número de conexões do stack e a altura 
total do BOP stack. No entanto, um carretel de 
perfuração é usado para fornecer saídas do stack 
(para localizar possíveis erosão no carretel 
dispensável) e permitir espaço adicional entre 
preventores para facilitar stripping, hang off, e / ou 
operações de cisalhamento. 
Carretéis de perfuração para BOP stack devem 
cumprir os seguintes requisitos mínimos: 
• Arranjos de classe de pressão 3K e 5K devem 
ter duas saídas laterais com diâmetro nominal 
mínimo de 2 polegadas (5,08 cm) e ser 
flangeadas, studded ou hubbed; 
• Arranjos de classe de pressão de 10K e maiores 
devem ter duas saídas laterais, uma com 3 
polegadas (7.62 cm) e uma com 2 polegadas 
(5.08 cm) de diâmetro nominal mínimo, e ser 
flangeadas studded ou hubbed; 
• Carretéis de perfuração devem ter um 
diâmetro do furo vertical, igual ao diâmetro 
interno dos BOP de acoplamento e pelo menos 
igual ao diâmetro interno máximo da cabeça do 
poço superior ou do conjunto de cabeça do 
poço; 
• Carreteis de perfuração devem ter a pressão de 
trabalho igual à do BOP de gaveta instalado. 
 
Para operações de perfuração, as saídas das 
cabeças de poço e das montagens das cabeças de 
poços não devem ser empregadas para linha de 
choke e kill. 
 
2.5 Cabeça de revestimento 
 
É instalada no revestimento de superfície e tem 
ainda como funções sustentar os revestimentos 
intermediários e de produção e permitir a vedação 
e o acesso ao anular formado pelo revestimento de 
superfície e o primeiro revestimento intermediário 
Deverá ser instalada cuidadosamente para que 
fique completamente nivelada e alinhada com a 
mesa rotativa, evitando-se assim esforços laterais 
no cabeçal e na coluna de perfuração 
As cabeças mais utilizadas no Brasil são as 
seguintes: 
 
2.5.1 Cabeça tipo C 22 e C 22-BP 
Possui alojamento interno cilíndrico para instalação 
de tampões de testes (test-plug) e suspensores de 
revestimentos (casing hangers). As saídas laterais 
quando com roscas são de 2” LP, onde devem ser 
instaladas válvulas gavetas de 2 1/16”. São 
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fornecidas também com saídas flangeadas ou 
estojadas. Instalar, após a perfuração da fase e 
ancoragem do revestimento, em uma das saídas 
laterais uma válvula de esfera de 2” e na outra 
adaptar uma válvula agulha (kero test) de ½”. Em 
válvulas laterais rosqueadas usar niples novos de 
pressão de trabalho compatível com a válvula que 
vai ser conectada, verificando as condições das 
roscas de ambas as partes. 
 
FIGURA 2-7 CABEÇA DE REVESTIMENTO TIPO C22 
 
As cabeças tipo C22-BP tem dois parafusos no 
flange para travamento do bowl-protector. 
 
FIGURA 2-8 CABEÇA DE REVESTIMENTO TIPO C22-BP 
 
2.5.2 Cabeça tipo CR 
Possui pressão de trabalho de 2000psi alojamento 
cônico para suspensor, e o flange é enroscado com 
rosca ANSI ACME pino. A rosca inferior é Buttres. A 
vedação com o flange é feita através de um o-ring 
na parte inferior do flange. Verificar sempre as 
condições desse o-ring que deve estar 
completamente limpo e seco. Não se deve usar 
graxa. 
O flange é sempre recuperado após a ancoragem do 
revestimento de produçãoe a vedação do espaço 
anular é feita através de um anel de borracha, que 
é colocado após a retirada do flange, o qual é 
pressionado por uma tampa rosqueada. As saídas 
laterais são em rosca de 2” LP. Instalar válvulas 
gavetas para a perfuração e após a ancoragem do 
revestimento instalar em uma delas válvula esférica 
de 2 1/16” e 2.000 psi e na outra adaptar uma 
válvula ½” NPT por 2 000 psi (kero test). No anexo 2 
estão as especificações e dimensões. 
 
FIGURA 2-9 CABEÇA DE REVESTIMENTO TIPO CR 
 
2.5.3 Cabeça tipo C 29 e C 29L 
Essas cabeças possuem comprimento maior que a 
C22 para aceitar o suspensor de revestimento tipo 
C29 que é projetado para um mínimo de deflexão 
do revestimento suportando cargas maiores. As 
características de operação e instalação são 
idênticas às da cabeça C22. 
A cabeça de 21 ¼ ", é soldada. Essa cabeça possui, 
em sua parte inferior, um encaixe para o 
revestimento, onde deve receber cordões de solda 
nos pontos 1 e 2 e após essa soldagem, a mesma 
deve ser testada pelo ponto 3 com uma pressão 
compatível com a de colapso do revestimento. 
Algumas dessas cabeças possuem uma base de 
assentamento para nivelar com o condutor de 30", 
conforme é mostrado na Fig. 2-12. 
A cabeça C 29 pode possuir os parafusos de trava 
no flange, neste caso é C 29L esta cabeça pode ser 
com solda, rosca e com base de assentamento ou 
sem (ver Fig.2-10, 2-11 e 2-12). 
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FIGURA 2-10 CASING HEAD C-29 WITH SLIP-WELD BOTTOM 
 
 
FIGURA 2-11 CASING HEAD C-29 
 
FIGURA 2-12 CABEÇA DE REVESTIMENTO TIPO C29L COM BASE DE 
ASSENTAMENTO. 
 
2.6 Parafusos de trava (Lockdown screws) 
Localizados nos flanges de cabeças de poços (TIPO 
L), cabeça de revestimento e nos flanges 
superiores dos carretéis de ancoragem. Tem as 
seguintes funções: 
• Travar o suspensor de revestimento e a 
bucha de proteção (bowl protector), por seus 
topos; 
• Prevenir possíveis movimentos do suspensor 
de revestimento, que possam ser causados 
por expansão térmica ou pressão no anular; 
• Auxiliar na compressão do elemento de 
vedação no suspensor de revestimento. 
 
Existem 3 tipos de parafuso de trava, são eles: 
 
2.6.1 Tipo standard 
É composto por duas partes: a parte externa onde 
está localizado o engaxetamento, o qual é 
energizado pela porca de vedação, e a parte 
interna com a porca de acionamento que é usada 
para enroscar o parafuso. O engaxetamento é em 
asbesto impregnado com grafite. 
 
FIGURA 2-13 PARAFUSO DE TRAVA TIPO STANDARD. 
 
2.6.2 Tipo IP 
É desenhado para aplicação onde se requer 
frequentes operações de travamento dos 
elementos na cabeça do poço. Ele possui uma 
vedação dupla no corpo, a qual pode ser 
energizada pela injeção de plástico (TEFLON). 
A porca de enroscamento é usada tanto para 
enroscar o parafuso como para comprimir o 
engaxetamento. 
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FIGURA 2-14 PARAFUSO DE TRAVA TIPO IP 
 
2.6.3 Tipo ET 
É usado em cabeças e carretéis de alta pressão. 
Algumas de suas características são as seguintes: 
• Grande diâmetro na extremidade de contato 
com o elemento a ser travado para um maior 
esforço quando for parafusado; 
• Um anel plástico na extremidade e um anel 
"O" no engaxetamento isolam as roscas da 
ação de fluidos corrosivos; 
• A haste, com a porca de enroscar, sai da parte 
com engaxetamento 1½" quando o parafuso 
é todo desenroscado e apertado. 
 
A maioria dos problemas existem com a utilização 
desses parafusos de trava e podem ser eliminados 
tomando-se os cuidados mencionados nos itens I, 
II e III. 
 
I. Antes da instalação da cabeça ou do carretel 
que possui o parafuso standard, lubrificar a 
rosca da extremidade com graxa; 
FIGURA 2-15 PARAFUSO DE TRAVA TIPO ET 
 
II. Certificar-se de que todo o parafuso está 
contraído antes da instalação de qualquer 
elemento na cabeça do poço ou no carretel; 
 
 
III. Todos os parafusos de trava devem ser 
acionados aos pares em 180º. 
 
 
Continuar com os demais da mesma maneira, 
mantendo o equipamento alinhado na cabeça do 
poço. Apertar os parafusos de trava usando a 
sequência mostrada na Fig.2-16 
 
 
IMPORTANTE: Os parafusos de trava standard não 
possuem um anel de vedação na extremidade. As 
roscas nessa extremidade devem ser engraxadas 
para prevenir a formação de lama em torno delas 
durante a perfuração. 
NOTA: A extremidade do parafuso de trava deverá 
estar no mesmo plano com o ID da parte superior 
do elemento do cabeçal. 
ATENÇÃO: Acionar o primeiro parafuso até 
contactá-lo com o equipamento na cabeça do 
poço. Não apertá-lo. Agora acionar o parafuso de 
trava localizado no meio entre os dois originais já 
acionados. Então acionar o oposto a esse. 
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FIGURA 2-16 SEQUÊNCIA DE APERTO DOS PARAFUSOS DE TRAVA. 
 
Conexão entre os elementos do cabeçal 
 
a) Flanges 
É um sistema de ligação entre dois 
equipamentos que retém pressão, em forma 
de anel, fundido externamente a esses 
equipamentos, com orifícios para parafusos e 
com um mecanismo de vedação. Para cada 
diâmetro de passagem e pressão de trabalho 
existe um flange normalizado pelo API (ver 
Anexo 01). Essas conexões devem ser 
executadas da seguinte maneira: 
• Limpar e verificar as sedes dos anéis (groove), 
sem a colocação de graxa. Não usar escova de 
aço; 
• Instalar o anel de vedação, que deve ser 
sempre novo; 
• Instalar o outro flange correspondente; 
• Lubrificar as roscas dos prisioneiros e as faces 
das porcas com a graxa apropriada; 
• Instalar os prisioneiros e/ou porcas. 
 
 
• Apertar todas as porcas uniformemente em 
uma configuração conforme figura 2-17. Ver 
Anexo 06 a especificação do torque 
recomendado; 
• Após a aplicação do torque recomendado 
haverá um espaçamento entre os flanges 
(Stand off) que permite a visibilidade do anel. 
Para os flanges 6B. (Anexo 01) Para os flanges 
6BX, existem espaçamento de 1/4" após suas 
faces se unirem, devido um rebaixo de 1/8" em 
cada uma delas. Neste caso o anel BX não é 
visível. 
 
 
FIGURA 2-17 CONFIGURAÇÃO DE APERTO DAS PORCAS DO FLANGE 
 
b) Cubos com grampos (Clamp hub) 
O cubo (hub) é um sistema de ligação entre 
dois equipamentos que retém pressão, em 
forma de anel, forjado externamente a esses 
equipamentos, com um mecanismo de 
vedação que é energizado pelo aperto de 
grampos (clamp). O anel a ser utilizado deve 
ser o especificado nas tabelas dos 
fabricantes. As pressões de trabalho dessas 
conexões acompanham a normalização do 
API. O grampo (Fig 2-18), consiste em duas 
partes iguais que podem ser unidas por 
parafusos com porcas dos dois lados ou com 
porca de um lado e fixo do outro por um pino 
onde gira. 
 
FIGURA 2-18 CUBOS COM GRAMPO 
ATENÇÃO: Deve-se ter um cuidado especial 
durante a remoção e instalação de prisioneiros e 
porcas. Inspecionar as roscas dos prisioneiros e os 
orifícios dos mesmos quanto a danos tais como 
deformação, espanamento ou abrasamento. Não 
aplicar torque demasiado aos prisioneiros. Não 
engraxar nem encher furos rosqueados com 
lubrificantes de roscas. Esta prática resultará emapertos inexatos nos prisioneiros. 
OBSERVAÇÃO: Nos flanges estojados 6BX, esse 
rebaixo de 1/8" pode ser omitido, assim o 
espaçamento, nesse caso será de 1/8". 
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Essas conexões devem ser executadas da seguinte 
maneira: 
• Limpar e verificar as sedes dos anéis (groove), 
sem a colocação de graxa; 
• Instalar o anel de vedação, que deve ser 
sempre novo; 
• Instalar o outro cubo (hub) correspondente; 
• Instalar o grampo (clamp). 
 
 
 
c) Estojo 
Também é um sistema de ligação entre dois 
equipamentos que retêm pressão, semelhante 
à do flange, mais forjado no próprio 
equipamento. Todas as suas características de 
instalação são idênticas às descritas para os 
flanges. 
 
 
 
 
 
2.7 Carretéis de ancoragem (Casing Head Spool) 
 
Os carretéis distinguem-se da cabeça de 
revestimento por possuírem dois flanges, superior 
e inferior, que são de características diferentes 
(diâmetro e/ou pressão de trabalho). 
São utilizados para sustentação de revestimentos 
intermediários ou de produção através de 
suspensores de revestimento idênticos aos usados 
nas cabeças de revestimento. Também fornece 
vedação e permite acesso ao anular dos dois 
últimos revestimentos descidos. Em seu interior, na 
parte inferior, possui engaxetamentos (pack-offs) 
que irão fornecer a vedação secundária, e na parte 
superior possui um ressalto para apoiar o suspensor 
de revestimento, o test-plug ou o bowl protector 
(bucha de desgaste utilizada para evitar danos ao 
carretel na movimentação da ferramenta de 
perfuração e que deve ser retirada antes da descida 
do revestimento seguinte). 
Possui alojamento cilíndrico para suspensor de 
revestimento, saídas laterais flangeadas, com 
roscas ou estojadas nas quais devem ser instaladas 
válvulas de gaveta. 
No final do poço uma delas deverá ser substituída 
por um flange companheiro e uma válvula agulha. 
 
 
 
FIGURA 2-19 CARRETEL DE ANCORAGEM C- 
22 
FIGURA 2-20 CARRETEL DE ANCORAGEM C- 
29 
FIGURA 2-21 CARRETEL DE ANCORAGEM C- 
29L 
• Conectar primeiro o parafuso de um lado, o 
que facilitará a conexão do parafuso do outro 
lado; 
• Apertar o grampo deixando o espaço entre as 
suas extremidades de igual tamanho, cuidando 
para que uma parte não fique mais apertada 
que a outra. 
OBSERVAÇÕES: 
• Lubrificar sua parte interna com pouca graxa; 
• Para facilidade de aperto, instalar o grampo 
com as porcas no sentido de “apertar para 
cima”, o que facilita o uso do cat-line, se 
necessário; 
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Atenção deve ser dada à instalação do 
engaxetamento interno que não deve ter nenhum 
de seus elementos danificados, o que poderá 
provocar vazamentos pelo mesmo durante os 
testes do cabeçal. 
Cuidado especial se deve ter ao cortar o 
revestimento após seu ancoramento. A superfície 
cortada deverá ser biselada e as rebarbas 
removidas para que não venham a cortar os 
elementos do engaxetamento. A principal função 
desse engaxetamento é proteger a ponta do 
revestimento cortado e promover isolamento da 
parte inferior do carretel. Quando for o caso 
permitindo que se trabalhe a uma pressão superior 
ao do flange inferior. Sua montagem, na parte 
inferior do carretel, deve ser conforme a figura 2- 
22. 
 
FIGURA 2-22 MONTAGEM DO ENGAXETAMENTO NO CARRETEL DE 
ANCORAGEM 
 
É recomendado, antes do corte do revestimento, 
medir a altura necessária para que o engaxetamento 
no interior do carretel seja coberto pelo 
revestimento. Essa medida normalmente é da 
ordem de 6,5 polegadas. Anexo 03 e 04. 
 
2.8 Suspensores de revestimento (Casing 
hanger) 
 
São cunhas com engaxetamento para vedação, que 
ancoram os revestimentos nas cabeças ou nos 
carretéis de ancoragem. 
Nas cabeças C-22 utiliza-se o suspensor C-22 e na C- 
29, o suspensor C29. São do tipo envolvente, isto é, 
que podem ser descidos através do BOP. 
No C-22 o engaxetamento se expande e veda contra 
o tubo de revestimento e contra a cabeça de 
revestimento quando o peso da coluna de 
revestimento é transferido para as cunhas, obtendo- 
se assim a vedação do espaço anular entre os 
revestimentos. 
 
FIGURA 2-23 SUSPENSOR DE REVESTIMENTO C-22 
 
No C-29 o peso do revestimento é transferido 
primeiramente para as garras superiores que se 
movem para baixo energizando o engaxetamento e 
transferindo o esforço para as garras inferiores, de 
parede paralelas, até que essas se ajustam ao 
revestimento e passam a absorver o restante da 
carga, evitando assim compressão excessiva no 
elemento de vedação. O Anexo 05 apresenta 
informações sobre as cunhas. 
 
FIGURA 2-24 SUSPENSOR DE REVESTIMENTO C-29. 
 
 
O suspensor utilizado nas cabeças tipo CR Fig.2-25 
não veda o espaço anular. É necessário o emprego 
de um anel superior de borracha, colocado após a 
recuperação do flange superior da cabeça. 
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FIGURA 2-25 SUSPENSOR DA CABEÇA TIPO “CR“ 
2.8.1 Procedimento para instalação de 
suspensores de revestimento 
(1) Soltar o ferrolho abrindo o suspensor em 
duas partes; 
(2) Colocar duas tábuas na cabeça de 
revestimento, em torno do revestimento; 
(3) Posicionar o suspensor sobre as tábuas, 
fechando-o ao redor do tubo; 
(4) Prender o ferrolho e engraxar o lado 
externo do suspensor; 
(5) Aplicar a tração especificada ao 
revestimento. Mínimo de 40.000 lbs; 
(6) Centralizar o revestimento; 
(7) Remover os parafusos retentores no 
suspensor; 
(8) Remover as tábuas, deixando o suspensor 
cair para dentro da cabeça do 
revestimento; 
(9) Verificar se está devidamente assentado 
com leves pancadas na sua parte superior e 
nas cunhas, de maneira a assentá-las 
uniformemente em torno do revestimento; 
(10) Transferir lentamente a tração do 
revestimento para o suspensor. 
 
2.9 Adaptadores de flanges 
 
Utilizado para conectar dois equipamentos com 
flanges diferentes e/ou para incrementar a altura na 
instalação do E.S.C.P. Não possuem saídas laterais. 
 
2.9.1 Adaptador A3 
É um carretel sem saídas laterais cuja função é 
permitir a conexão de flanges de dimensões 
diferentes, diâmetro ou pressão ou ambas. Neste 
caso o flange inferior é obrigatoriamente diferente 
do flange superior. Serve também para dar altura no 
cabeçal, se for o caso. Fig. 2-26 
FIGURA 2-26 CARRETEL ADAPTADOR A3 
 
2.9.2 Adaptador A4 
Tem a mesma função do A3. Devido sua altura ser 
reduzida não serve para se utilizar quando se deseja 
maior espaçamento entre os equipamentos. É 
estojado, não tem o formato de um carretel. Fig. 2- 
27 
 
FIGURA 2-27 ADAPTADOR A4 
 
2.9.3 Adaptador de flanges iguais 
É um carretel espaçador o que indica que serve 
apenas para se ganhar altura no cabeçal. Não 
permite a conexão de equipamentos com flanges 
diferentes. Assim como o A3 não tem saída laterais. 
Comumente chamado de cego por isso. 
 
2.10 Equipamento OBS de superfície 
 
É o equipamento de superfície usado com o sistema 
OBS de suspensão de revestimento usado por 
plataformas fixas, apoiado no fundo do mar. 
O sistema OBS sustenta o peso do revestimento no 
nível do fundo do mar para melhorar a estabilidade 
da sondapermitindo o abandono ou a reentrada em 
um poço temporariamente abandonado. 
O equipamento de superfície do sistema OBS é 
constituído por carretéis de passagem plena. Depois 
que a primeira cabeça for montada no revestimento, 
uma bucha suporte é instalada para proporcionar a 
vedação secundária do espaço anular, e receber o 
próximo suspensor de revestimento. Então o 
carretel é colocado sobre essa bucha, encostando-a 
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contra a cabeça de revestimento. Assim 
sucessivamente até o engajamento com o conjunto 
de preventores. Ver Fig.2-28 
No abandono do poço, todos os suspensores acima 
da cabeça de revestimento são liberados com a 
remoção dos carretéis, permitindo assim sucessivos 
acessos aos suspensores, buchas suporte e 
revestimentos internos. 
O suspensor de revestimento utilizado nos carretéis 
é o C-29. O formato da bucha suporte é mostrada na 
Fig. 2-28. 
 
FIGURA 2-28 FORMATO DA BUCHA SUPORTE 
 
 
FIGURA 2-29 EQUIPAMENTO OBS DE SUPERFÍCIE 
 
 
 
 
2.11 Alinhamentos em Condição Normal de Operação 
 
 
FIGURA 2-30 CONDIÇÃO DE OPERAÇÃO HARD SHUT-IN METHOD 
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FIGURA 2-31 CONDIÇÃO DE OPERAÇÃO SOFT SHUT-IN METHOD 
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3 CAPÍTULO - BOP STACK SUBMARINO 
 
3.1 Denominações de pressão de BOP 
stack submarino 
 
Equipamento preventor de erupção é baseado em 
classes de pressões de trabalho (WP) e designado 
como 5K, 10K, 15K, 20K, 25K, e 30K como descrito na 
Tabela 5 do API STD 53ª edição 2012. 
 
DENOMINAÇÃO DE 
PRESSÃO 
CLASSE DA PRESSÃO DE 
TRABALHO 
5K 5.000 (34,47 MPa) 
10K 10.000 (68,95 Mpa) 
15K 15.000 (103,425 MPa) 
20K 20.000 (137,90 MPa) 
25K 25.000 (172,37 MPa) 
30K 30.000 (209,84 MPa) 
TABELA 2 DENOMINAÇÕES DE PRESSÃO DE BOP SUBMARINO 
 
Cada BOP de gaveta deve ter no mínimo, uma 
pressão de trabalho WP igual ao valor máximo 
previsto de pressão na cabeça do poço (MAWHP). 
 
3.2 Classe de BOP stack 
 
A classificação ou "classe" de um BOP stack é o 
número total de gavetas e preventores anular no 
BOP Stack. 
A quantidade de componentes vedantes para 
contenção de pressão em um BOP stack deve ser 
usada para identificar a classe do sistema BOP 
submarino. A designação da classe 6 representa uma 
combinação de um total de seis gavetas e/ou 
preventor anular instalado (por exemplo, dois 
preventores anular e quatro preventores de gaveta, 
ou um preventor anular e cinco preventores de 
gaveta, no caso da classe 6 descrita). 
Após a classe do BOP ser identificada, a 
nomenclatura seguinte identifica a quantidade de 
preventor anular instalado e é designada por uma 
identificação alfanumérica (por exemplo, a 
identificação de dois preventores anulares é A2). 
 
 
A designação alfanumérica final deve ser atribuída à 
quantidade de gavetas ou cavidades para gavetas, 
independentemente da sua utilização do BOP stack. 
As gavetas ou cavidades serão designadas com um 
"R" (Ram gaveta em inglês), seguido pela quantidade 
de gavetas ou cavidades (por exemplo, R4 designa 
que quatro preventores tipo gaveta estão 
instalados). 
 
 
3.3 Arranjos de BOP Stack Submarino 
 
As posições dos preventores anular e de gavetas e as 
saídas no BOP stack submarino devem fornecer os 
meios confiáveis para lidar com eventos potenciais 
de controle poço. Especificamente para as 
operações em flutuantes, o sistema deve fornecer 
um meio de: 
• Fechar e vedar no tubo de perfuração, tubing, 
revestimento ou liner e permitir a circulação; 
• Fechar e vedar nos poços abertos e permitir as 
operações de controle de poço por métodos 
volumétricos; 
• Tripping com a coluna de perfuração; 
• Hang-off do tubo de perfuração em uma gaveta 
de BOP e controlar o poço; 
• Cisalhar o tubo de perfuração ou tubing e vedar 
o poço; 
• Desconectar o riser do BOP stack; 
• Circular no poço após a desconexão do tubo de 
perfuração; 
• Circular através do BOP stack para remover 
gases aprisionados. 
 
Preventores anular que têm uma pressão de 
trabalho WP inferior ao preventor de gaveta são 
aceitáveis. 
Conforme o API STD 53ª edição 2012 a linha mais 
inferior conectada ao BOP Stack deve ser 
identificada como kill line. Para BOP que tem linhas 
instaladas em cada lado com saída da última gaveta 
de controle de poço, ambas podem ser designadas 
como linha de choke ou linha de kill. 
EXEMPLO: Um sistema BOP classe 6 com dois 
preventores anulares e quatro preventores tipo 
gaveta é designado como "Classe 6-A2-R4." 
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Nomenclatura para identificar equipamentos 
específicos do stack (linha de choke, linha de kill, 
etc.) devem fazer parte do programa de perfuração. 
Uma avaliação de risco documentada deve ser 
realizada pelo usuário do equipamento e pelo 
proprietário do equipamento para todas as classes 
de arranjos do BOP para identificar posicionamentos 
e configurações de gavetas, e ter em conta o espaço 
anular e tubulações larga(s) para o gerenciamento 
de controle de poço. 
O BOP stack submarino deve ser Classe 5 ou superior 
o que consiste no seguinte: 
• Um mínimo de um preventor anular; 
• Um mínimo de duas gavetas de tubo (excluindo 
a gaveta de teste); 
• Um mínimo de dois conjuntos de gavetas 
cisalhantes para cisalhar o tubo de perfuração e 
tubing em uso, dos quais pelo menos um 
conjunto de gavetas deve ser capaz de vedar. 
Para as plataformas ancoradas, um mínimo de 
um conjunto de BSR (capaz de vedação) para o 
cisalhamento do tubo de perfuração e tubing 
em uso pode ser efetuado após a realização de 
uma avaliação de risco. 
 
3.3.1 Arranjos de BOP submarino e linhas 
 
O arranjo do BOP submarino é denominado 
convencional quando é composto por 2 BOP 
anulares e 4 cavidades no BOP Stack conforme 
mostrado na figura abaixo. Na cavidade do topo do 
conjunto tem instalada uma gaveta cega-cisalhante 
e nas outras 3 cavidades tem instaladas gavetas de 
tubo. 
Este conjunto BOP quando instalado em sonda DP é 
utilizado para a perfuração de poços com margem 
de segurança de riser. 
O arranjo do conjunto BOP submarino de sonda DP 
para perfuração de poços com pelo menos uma fase 
sem margem de segurança de riser deve ser 
composto por 2 BOP anulares e 5 ou 6 cavidades no 
BOP Stack para possibilitar a instalação de duas 
gavetas cega-cisalhantes ou uma cega-cisalhante e 
uma super-cisalhante, mantendo a mesma 
quantidade de gavetas de tubos visando aumentar a 
confiabilidade no isolamento do poço após uma 
desconexão de emergência do LMRP. Pode ser 
utilizado um dos seguintes arranjos de gavetas: 
Arranjo 1: 2 BOP anulares + 2 gavetas cegas- 
cisalhantes + 3 gavetas de tubo; 
 
Arranjo 2: 2 BOP anulares + 1 gaveta cega-cisalhante 
+ 1 gaveta super-cisalhante + 3 gavetas de tubo; 
 
Arranjo 3: 2 BOP anulares + 2 gavetas cegas- 
cisalhantes + 1 gaveta super-cisalhante + 3