Aula 04 (4)

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90
Alta Competência
As principais desvantagens da completação dupla são: 
Maior dificuldade na seleção e utilização dos equipamentos, • 
com maiores possibilidades de problemas;
Embora menos freqüentes, as restaurações são mais • 
complexas;
Maior dificuldade na aplicação dos métodos artificiais de • 
elevação.
2.3. Etapas de uma completação
Ao final da perfuração, o poço é abandonado temporariamente 
para posterior completação. As etapas seqüenciais de uma 
completação estão apresentadas a seguir. Vale lembrar que para 
realizar essas operações no poço pode ser necessária uma sonda 
similar a que o perfurou.
As fases da completação com árvore de natal convencional, cujo 
método de elevação artificial utilizado é o gas-lift, são as seguintes:
Instalação dos equipamentos de segurança para controle • 
do poço;
Condicionamento do revestimento de produção até o topo do • 
liner, utilizando água do mar;
Condicionamento do • liner e substituição do fluido nele contido 
por fluido de completação (FC).
2.3.1. Fases da completação
As fases de uma completação típica são as seguintes:
Verificação e correção, se necessária, da qualidade da • 
cimentação primária realizada no final da perfuração;
Capítulo 2. Completação
91
Canhoneio• na zona de interesse, para que o reservatório 
seja comunicado com o interior do revestimento de produção, 
permitindo produção dos fluidos do reservatório;
Avaliação das formações, através de um • teste de formação a 
poço revestido (TFR), se solicitado;
Descida da cauda de produção, geralmente com coluna de • 
trabalho (COT). A cauda de produção tem o objetivo de isolar 
a formação, possibilitando a retirada apenas da parte superior 
da coluna de produção numa futura intervenção, sendo que a 
extremidade da coluna deve se posicionar aproximadamente 30 
metros acima do topo da zona de interesse;
Retirada da coluna de trabalho, com a • camisa do TSR;
Instalação dos equipamentos no interior do poço para garantir • 
a produção de forma segura e eficiente;
Instalação da árvore de natal (convencional ou molhada);• 
Indução de • surgência para que o poço entre em fluxo, injetando-
se gás pelo anular. Pode-se, também, utilizar o flexitubo e injetar 
gás diretamente no interior da coluna.
92
Alta Competência
Fluido de
completação
Cimentação
primária
CBL/VDL/GR/CCL
Gás
Óleo
Água
CCL
R1 (3 pés)
R2 (5 pés)
Avaliação da qualidade da cimentação (perfis 
CBL / VDL / CEL ou ultra-sônicos).
Cabo
elétrico
Canhão
Gás
Óleo
Água
CCL
Jatos
Canhoneio convencional a cabo da zona de 
interesse ou com coluna (TCP)
 
Água
GÁS
Óleo
TSRPacker
hidráulico
Sliding sleeveStanding 
valve +
nipple R
Descida da cauda de produção, efetuada 
geralmente com coluna de trabalho.
Água
Gás
Óleo
Mandris de
gas-lift
DHSV
Equipagem do poço, com coluna para produção 
por gas-lift.
Capítulo 2. Completação
93
Água
Gás
Óleo
Camisa
do TSR
Standing 
valve +
nipple R
Mandril
do TSR
Retirada da coluna de trabalho, com a camisa 
do TSR.
Água
Óleo
Válvula
de teste
Válvula de 
circulação
P & T Packer
Gás
Amostrador
Avaliação da formação de interesse com 
coluna especial para TFR.
Água
Gás
Óleo
Flexitubo
DHSV
Induzindo surgência em um poço com auxílio 
de flexitubo.
Água
Gás
Óleo
BCS
Packer duplo
Cabo
Elétrico
Poço equipado com BCS, bastando ligar 
bomba para indução da surgência.
94
Alta Competência
Água
Gás
Óleo
PWF
PE
Válvulas de
pressão
fechadas
Válvula de
orifício 
Gás atinge a válvula operadora (poço surgente) 
e a 1ª e a 2ª válvulas fecham.
Água
Gás
Óleo
ANM’s D03, DL,
DA, LA, GLLANC e
ANM’s
D01, D02
Início da indução de surgência, com injeção de 
gás no anular.
2.3.2. Produção do reservatório ao poço
Os depósitos petrolíferos existentes nas rochas-reservatórios estão 
sujeitos à pressão, seja da água localizada sob eles, seja do gás 
acumulado sobre eles ou dissolvido no óleo. Quando o poço atinge 
a zona petrolífera, a pressão força o óleo para o interior do poço até 
que o mesmo chegue à superfície. Enquanto durar a pressão, o óleo 
é impelido, naturalmente, para o exterior. Nessa condição, diz-se que 
o poço produz por surgência natural. 
Se a pressão do reservatório começa a diminuir, vai se reduzindo 
a quantidade de óleo produzida. Tão logo não haja mais força 
suficiente para impulsionar o óleo até a superfície, lança-se mão de 
recursos artificiais de elevação ou mesmo antes, para aumentar a 
produtividade do poço. 
Capítulo 2. Completação
95
2.3.3. Condicionamento do revestimento e poço
Na reentrada no poço, com vistas à sua completação, depois da 
sonda estar posicionada, retira-se a capa de abandono, limpa-se a 
cabeça do poço e instala-se o BOP (o mesmo utilizado na perfuração) 
conectando-o diretamente à cabeça de poço, com o objetivo de 
possibilitar o acesso ao seu interior com toda a segurança necessária 
para execução das demais fases.
Uma vez instalado os equipamentos de segurança, condiciona-se o 
revestimento de produção. São descidos broca e raspador. A broca é 
utilizada para cortar os tampões de cimento ou mecânicos deixados 
no interior do poço abandonado pela perfuração. Conclui-se essa 
fase com a substituição do fluido que se encontra no interior do poço 
pelo fluido de completação (FC).
O fluido de completação é, basicamente, uma solução salina, isenta 
de sólidos, compatível com a formação e com os fluidos nela contidos, 
de forma a não causar danos à formação e de fornecer pressão 
hidrostática no interior do poço um pouco superior à pressão estática 
das formações.
2.3.4. Pesquisa da cimentação primária
A cimentação tem o objetivo de promover a vedação hidráulica entre 
os diversos intervalos permeáveis ou até mesmo dentro de um único 
intervalo permeável, impedindo a intercomunicação de fluidos por 
detrás do revestimento. Além disso, a cimentação propicia suporte 
mecânico ao revestimento.
A pesquisa da qualidade da cimentação tem por finalidade inferir 
a existência ou não de intercomunicações entre os intervalos de 
interesse. Para avaliar a qualidade da cimentação são utilizados perfis 
acústicos que medem a aderência do cimento ao revestimento, e do 
cimento à formação. Em função da interpretação dos perfis obtidos, 
decide-se quanto à necessidade ou não de correção da cimentação.
96
Alta Competência
Composição
Fluido
Revestimento
Cimento
Formação
Ferramenta acústica para perfilagem CBL/VDL. 
Respostas acústicas em diferentes meios de propagação
Fo
n
te: Petro
b
ras
Perfil típico CBL/VDL/ GR/CCL para pesquisa e 
verificação da qualidade da cimentação
Capítulo 2. Completação
97
2.3.5. Canhoneio
A função do canhoneio é perfurar, simultaneamente: o 
revestimento, o cimento que há entre o revestimento e a formação. 
Além disso, tem que ultrapassar a zona de invasão de filtrado que 
ocorre durante a perfuração e que é danificada. Feito isso, ainda 
irá penetrar algumas polegadas na rocha produtora.
A idéia mais comum é que o canhoneio seja feito pelo disparo de 
projéteis contra o revestimento, mas isso não ocorre. Na verdade, o 
canhão é formado por cargas moldadas que, ao serem detonadas, 
não explodem pura e simplesmente, mas devido à geometria de sua 
construção concentram toda a sua potência em uma única direção, 
acarretando um jato de plasma com espantosa velocidade e pressão, 
acima de 4.000.000 psi, 272.000 atm.
Os principais tipos de canhoneio são: 
a) Convencional
As cargas são montadas dentro de recipientes que as isolam do fluido 
do poço à pressão atmosférica. Os canhões são descidos e disparados 
por cabo elétrico.
b) Tubing Conveyed Perforation (TCP)
O sistema Tubing Conveyed Perforation (TCP) é descido na 
extremidade de uma coluna de tubos e os canhões são de grande 
diâmetro e alta densidade de disparos.
c) Thrutubing
É um canhão montado para descer, com cabo elétrico, através da 
coluna de produção. Em alguns casos, inclusive, é disparado de dentro 
da coluna. A principal vantagem é que não é necessário desequipar o 
poço paraefetuar o canhoneio.
98
Alta Competência
a b c
Tipos de canhão: Thrutubing (a), TCP (b) e canhão convencional a cabo (c). 
Detalhe do canhão convencional: descido c/cabo elétrico; cargas explosivas distribuídas 
em fase de 90°; cordão detonante interligando as cargas.
Fo
n
te: Petro
b
ras
2.3.6. Indução de surgência
É o conjunto de operações que visa à redução hidrostática do 
fluido de completação ou de amortecimento a um valor inferior à 
pressão estática da formação, de modo que o poço tenha condições 
de surgência. 
Pode ser dividida em quatro grupos: 
Indução através das válvulas de • gas-lift; 
Indução através de flexitubo; • 
Indução pela substituição do fluido da coluna por outro fluido • 
mais leve; 
Indução por pistoneio. • 
Capítulo 2. Completação
99
Os dois primeiros métodos trabalham com a gaseificação 
do fluido do interior da coluna como forma de diminuir sua 
hidrostática. No primeiro, o gás é injetado inicialmente no anular 
do poço, passando posteriormente para o interior da coluna, de 
forma controlada, através de equipamentos especiais instalados 
na coluna de produção, chamados de válvulas de gas-lift. 
No segundo método, o gás é injetado por uma tubulação metálica 
flexível, descida pelo interior da coluna de produção, gaseificando 
o fluido na coluna e promovendo sua elevação.
2.4. Principais componentes da coluna de produção (COP)
A pressão hidrostática gerada pelo fluido de completação existente no 
poço impede que haja fluxo de óleo ou gás natural para o interior do 
poço pelos canhoneados (furos que o canhoneio fez no revestimento, 
cimento, chegando até a rocha-reservatório). Essa condição permite 
a instalação da coluna de produção.
A coluna de produção (COP) é um conjunto de equipamentos 
específicos e de tubos enroscados, descido e instalado no interior do 
poço, com a finalidade de permitir um caminho, com fluxo controlável, 
do óleo ou gás natural no interior do poço até a superfície.
100
Alta Competência
Árvore de Natal Molhada “GLL” 
Tubing hanger GLL com
redução 4 1/2” TDS PIN X 4 1/2” EU PIN
DHSV mod. “TRDP-1A-SSA”, 4 1/2” EU
com linha de controle dupla
Nipple “F” 3,68”
Mandril de gas-lift 4 1/2” EU
Mandril de gas-lift 4 1/2” EU
Tubos de produção 4 1/2” EU
TSE com perfil “F” 2.81”
Packer hidráulico mod. “HHL”, 4 1/2” EU
Redução 3 1/2” EU X 4 1/2” EU
Tubo de produção 3 1/2” EU
Nipple “R” 2.75”
Shear out tripla
Revestimento de produção 9 5/8”
Esquema de coluna de produção: poço típico de elevação por gas-lift, 
equipado com ANM GLL.
2.4.1. Alguns elementos da coluna de produção (COP)
A coluna de produção (COP) é composta por alguns elementos 
como nipples, packer de produção e Tubing Seal Receptacle, a 
seguir descritos.
Capítulo 2. Completação
101
a) Nipples de assentamento
Os nipples (ou perfis) de assentamento são componentes da coluna 
(subs) que possuem uma área polida para vedação e uma sede de 
travamento. Servem para alojar, numa profundidade bem definida, 
equipamentos para controle de fluxo ou registro de dados de 
poço, através de operações com arame. Há vários tipos de nipples 
de assentamento, classificados conforme o perfil de assentamento. 
Os mais usados são os nipples “R” e “F”.
Sede para
trava do 
plug (Groove)
Área polida
Batente
(no-go)
Nipple RNipple F
Esquemas dos niplles “F” e “R” e foto do niplle-R com standing valve 
acima da posição de assentamento
Fo
n
te: Petro
b
ras
b) Packer de produção
O packer de produção ancora no revestimento, quando as 
cunhas são acionadas, promovendo a vedação do anular devido 
à energização das borrachas. O packer tem múltiplas funções: 
serve para compor a primeira barreira mecânica de segurança 
do espaço anular; proteger o revestimento (acima dele) contra 
pressões da formação e fluidos corrosivos; possibilitar a injeção 
controlada de gás pelo anular, nos casos de elevação artificial 
por gas-lift; permitir a produção seletiva de várias zonas por uma 
única coluna de produção (com mais de um packer) e, finalmente, 
permitir preservar a formação, desde que a extremidade inferior 
da COP permaneça tamponada.
102
Alta Competência
No uso de caudas de produção, o packer, em conjunto com 
o Tubing Seal Receptacle (TSR) - junta telescópica de tubos de 
produção - divide a COP em parte superior e cauda. Nesse 
caso, é posicionado de tal forma que a extremidade da coluna 
de produção fique aproximadamente 30 m acima do topo da 
formação produtora superior. Isso facilita operações por dentro 
da coluna (through tubing) - como a perfilagem de produção - e 
permite ampliações de canhoneio.
Os packers de produção mais usados são compostos por elementos 
de vedação (borrachas), elementos de ancoragem (cunhas e hold-
down), pinos de cisalhamento para assentamento e pinos (ou anel) 
de cisalhamento para desassentamento. Como são assentados 
por diferencial de pressão entre o interior e o exterior da coluna, 
exigem a obturação da coluna abaixo do packer. Daí a necessidade 
de shear-out, hydro trip ou standing valve assentada sobre nipple “R” 
ou nipple “F”. 
Embora testados com pressão no anular para verificar sua ancoragem 
e vedação no revestimento, pode ser que o packer de produção venha 
a falhar com o tempo. Assim, o técnico de operação de produção 
deve estar alerta para quaisquer pontos de falha, como por exemplo, 
queda da pressão de gas-lift, aumento de pressão no anular em poços 
surgentes ou de elevado RGL.
Capítulo 2. Completação
103
Fo
n
te: Petro
b
ras
(01) Mandril
(02) Parafuso de cisalhamento
para desassentamento
(03) Collet
(05) Snap latch
(04) Elemento de vedação
(07) Cremalheira
(08) Parafuso de cisalhamento (b)
(09) Cone superior
(10) Cunha
(11) Cone inferior
(12) Parafuso de cisalhamento (c)
(13) Pistão atuador
(14) Mandril do pistão
(15) Camisa retentora
(16) Camisa 
protetora
(17) Anéis de
travamento
(06) Parafuso de cisalhamento (a)
Pistão anti-desassentamento
o packer não desassenta com
pressão na coluna
Foto e esquema do packer de produção: elementos de vedação (borrachas) e 
de ancoragem (cunhas)
c) Tubing Seal Receptacle (TSR)
O Tubing Seal Receptacle (TSR) - ou junta telescópica - é usado para 
absorver a expansão ou contração da coluna de produção (COP), que 
apresenta variação térmica devido às diferentes temperaturas a que 
é exposta na produção ou injeção de fluidos. 
Geralmente, o TSR fica ao final da intervenção com uma abertura 
(desencamisamento) de 1,5 m suficiente para compensar a dilatação 
da COP. Permite, também, a retirada da coluna sem haver necessidade 
de desassentar o packer.
A camisa do TSR é composta de um top sub, dois conjuntos de 
barreiras de detritos, quatro conjuntos de unidades selantes e a 
sapata-guia com J-slot. O mandril é composto de um perfil “F” no 
topo, seguido de mandril polido e bottom sub com J-pino e duas 
sedes para parafusos de cisalhamento.
104
Alta Competência
A vedação entre os dois conjuntos (camisa externa e mandril) é 
promovida pelo conjunto de unidades selantes sobre o mandril 
polido. O travamento entre os dois conjuntos, para descida ou 
retirada, é promovido através do J-slot existente na sapata-guia que 
se encaixa no J-pino (no bottom sub do mandril) e por parafusos de 
cisalhamento, que tanto podem ser posicionados para rompimento 
por tração ou compressão.
Mandril do TSR
Camisa do TSR
Perfis de sapata guia
(J-slot)
EORH (*)
easy-out
right hand
AIRH
auto-in
right hand
AORH
auto-out
right hand
EOLH
easy-out
left hand
AILH (**)
auto-in
left hand
AOLH
auto-out
left hand
(1)
(6) perfil “F”
Área 
Polida
Ranhura
superior
(compressão)
Ranhura
inferior
(tração)
J-pino
* usual em coluna de produção.
** usual em pescador de TSR.
(5) Sapata guia (J-slot)
(4) Orifício 
para 
colocação
parafusos 
de cisalhamento
(3) Selos
(2) 
Barreira
de 
detritos
Esquema do TSR (mandril, camisa e diversos tipos de sapata guia)
d) Mandril de gas-lift (MGL) e válvula de gas-lift (VGL)
Esses equipamentos compõem a coluna de produção que utiliza ométodo de elevação artificial gas-lift, por meio de injeção contínua de 
gás no interior da COP, a partir do anular do poço.
Capítulo 2. Completação
105
O mandril de gas-lift (MGL) é um componente da coluna de produção 
usado como alojamento de diversos tipos de válvulas, chamadas de 
válvulas de gas-lift (VGL). Os MGL são excêntricos, isto é, são tubos 
com bolsas para assentamento das válvulas localizadas na lateral do 
mandril. O acesso para instalar ou retirar as VGL nos MGL só é possível 
com a utilização de ferramentas especiais – os desviadores – através 
de operações com arame.
Cada MGL é enviado para a sonda com a válvula instalada e já com 
dois tubos curtos (pup joints) enroscados, um acima e outro abaixo 
do mandril. 
Na parte externa do mandril constam as seguintes informações: tipo 
do mandril, diâmetro, orifício e calibração da válvula, posição na 
coluna e se as conexões estão torqueadas ou com aperto manual. 
A montagem modulada nas oficinas em terra, com torque controlado 
e teste da vedação VGL x MGL com 5.000 psi, além dessas informações, 
aumentam a confiabilidade da instalação dos mandris. A coluna 
é testada depois de montada no poço com 2.000 psi ou a pressão 
especificada no projeto do poço.
As válvulas de gas-lift (VGL) promovem a comunicação entre o anular 
do poço e a coluna de produção (COP), mas não permitem passagem 
no sentido COP para o anular. 
As válvulas podem ser de três tipos: 
VGL de orifício•	 : também denominada “válvula operadora”, 
está sempre aberta no sentido anular X coluna. Possui orifício 
calibrado para permitir uma vazão calculada de gás que 
otimize o auxílio na elevação da coluna de óleo produzido. 
Normalmente, é instalada no mandril mais profundo de uma 
coluna de elevação artificial por gas-lift. Como as VGLs são 
fabricadas para circular gás, não se deve circular fluido por elas 
com elevada vazão, correndo o risco de erodir a sede e a esfera 
da válvula. A prática recomenda não circular fluido pela VGL 
com vazão maior do que 1 bpm (42 gpm ou 159 l/m).
106
Alta Competência
VGL de pressão•	 : também chamada de “VGL calibrada”, serve 
para ajudar a aliviar o peso da coluna hidrostática durante a 
indução de surgência. Fica posicionada acima da válvula de 
orifício e é calibrada para fechar a determinada pressão no 
anular, quando, então, não mais permite o fluxo de gás através 
de si.
VGL cega•	 : não é possível a circulação de gas-lift ou qualquer 
outro fluido através desta válvula. Serve para reservar uma 
posição estratégica na coluna para comunicação anular X coluna 
ou até mesmo coluna X anular, se desejado, através dos orifícios 
do próprio mandril. As válvulas cegas podem ser assentadas e 
retiradas através de operações com arame.
Guia de orientação
do desviador
Bolsa da 
Válvula de gas-lift
(VGL)
Conexão caixa inferior
4 1/2”EU ou 3 1/2”EU
Área polida
inferior
Área polida
superior
Ressalto para
travamento da
válvula de gas-lift
Defletor
Conexão caixa superior
4 1/2”EU ou 3 1/2”EU
Orifício de comunicação
anular x coluna
Desenho, em corte, de um MGL. Alguns modelos de MGL, em corte
Fo
n
te: Petro
b
ras
Capítulo 2. Completação
107
Bolsa lateral do
mandril de gas-lift
Diâmetro de 
Passagem (orifício)
Sede da
check valve
check valve
Gaxetas
Trava 
tipo RK
Desenho, em corte, de uma VGL de orifício. Fotos, uma em corte, de uma VGL 
de pressão ou calibrada
Fo
n
te: Petro
b
ras
e) Dispositivo ou válvula de segurança de subsuperfície (DSSS)
A válvula de segurança de subsuperfície (DSSV), mais conhecida pelo 
nome comercial DHSV – Down Hole Safety Valve – é posicionada na 
coluna de produção (COP) normalmente um a dois tubos de produção 
abaixo do leito marinho. A DSSS tem a função de barreira mecânica 
de segurança para evitar erupções ou fluxos descontrolados do poço 
no caso de falhas dos equipamentos de segurança de superfície. 
ATENÇÃO
O DSSS é um dispositivo de segurança obrigatório em 
determinadas circunstâncias nos poços de petróleo 
offshore, por exemplo, poço produtor de gás surgente 
em lâmina d’água mais rasa que 80 m.
108
Alta Competência
A DSSS possibilita um fechamento quase instantâneo da COP, 
cessando o fluxo de óleo e/ou gás, caso algum sério problema 
ou falha tenha ocorrido com os equipamentos de segurança de 
superfície, seja árvore de natal convencional (ANC) ou árvore de 
natal molhada (ANM). 
A Norma Petrobras N-2765 – Segurança na operação de poços 
para explotação de hidrocarbonetos – permite a não instalação 
do dispositivo de segurança de subsuperfície, determinando sua 
obrigatoriedade e quais as situações e condições nas quais pode ser 
preterido. É possível operar sem DSSS em poços não surgentes para o 
fundo do mar ou poços isolados, mesmo quando surgentes, com RGO 
menor do que 300 m3/m3 (N-2765, itens 5.3.1.2, 6.2.1.2 e 7.2.1.2).
Fo
n
te: Petro
b
ras
Árvore de 
Natal
Painel de 
controle
Bundle 
hidráulico
Cabeça de
produção
Suspensor
de coluna
Linhas de
controle
Sistema DHSV, constituído por:
I. Painel de controle
II. Feixe hidráulico do qual faz parte 
a(s) linha(s) de controle da DHSV com 
fluido hidráulico;
III. Árvore de Natal
IV. Suspensor de coluna (tubing 
hanger).
V. DHSV
Flapper
fechada
Mola
Tubo de
fluxo
Pistão de
acionamento
Linha de 
controle
DSSS para águas profundas, com câmara de nitrogênio e duas linhas de controle 
para acionamento
Capítulo 2. Completação
109
Ao pressurizar a linha de controle, a pressão aplicada através do 
painel hidráulico na plataforma de produção atua sobre o pistão 
interno de acionamento, deslocando-o para baixo. O pistão é 
solidário a um tubo de fluxo, ocorrendo também o deslocamento 
do tubo no mesmo sentido, comprimindo uma mola. No trajeto para 
baixo, o tubo de fluxo abre a flapper, mantendo-a assim, enquanto a 
resultante das forças atuantes seguir no sentido de mantê-la aberta 
na linha pressurizada. Em uma eventualidade ou emergência em que 
a linha de controle for despressurizada, o pistão, por efeito da mola, 
é deslocado para cima, juntamente com o tubo de fluxo, promovendo 
o fechamento da flapper e interrompendo a produção do poço.
Foram os DSSS que salvaram a Plataforma Central de Enchova (PCE-1) 
da destruição total por ocasião do blowout do poço EN-19D, em 
1987, quando o calor gerado no incêndio danificou as vedações dos 
equipamentos de superfície de todos os outros poços. 
f) Equipamentos de subsuperfície para gerenciamento dos 
reservatórios
Para gerenciar a produção de cada reservatório (formação/zona/
intervalo) é relevante a vazão de cada fluido (óleo, água e gás) em 
cada intervalo, assim como a pressão e a temperatura em condições 
de fundo e ao longo da elevação e escoamento dos fluidos. 
Em poços offshore é comum a instalação de mandril de Permanent 
Downhole Gauge (PDG), que permite o registro contínuo de pressão e 
temperatura próximo da(s) zona(s) produtoras, e de sensor Transdutor 
de Pressão e Temperatura (TPT), para o registro de temperatura e 
pressão próximo da cabeça do poço (ANM). 
As completações inteligentes são um desenvolvimento tecnológico 
atual. Além dos registros de vazão, pressão e temperatura, permitem, 
ainda, a atuação remota de válvulas reguladoras de fluxo no fundo. 
Dessa forma, em completações seletivas (dois ou mais intervalos 
produzindo separadamente) pode-se controlar a abertura de cada 
intervalo de 0 a 100%. 
110
Alta Competência
2.4.2. Métodos de elevação 
A energia de pressurização do reservatório e de elevação do 
hidrocarboneto até a superfície, estação ou plataforma coletora é 
a pressão original do reservatório, que se depleta, ou seja, se perde 
naturalmente conforme o mecanismo natural de pressurização. 
A depleção é mais rápida em reservatórios de óleo com gás em 
solução ou de capa de gás, e mais lenta em reservatórios com 
influxo de água.
Quando o reservatório já não dispõe mais de energia suficiente 
para impulsionar o óleo até a superfície, outros recursos podem ser 
utilizados para atingir esse objetivo.Atualmente, procura-se conservar a energia original do reservatório 
por meio de injeção de água, vapor ou gás no reservatório. 
O recomendável seria iniciar a produção do campo de óleo apenas 
após a instalação de um sistema de injeção e início de operação dos 
poços injetores em conjunto com os produtores.
Enquanto existir pressão suficiente devido ao gás ou à água – um dos 
quais em geral predomina – o óleo é impelido à superfície em um 
fluxo natural.
Com a redução da pressão durante a vida produtiva ou para 
aumentar a vazão de produção de um poço, é necessário utilizar 
métodos artificiais de elevação. 
Os métodos artificiais de elevação offshore são:
Injeção contínua de gás – • gas-lift;
Bombeio centrífugo submerso – • BCS. 
Nos poços de petróleo terrestres são utilizados, também, métodos de 
bombeio mecânico, por exemplo, bombas alternativas acionadas por 
cavalos-de-pau, isto é, mecanismo com hastes, usado para acionar 
a bomba submersa de extração de petróleo, bombas de cavidades 
progressivas (BCP) ou métodos pneumáticos alternativos.
Capítulo 2. Completação
111
a) Método de injeção contínua de gás – gas-lift
A energia para elevação do petróleo é fornecida pela injeção de gás 
no poço produtor. O próprio gás obtido no processo de separação na 
planta de produção ou gás importado de outros campos é injetado 
no espaço anular existente entre a coluna de produção (COP) e o 
revestimento de produção, passando para a coluna de produção 
pelos mandris de gas-lift (MGL), com suas respectivas válvulas (VGL). 
A mistura do gás injetado com o fluido produzido dentro da coluna 
gaseifica o líquido, reduzindo a densidade e a pressão hidrostática 
nos canhoneados e na formação. Dessa forma, estando a coluna de 
líquido mais leve no interior da coluna de produção, o reservatório 
pode impelir o fluido (óleo, água e gás) até a superfície.
b) Método de bombeio centrífugo – BCS
No método de elevação por bombeio elétrico submerso, um conjunto 
de bombas centrífugas e motores elétricos é descido na extremidade 
inferior da coluna de produção e lá fica mergulhado no óleo existente 
no fundo do poço. Um cabo elétrico interliga o motor da bomba 
no fundo do poço aos transformadores de corrente na superfície, 
responsáveis por acionar os motores elétricos e fazer as bombas 
girarem. Desse modo, por bombeio, o óleo, junto com outros fluidos 
da formação, é elevado à superfície. O método assemelha-se ao que 
temos em nossas residências: uma caixa d´água no teto, uma cisterna 
no piso do quintal, um motor elétrico, uma bomba na área de serviço 
e uns tubos de PVC interligando os sistemas de água. A diferença, no 
caso, é que em vez de água, temos óleo; em vez da cisterna, temos 
o poço; em vez da caixa no teto, temos a plataforma de produção e, 
principalmente, o conjunto motor e bomba fica submerso.
O BCS é indicado para poços que possuam um potencial de produção 
maior do que o obtido por elevação natural somente com a pressão 
disponível do reservatório e, em particular, para poços não surgentes. 
O BCS é mais adequado a reservatórios subsaturados, ou seja, com 
baixa razão de solubilidade (RS) e baixa razão gás-óleo (RGO). 
As bombas de fundo devem ser colocadas em profundidade abaixo da 
pressão de saturação para que não haja liberação de gás na admissão 
das bombas, evitando cavitação nas mesmas. Outro fator que limita 
a utilização desse método é a produção excessiva de areia.
112
Alta Competência
Árvore de Natal Convencional
Adaptador “A3EC”
Cabeça de revestimento
Coluna de produção 3 1/2” EU
Tubos de produção 3 1/2”EU
Nipple “R” 2.75”
Conjunto BCS:
- Cabeça de Descarga Flangeada
- Bomba
- Admissão
- Selo triplo
- Motor
- Shroud 7”
Liner 7”
Revestimento de produção 9 5/8”
Cabeça de produção
suspensor de coluna “PBCS-C”
com mandril eletrosub
e perfil assent. BPV 3”
Esquema de coluna de produção: típico poço de 
elevação por BCS
O conjunto de fundo da bomba BCS é composto por cinco elementos 
básicos e um opcional. São eles:
Motor elétrico;• 
Selo do motor;• 
Admissão;• 
Bomba centrífuga de fundo;• 
Capítulo 2. Completação
113
Cabeça de descarga;• 
Separador de gás (opcional).• 
Existem outros acessórios, tais como: 
Camisa de refrigeração; • 
Cabos elétricos (o cabo redondo, o cabo chato); • 
Conexões elétricas (penetrador no • packer duplo e mandril 
eletrosub no adaptador de ANC).
Os equipamentos de superfície são:
Geradores elétrico ou • diesel-elétricos;
Transformadores de corrente;• 
Variadores de freqüência;• 
Conectores elétricos e adaptadores para árvore de natal. • 
114
Alta Competência
Controle Variador
de
frequência
Trafo
Elevador
Topo do liner
Motor
Cabo elétrico chato
Protetor
Sucção
Bomba
C. Descarga
Cabo elétrico redondo
Presilhas
Nível dinâmico
Coluna de produção
Pigtail superior, mandril
Eletrosub e pigtail inferior
Master manual
Master hidráulica
Wing pneumática
Adaptador de teste
INSTALAÇÃO DE BCS COM ANC
Válvula de pistoneio
(swab)
Cabo
Elétrico
PCAB
Q
Shroud
Esquema: equipamentos de bombeio centrífugo submerso (BCS)
Quanto às colunas de produção (COP) com BCS, no Brasil encontram-
se os seguintes tipos usados em operações offshore:
a) Coluna com packer e DSSS
No início da vida produtiva, os poços são, em geral, surgentes, 
adotando-se o BCS para aumentar a vazão natural dos poços. 
Por serem os poços surgentes, faz-se necessário, por razões de 
segurança, instalar packer e DSSS. A completação e as intervenções 
tornaram-se, então, complexas e onerosas. Todos os poços do Pólo 
Nordeste da Bacia de Campos foram assim inicialmente equipados.
Capítulo 2. Completação
115
b) Coluna com BCS Tubing Mounted
Como o packer duplo usado na coluna anterior constituía ponto de 
falha e aumento de custos na troca de conjuntos de fundo, a Petrobras 
desenvolveu o conceito de BCS Tubing Mounted. Nessa configuração, 
o conjunto de BCS é colocado dentro de uma camisa de 7” enroscada 
nos tubos de produção. Abaixo desta camisa são enroscados tubos 
com TSR na extremidade, que se encaixam no packer da cauda de 
produção, dispensando o uso do packer duplo.
Na configuração tubing mounted, pode-se usar MGL com VGL cega ou 
sub com camisa deslizante (sliding sleeve) acima do conjunto de BCS. 
Caso ocorra entupimento da bomba, a válvula cega é retirada ou a 
camisa é aberta, permitindo a drenagem da coluna na retirada desta.
c) Coluna simples de BCS (sem packer e sem DSSS)
Com a perda de surgência dos poços, tornaram-se desnecessários 
tanto o packer quanto a DSSS. Isso simplificou a coluna com BCS. 
Tal simplificação eliminou alguns pontos de falhas e passou a permitir 
a retrolavagem das bombas (injeção de óleo por dentro da coluna, 
visando a remover sujeiras, destravando a bomba). Geralmente o 
conjunto de fundo fica acima do topo do liner de produção, embora 
já haja alguns poços com o conjunto de fundo no liner (neste caso, 
são usadas abraçadeiras ao invés de cintas, para prender os cabos 
elétricos nos tubos de produção). 
d) Coluna com bloco Y
Como o conjunto de fundo de BCS impede a passagem de ferramentas 
por dentro da coluna, o registro de pressões e as perfilagens de 
produção exigiam intervenções com sonda, com amortecimento 
do poço, retirada da coluna com BCS e a descida de uma coluna de 
operação. Assim, foi desenvolvido o bloco Y, que permite a instalação 
do conjunto de BCS em uma das pernas do Y, possibilitando a passagem 
de ferramentas a arame ou cabo na perna alinhada com o restante 
da coluna de produção. 
116
Alta Competência
Durante a produção, um tampão assentado no nipple Phoenix 
existente na cauda isola a perna livre do Y, enquanto o fluxo de 
petróleo se dá na perna com o conjunto de BCS. Para perfilagem 
ou registro de pressão, o tampão é substituído por um tampão para 
perfilagem (logging plug). Como o bloco Y impede a instalação da 
camisa de refrigeração, o desempenho do BCS fica, em alguns casos, 
prejudicado, por causa de falha de refrigeração e sobreaquecimento 
do motore da bomba. Dessa forma, alguns poços estrategicamente 
localizados são escolhidos pela gerência de reservatórios para serem 
equipados com bloco Y. 
Todas as configurações de BCS usam nipple “R” com Stand Valve acima 
do conjunto de BCS a fim de que a partida do poço se dê com a coluna 
cheia, o que agiliza a identificação do fluxo e o ajuste de fases, se 
necessário. Essa standing valve é mantida na coluna, funcionando 
como check valve (válvula de pé) e raramente são retiradas.
2.4.3. Barreiras de segurança
Durante a construção, manutenção e operação de um poço de 
petróleo ou gás, procura-se sempre dispor de duas ou mais barreiras 
quanto ao controle da produção dos fluidos das formações. 
A Portaria No 25/2002 da Agência Nacional do Petróleo (ANP) definiu 
“barreira” como uma separação física apta a conter ou isolar os 
fluidos dos diferentes intervalos permeáveis, podendo ser líquida, 
sólida consolidada ou sólida mecânica. 
A barreira líquida, que corre o risco de se deteriorar com o tempo, é 
constituída por uma coluna de líquido cuja pressão hidrostática seja 
suficiente para conter os fluidos de determinado intervalo. A coluna 
de fluido do próprio poço, em poços não surgentes, é considerada 
uma barreira líquida. 
A barreira sólida consolidada, que não se deteriora com o tempo, pode 
ser constituída por tampões de cimento, revestimentos cimentados e 
anulares cimentados entre revestimentos.
Capítulo 2. Completação
117
A barreira sólida mecânica de uso temporário pode ser constituída 
de tampão mecânico recuperável ou perfurável, retentor de cimento, 
obturadores (packers), válvulas de segurança do interior de coluna de 
produção e plugs ou tampões de cabeça de poço. 
As barreiras podem ser dos tipos:
a) Operacional: disponível e atuante durante a operação no poço, por 
exemplo, fluido de amortecimento, lubrificadores e engaxetamento. 
Uma falha desta barreira é prontamente observada.
b) Ativa ou de espera: barreiras disponíveis, mas necessitam 
acionamento externo, por exemplo, BOP e árvore de natal. Necessitam 
de testes periódicos de verificação.
c) Passiva: barreira física independente, por exemplo, revestimento 
cimentado e packer de produção.
d) Condicional: equipamento funciona como barreira em condições 
especiais, por exemplo, standing valve com fluido de completação.
Durante a perfuração, completação e intervenções posteriores, 
constituem barreiras o preventor de erupções (BOP), a pressão 
hidrostática do fluido de perfuração ou de completação e os 
equipamentos de controle de pressão na superfície.
No poço em produção, constituem barreiras no anular: o 
revestimento íntegro e bem cimentado, o packer de produção, os 
tubos e componentes da coluna e o suspensor de coluna-adaptador. 
No interior da coluna, formam barreiras os tubos e componentes da 
coluna, o DSSS, tampões assentados na coluna ou nos bores do tubing 
hanger, o corpo e as válvulas da árvore de natal molhada. 
O poço comprovadamente não surgente (isso deve ser monitorado 
pela gerência de reservatórios) funciona como uma barreira de 
segurança natural, pois basta interromper o mecanismo de elevação 
artificial, bombeamento ou gas-lift para o poço perder surgência. 
118
Alta Competência
Em abandonos temporários de poços completados exigem-se pelo 
menos duas barreiras sólidas, tanto no interior da coluna, quanto no 
anular revestimento-coluna de produção, entre o intervalo produtor 
superior e a superfície. Os intervalos canhoneados também devem 
ser isolados entre si. Dá-se preferência a barreiras sólidas mecânicas 
temporárias a fim de se evitar danos de formação e riscos à integridade 
mecânica do poço.
Durante toda a completação do poço, nas suas 
diversas etapas (condicionamento, pesquisa de 
cimentação, canhoneio e instalação da coluna de 
produção), a principal barreira de segurança é o 
BOP (Blowout Preventer). Com o poço em produção, 
o BOP é substituído pela árvore de natal molhada.
IMpORTANTE!
2.5. Equipamentos de superfície
A cabeça de poço e os elementos de vedação entre os revestimentos 
que chegam até a superfície são os chamados equipamentos de 
superfície. 
Nos poços onshore, os carretéis de perfuração e a cabeça de 
produção compõem a cabeça do poço. Junto ao thubing hanger ou 
suspensor de coluna, promovem o isolamento do anular, sendo 
uma barreira de segurança no anular. 
A árvore de natal seca ou convencional é o equipamento de 
superfície que executa a barreira na linha de fluxo, pela coluna 
de produção. Esse equipamento é composto por um conjunto de 
válvulas, com acionamento hidráulico ou manual, dispostas em 
cruzeta ou em bloco.
Nos poços offshore, a cabeça de poço é constituída da base guia e do 
alojador (housing) de alta pressão e da barreira no anular do poço. 
A árvore de natal molhada realiza a barreira no topo da coluna 
de produção. Esses equipamentos estão explicados com mais 
detalhes a seguir.