Amortecimento de Poços na Completação

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2.6.1. Amortecimento de poços
Entende-se por amortecimento de poços toda operação de 
manuseio de fluido de completação para dentro do poço, que 
resulte, interno ao poço, em uma coluna de fluido cuja pressão 
hidrostática (PH) em frente aos canhoneados abertos seja superior 
à pressão estática da formação (PE). Essa barreira hidráulica criada 
dentro do poço, decorrente da sobrepressão imposta (overbalance, 
PH - PE) impede a surgência de qualquer fluido de formação.
Pode-se definir fluido de completação como sendo uma solução 
salina, isenta de sólidos, compatível com a formação de interesse e 
que não ocasiona danos de formação quando em contato. 
É essencial que o fluido de completação seja bem filtrado para não haver 
o tamponamento dos poros e canais da rocha por onde o óleo escoa, 
o que traria danos irreparáveis ao poço, com perda de produtividade. 
Uma correta composição química do fluido é fundamental, pois a 
reação dos íons presentes no fluido com os argilominerais da rocha 
pode causar o inchamento destes, provocando danos severos.
O fluido de completação, além de ter a função de amortecer o poço, 
possibilita circular fluido no poço. Isso é de fundamental importância, 
por exemplo, em operações como cimentação ou limpeza de fundo, 
em que é necessário trazer os detritos até a superfície.
As pressões estáticas (PE) das formações, por sua vez, podem ser 
classificadas como:
Normais;• 
Anormalmente altas;• 
Anormalmente baixas.• 
As pressões normais são aquelas cuja hidrostática corresponde a uma 
coluna de água dentro do poço, sem adição de qualquer sal, sendo 
a situação mais freqüente a encontrada nos poços exploratórios 
descobridores de novas acumulações de hidrocarbonetos.
Capítulo 2. Completação
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As pressões anormalmente altas são aquelas cujo peso específico 
do fluido equivalente é superior ao da água supersaturada e as 
anormalmente baixas, quando inferior ao da água doce. As pressões 
anormalmente altas, em geral, estão relacionadas com reservatórios 
de pequenas dimensões ou que tenham sofrido efeitos tectônicos 
elevados, ainda não explotados, gerando pressões elevadas. 
A depleção (razão de queda das pressões originais) nesses reservatórios 
de pequenas dimensões pode ser verificada em testes de formação 
(TF ou TFR). Outras situações em que podem ser encontradas pressões 
anormalmente elevadas são em processos de recuperação avançada, 
como por exemplo, em injeção de água ou gás. 
As pressões anormalmente baixas são bastante freqüentes nos 
reservatórios em fase avançada de explotação, sem sistemas de 
injeção de água ou gás que consigam manter ou recuperar a pressão 
das formações. É comum encontrar essa situação nas atividades de 
workover para manutenção de produção.
Para se conseguir uma determinada pressão, em uma determinada 
profundidade vertical (em frente aos canhoneados), somente um 
parâmetro do fluido pode ser trabalhado, ou seja, seu peso específico. 
Para se determinar o peso específico do fluido que deve ser utilizado, 
basta conhecer a pressão estática da formação, a profundidade 
vertical dos canhoneados e o gradiente geotérmico da área, já que 
o aquecimento do fluido de completação ocasiona a diminuição de 
seu peso específico. Quanto maior o peso específico do fluido a ser 
utilizado para amortecimento, maiores serão os custos envolvidos, 
tendo em vista que será necessária a utilização de sais especiais.
Por outro lado, existem poços com pressões bastante baixas, cujo 
amortecimento não pode sequer ser feito com água, mantendo 
o nível do fluido na superfície. Nesse caso, ou se utiliza um fluido 
mais leve (diesel, óleo morto, fluido gaseificado etc.) ou se controla 
o decaimento do nível do fluido (com sonolog) até o ponto em que 
o poço não receba (beba) uma vazão considerável de fluido, o que 
poderia dificultar os procedimentos operacionais subseqüentes.
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Dependendo dos equipamentos que estão internos ao poço, 
variam-se as formas de amortecê-lo. Essas formas podem ser 
classificadas em:
Circulação reversa;• 
Injeção direta;• 
Segregação gravitacional.• 
Nas formações depletadas, havendo somente a necessidade de 
substituição da coluna de produção sem a retirada da cauda, pode-
se amortecer o poço por circulação reversa, instalando também uma 
barreira mecânica na cauda, para que o poço não beba. Havendo 
necessidade da retirada da cauda, com um indicativo de que a 
formação vai beber muito, pode-se fazer um combate à perda. 
Esse combate pode ser pelo embuchamento da formação com calcita 
(que depois é removida com ácido clorídrico), com tampão de sal 
(que depois é dissolvido pela própria água produzida) ou até com 
tampões de gel reticulado (que depois acabam se degradando pela 
ação da temperatura).
Circulação reversa•	
O tipo mais comum de amortecimento é por circulação reversa. 
Neste caso, é necessário haver um ponto de comunicação entre a 
coluna e o anular, que pode ser um mandril de gas-lift, uma sliding 
sleeve ou até mesmo um TSR desencamisado.
Uma vez estabelecida a comunicação, bombeia-se o fluido de 
completação pelo anular, com retorno do óleo ou gás pela coluna 
até encher todo o poço e coluna com o fluido de amortecimento.
Capítulo 2. Completação
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Injeção direta•	
Se não houver a possibilidade de amortecer o poço por circulação 
reversa (por falta de ponto de comunicação, perda para a formação 
etc.), o poço pode ser amortecido por injeção direta, isto é, recalcando-
se o óleo e o gás que estão na coluna de volta para a formação. Neste 
caso, há dois efeitos indesejáveis:
O primeiro é que nem todas as formações aceitam bem esse retorno •	
e, mesmo assim, acabam por beber algum fluido, já que por ser mais 
pesado que o óleo é impossível recalcar todo óleo com fluido de 
completação sem que haja uma segregação, o que faz com que uma 
parte do óleo sempre corte o fluido.
O segundo é que este óleo que fica sobrenadante sempre possui •	
uma porção de gás em solução que, ao se liberar, faz com que apareça 
uma pressão na cabeça do poço, sendo que na maioria das vezes é 
muito demorado (às vezes até impossível) recalcar todo gás e eliminar 
essa pressão para se poder iniciar a intervenção.
Nos poços equipados com BCS, nos quais a coluna não vai até o 
fundo do poço, inviabilizando a circulação reversa ou nos que o BCS 
não permita a retirada da standing valve da cauda, inviabilizando 
a injeção direta, utiliza-se o amortecimento por segregação 
gravitacional. Esse método nada mais é do que uma circulação 
reversa, porém, em uma altura distante do fundo do poço. Faz-se a 
circulação à baixa vazão. Parte do fluido que sai do anular e entra 
na coluna sobe, circulando normalmente. A outra parte, porém, 
acaba cortando o óleo, por ser mais denso, fazendo com que este 
óleo suba até a superfície. Embora esse método seja eficiente, o 
tempo despendido para o amortecimento é muitas vezes maior do 
que a circulação reversa pura e simples.
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Poços excessivamente depletados não podem ser amortecidos 
e mantidos cheios sem que haja um combate à perda, na maioria 
das vezes danosa à formação. Se houver necessidade de circulação, 
não resta outra saída senão efetuar esse combate, ou a utilização 
de flexitubo. Assim, se não houver necessidade de encher o poço, o 
mais vantajoso é deixá-lo no seu nível estático. Nesse caso, usa-se 
o sonolog, que é um aparelho que mede o nível de fluido no poço 
através do tempo de propagação e reflexão de um pulso sonoro (eco) 
para verificar o nível do fluido no poço. 
2.6.2. Estimulação do reservatório ou restauração da produção – 
acidificação
Uma acidificação, dependendo do seu objetivo, pode ser uma 
estimulação (fraturamento ácido) ou uma restauração (acidificação 
de matriz). 
É considerada estimulação quando o objetivo é aumentar a 
produtividade da formação e é considerada restauração quando visa 
remover um dano induzido na formação durante as fases anteriores, 
perfuração, completação ouprodução do poço.
Na acidificação de matriz, ao contrário do fraturamento ácido, 
a injeção é feita com pressão inferior à pressão de quebra da 
formação.
Uma acidificação de matriz somente é efetiva em formações de 
permeabilidade regular a boa (o valor de permeabilidade varia, 
dependendo da região e do campo). Para formações de baixa 
permeabilidade, o mais indicado é o fraturamento, que pode ser 
convencional ou ácido, em função da quantidade de carbonatos 
presentes. Normalmente o fraturamento ácido é utilizado como 
método de estimulação em formações com grande quantidade de 
carbonatos.
A composição básica de um fluido acidificante para acidificação de 
matriz é: água, ácido, inibidor de corrosão, surfactante e agente 
divergente.
Capítulo 2. Completação
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Logo após uma acidificação (fraturamento ácido ou acidificação de 
matriz) poço produtor, o ácido deve ser retirado da formação, para 
evitar que produtos danosos se formem (precipitados insolúveis), 
prejudicando-a, ou que o ácido seja produzido junto com o petróleo, 
provocando corrosão nas linhas ou equipamentos de produção. Em 
poços de injeção ou de descarte, o ácido deve ser deslocado para bem 
longe das imediações do poço. Isso é feito com um elevado volume 
de fluido de deslocamento.
2.6.3. Estimulação do reservatório – fraturamento hidráulico
O fraturamento hidráulico foi introduzido na indústria do petróleo 
em 1948, nos Estados Unidos, e a partir de 1954, na União Soviética. 
Atualmente, por sua eficácia, é uma técnica bastante empregada no 
mundo inteiro.
Na Petrobras, operações de fraturamento hidráulico têm sido 
executadas rotineiramente para estimulação de reservatórios de 
baixa permeabilidade.
Os primeiros trabalhos de fraturamento eram executados com 
pequenos volumes de fluido (menos de 1.000 galões), baixas 
concentrações de areia (0,5 a 1lb/gal) e baixas vazões de bombeio (2 a 
4 bpm). Com a evolução dos equipamentos e a introdução dos fluidos 
de alta viscosidade à base de goma guar e de outros polímeros, é 
comum o tratamento com vazões de 10 a 50 bpm e concentrações de 
areia até de 15 lb/gal de fluido.
Recentemente, nos Estados Unidos e também na Alemanha, têm 
sido realizados os chamados Massive Hydraulic Fracturing (MHF) com 
objetivo de produzir gás de reservatórios com permeabilidade 
muito baixa (0,1 mD ou menos). Nesses fraturamentos gigantes são 
bombeados volumes de 200 a 500 mil galões de fluido e entre 250 
e 500 toneladas areia.
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Outros processos de fraturamento das formações já foram 
pesquisados. Inicialmente, foram feitas experiências com a 
utilização de explosivos líquidos e, mais tarde, com o emprego 
da energia nuclear. Por causa dos altos riscos e custos envolvidos, 
até agora nenhum outro método se mostrou competitivo. 
O fraturamento hidráulico, juntamente com a acidificação, 
continuam sendo os mais eficazes métodos de estimulação 
empregados na indústria petrolífera.
O fraturamento hidráulico pode ser definido como um processo 
no qual um elevado diferencial de pressão, transmitido pelo fluido 
de fraturamento, é aplicado contra a rocha-reservatório até a sua 
ruptura. A fratura, que é iniciada no poço, propaga-se através da 
formação pelo bombeio de um certo volume de fluido viscoso acima 
da pressão de fraturamento. Para se evitar que a fratura induzida 
feche ao cessar o diferencial de pressão aplicado, um agente de 
sustentação (normalmente areia) é bombeado junto com o fluido 
de fraturamento, criando um caminho preferencial de elevada 
condutividade, que irá facilitar o fluxo de fluidos do reservatório 
para o poço (ou vice-versa).
No fraturamento de rochas calcárias, em que são utilizadas soluções 
ácidas como fluido fraturante, muitas vezes é dispensável o uso de 
agentes de sustentação. Nesses casos, a dissolução irregular das faces 
da fratura formará os canais de alta capacidade de fluxo.
Fluido de 
fraturamento
Blender
Agente de
sustentação
Fluido de
fraturamentoZona de 
interesse
Agente de sustentação
Bombas
Fratura
Processo de fraturamento hidráulico
Capítulo 2. Completação
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O fraturamento não altera a permeabilidade natural das rochas-
reservatório. O Índice de Produtividade dos poços aumenta pelas 
seguintes razões:
Modifica o modelo do fluxo do reservatório para o poço. • 
O fluxo passa a ser linear dentro da fratura e nas proximidades, e 
“pseudo-radial” mais distante da fratura. Como se pode deduzir, 
uma área maior do reservatório é exposta ao fluxo para o poço. 
O fluido passa a percorrer caminhos de muito menor resistência 
ao fluxo;
Quando há danos à formação, a fratura ultrapassa a zona com • 
permeabilidade restringida próxima ao poço;
Existe, ainda, a possibilidade da fratura atingir uma área do • 
reservatório mais distante do poço, com melhores condições de 
permo-porosidade;
Em reservatórios lenticulares (seções produtoras de pequenas • 
espessuras, intercaladas por folhelhos), a fratura criada poderá 
atingir zonas não previamente conectadas ao poço, colocando-
as em produção;
Em reservatórios naturalmente fraturados, uma fratura • 
induzida hidraulicamente também poderá interconectar fissuras 
naturais em quantidade suficiente para aumentar a produção.
Além de incrementar o Índice de Produtividade dos poços, o 
fraturamento pode contribuir para o aumento da recuperação final 
das jazidas. 
O efeito das fraturas induzidas no fator de recuperação dos 
reservatórios depende de muitos elementos, sendo os mais 
importantes: a permeabilidade da formação e a orientação da 
fratura com relação à área de drenagem (melhores resultados 
são conseguidos quando a fratura se desenvolve paralela à maior 
dimensão dessa área).
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Em reservatórios de alta permeabilidade, o fraturamento pode 
aumentar a vazão dos poços, contribuindo, assim, para melhorar 
o fluxo de caixa. No entanto, possui pouca influência no fator de 
recuperação. Em reservatórios de baixa permeabilidade essa influência 
pode ser bastante significativa.
Tanto o fluido de fraturamento empregado quanto o agente de 
sustentação têm função preponderante na qualidade final do 
tratamento. Os fluidos de fraturamento podem ser à base água ou à 
base óleo, sendo compostos basicamente de: 
Água (base água) ou • diesel (base óleo);
Agente gelificante (goma guar, • HPG etc.);
Reticulador;• 
Quebrador de gel;• 
Aditivo controlador de perda de filtrado;• 
Desemulsificante.• 
Os fluidos de fraturamento devem possuir uma série de características 
desejáveis:
Baixa viscosidade, quando estiver na tubulação dentro do • 
poço, para diminuir a perda de carga por fricção, diminuindo 
a potência das bombas injetoras, o que diminui o custo do 
fraturamento;
Deve possuir grande poder de sustentação, para que o agente • 
de sustentação carreado para a fratura não se decante, o que 
prejudicaria bastante a condutividade da fratura, bem como 
este poder de sustentação não pode ser muito suscetível à 
temperatura da formação, já que a área de contato do fluido 
com a formação é grande e o seu aquecimento muito rápido;
Capítulo 2. Completação
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Deve resultar baixo coeficiente global de filtração (do fluido • 
para as formações), já que quanto maior este coeficiente, maior 
o volume de fluido a ser bombeado para a execução de uma 
mesma fratura;
Ao término do bombeio, deve se degradar (quebrar o gel) • 
somente após o completo fechamento da fratura sobre o agente 
de sustentação. Caso contrário, ocorreria também a decantação 
do mesmo, prejudicando a condutividade da fratura;
Não deve depositar uma quantidade significativa de • 
resíduos nas paredes da fratura, por exemplo, resíduos 
que são provenientes do gelificante, do reticulador, do 
aditivo controlador de filtrado, pois essa deposição também 
prejudicaria a condutividade da fratura.
Os tipos de agentes de sustentação mais empregados são: areia 
selecionada e bauxita. A escolha do tipo de agente de sustentação 
(areia ou bauxita), a sua granulometria (8/12, 12/20, 16/30ou 20/40 
Mesh) e a quantidade a ser empregada por unidade de área de 
fratura (libras de areia por pé quadrado de fratura) são função da 
condutividade adimensional de fratura que se deseja, considerando a 
permeabilidade do reservatório que está sendo fraturado e o estado 
de tensões presente.
O estado de tensões da rocha-reservatório é muito importante na 
escolha do tipo de agente de sustentação, pois após o fechamento 
da fratura o agente de sustentação estará sujeito às tensões 
de confinamento. Quanto maiores essas tensões, menores as 
condutividades de fratura resultantes. De uma forma simplista, tem-
se a utilização de areia selecionada para menores profundidades 
(e, portanto, menores tensões de confinamento) e de bauxita para 
as maiores profundidades (e maiores tensões). No Brasil, pelo alto 
custo de aquisição da areia e por questões de degradação ambiental, 
utiliza-se quase exclusivamente bauxita.
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Alta Competência
As operações de fraturamento são executadas com bombas especiais 
para alta pressão. O fluido de fraturamento é succionado dos tanques 
de estocagem para o equipamento de mistura (blender), onde é 
feita a dosagem dos produtos químicos e do agente de sustentação. 
A mistura é bombeada para a sucção das bombas de alta pressão 
e daí é injetado na formação, através da coluna ou do próprio 
revestimento.
Para a execução dos trabalhos de estimulação de poços, a Petrobras 
mantém contratos com companhias de serviço especializadas.
2.6.4. Operações com arame
Uma vez descida a coluna de produção e instalada a árvore de natal, 
ainda assim se pode fazer um grande número de operações no poço, 
utilizando-se as unidades de arame. Essas unidades são constituídas 
de um módulo de força, com um motor diesel acionando um motor 
hidráulico, e este, através de mangotes, transferindo a potência para 
o módulo de operação. 
O módulo de operação, por sua vez, é composto por uma unidade 
de acionamento hidráulico, um guincho, um sistema de medição de 
comprimento de arame (odômetro) e um sensor de peso do arame. 
Os arames normalmente empregados são os de 0,092” e 0,125”de 
diâmetro. Há, também, unidades de cabo de aço; porém, utilizando-
se cabo, não se consegue vedação no stuffing-box, já que o cabo não 
é liso. Isso inviabiliza a utilização de cabo em poços com pressão.
As operações de arame podem ser feitas se houver pressão na cabeça, 
inclusive se o poço estiver em fluxo. Para tanto, monta-se sobre a 
árvore de natal o seguinte aparato:
Na base, um “tê” de fluxo, que é um tubo com uma bifurcação, • 
para permitir bombear ou produzir qualquer fluido pela sua 
derivação. Este “tê” de fluxo deve ter válvulas de fechamento 
em todos os seus ramos.
Sobre o “tê” de fluxo é montado o • BOP de arame, que serve 
para fechar o poço em caso de emergência.
Capítulo 2. Completação
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Sobre o • BOP é montado o lubrificador, que é uma câmara 
onde se aloja o botton hole assembly (BHA), composição dos 
equipamentos que descerão no poço durante a montagem e 
desmontagem.
Finalmente, sobre o lubrificador, fica posicionado o • stuffing-
box, que nada mais é que um jogo de gaxetas (stripper), servindo 
para manter a vedação em volta do arame, enquanto é descido 
ou retirado do poço.
Fo
n
te: Petro
b
ras
Unidade de arame (sistema de medição e 
bobina de arame)
São inúmeras as operações com arame, dentre as quais podemos 
citar:
Abertura e fechamento de • sliding sleeves;
Substituição de válvulas de • gas-lift;
Assentamento ou retirada de • standing valves ou plugs nos 
nipples;
Substituição de • DHSV insertáveis danificadas;
Descida de registradores de pressão, do tipo • amerada, para 
execução de testes de produção (TP);
Gabaritagem de coluna e checagem do fundo do poço para • 
verificar a viabilidade de canhoneio, perfilagem etc.;
140
Alta Competência
Estampar ou coletar amostras do fundo do poço ou de qualquer • 
obstrução da coluna;
Perfurar a coluna de produção.• 
Unidade de arame (guincho) Painel da unidade de arame 
(guincho) cabinada 
Fo
n
te: Petro
b
ras
Fo
n
te: Petro
b
ras
A
B C D E
Trem de WL (wireline)
Fo
n
te: Petro
b
ras
Fo
n
te: Petro
b
ras
Fo
n
te: Petro
b
ras
Fo
n
te: Petro
b
ras
Fo
n
te: Petro
b
ras
(A) Barra de peso e soquete superior
(B) Barras de peso e emenda articulada (joelho)
(C) Barras montadas com joelho
(D) Conector rápido
(E) Trem de arame montado
Capítulo 2. Completação
141
2.6.5. Operações com flexitubo
Trata-se de um tubo de aço, com diâmetro externo (OD) de 1” a 
1.3/4” (os mais utilizados no Brasil), com comprimento suficiente para 
operar em todo o poço, e que fica enrolado em um carretel especial. 
O aparato completo inclui, além do carretel com o tubo, uma unidade 
de força, com um motor diesel e hidráulico; uma cabine de comando, 
de onde se tem o controle de comprimento (odômetro), peso, vazão 
e pressão; e um equipamento de cabeça de poço, que inclui o injetor, 
que coloca o tubo para dentro do poço; um BOP que se fecha sobre 
o flexitubo, um lubrificador e um stuffing-box.
O flexitubo pode operar tanto em poços com coluna de produção 
quanto em poços sem coluna, sendo que a sua grande vantagem 
é a não-necessidade de desequipar (e nem amortecer) o poço para 
operar.
Entre as operações comumente efetuadas com flexitubo estão:
A indução de • surgência com nitrogênio;
A divergência de produtos químicos durante as estimulações;• 
A remoção de areia do fundo do poço;• 
Remoção mecânica de incrustação de colunas;• 
Abandono de intervalos por cimentação;• 
Corte de “peixes” dentro da coluna;• 
Corte de cimento abaixo da extremidade da coluna com uma • 
broca especial que se abre ao sair da coluna; é acionada por 
uma turbina de fundo para girar e depois se fecha para passar 
novamente pela coluna;
Perfuração de poços laterais (• lateral drilling).
142
Alta Competência
Unidade completa de FT, com injetor (1), 
unidade de força (2), carretel (3) e cabine de 
controle (4)
Fo
n
te: Petro
b
ras
2.6.6. Operações com nitrogênio
O nitrogênio é utilizado para aliviar o peso de uma coluna 
hidrostática, para os mais variados fins. É fornecido no estado líquido 
(N2 criogênico), pois só assim pode ser bombeado às altas pressões 
requeridas, normalmente acima de 3.000 psi (seria necessário um 
compressor monstruoso para comprimi-lo até esses níveis de pressão). 
Após ser bombeado, passa por um trocador de calor que o aquece, 
passando dessa forma para o estado gasoso, sem, no entanto, 
perder pressão. O volume, obviamente, se expande. Dessa forma, o 
nitrogênio é injetado no poço, seja através do anular e mandris de 
gas-lift ou através de um flexitubo.
Na injeção pelo anular, inicialmente o gás é bombeado da plataforma 
até o nível máximo de pressão possível. Só então se entra com a 
unidade de N2. A utilização de N2 faz com que não seja necessária 
a colocação de diversos mandris de gas-lift (MGL) na coluna para a 
indução de surgência do poço. Como exemplo, existem poços mais 
antigos na E&P-BC com até 10 (dez) MGLs. Atualmente, utiliza-se no 
máximo 3 (três).
Capítulo 2. Completação
143
Na injeção pelo flexitubo, o N2 é bombeado pelo interior até a 
sua extremidade, gaseificando o anular flexitubo X coluna de 
produção, diminuindo a pressão hidrostática e permitindo a reação 
da formação. Note que é imprescindível que o gás bombeado pelo 
interior do flexitubo seja um gás inerte, como é o N2, por motivos de 
segurança, já que um grande comprimento do flexitubo permanece 
na superfície, enrolado no carretel. Um furo poderia ocasionar um 
acidente de graves proporções, se estivesse sendo bombeado, por 
exemplo, gás natural.
2.6.7. Operações com cimento na completação e em workover
As intervenções com cimento são a compressão ou squeeze e a 
recimentação, ambas descritas a seguir.
a) Compressão de cimento
A compressão ou squeeze de pasta de cimento é uma operação muito 
freqüente, normalmente empregada com os seguintes objetivos:
Corrigir a cimentação primária;• 
Reduzirou eliminar a produção de fluidos indesejados;• 
Tamponar • canhoneados em zona produtora para abandono 
ou recanhoneio seletivo;
Reparar vazamentos em revestimento.• 
A pasta de cimento é uma dispersão constituída de água, partículas 
sólidas de cimento e aditivos. As dimensões dessas partículas não 
permitem sua passagem pelos poros de rochas permeáveis com 
menos de 100 mD de permeabilidade, a menos que existam fraturas 
naturais. Ao se comprimir a pasta contra uma rocha permeável ocorre 
um processo de filtração com deposição de reboco e penetração do 
filtrado na rocha, a não ser que a pressão exercida seja suficiente 
para fraturar a formação. 
144
Alta Competência
Por não haver qualquer vantagem para o sucesso da operação em 
se fraturar a formação, muito pelo contrário - tal prática introduz 
riscos desnecessários como a própria comunicação entre zonas que se 
pretendia isolar - deve-se preferencialmente, realizar a compressão 
de cimento a baixa pressão, ou seja, utilizando pressões de trabalho 
inferiores a pressão de fratura. 
Nas operações de baixa pressão é de fundamental importância que 
os furos e cavidades a serem preenchidos com cimento estejam 
devidamente limpos. Geralmente, tais furos estão cheios de borras, 
asfaltenos, reboco do fluido de perfuração e outros detritos. Existem 
vários processos de limpeza dos furos como pistoneio tradicional, 
pistoneio por impacto, limpeza química e utilização de ferramentas 
de lavagem. O fluido de completação presente no poço deverá ser 
comprimido e filtrado para a formação porosa, de forma que o 
cimento deslocado ocupe as cavidades e furos a serem cimentados. 
Sendo assim, a operação só é possível utilizando fluido limpo, não 
formador de reboco e isento de sólidos.
O deslocamento da pasta de cimento até a posição desejada é 
geralmente feito por injeção direta pela coluna de operação ou 
pelo deslocamento de um tampão hidrostaticamente balanceado. 
Uma vez posicionada, a pasta é comprimida em intervalos regulares 
para diversos níveis de pressão. O reboco de cimento depositado 
na parte mais permeável da formação funciona como agente 
divergente, levando a pasta a filtrar-se contra intervalos menos 
permeáveis expostos. Quando toda a formação em contato com a 
pasta estiver impermeabilizada por esse processo de desidratação, 
obtendo-se uma filtração nula para o nível de pressão aplicado. 
Na superfície, o registro de uma carta de pressão permite o 
acompanhamento da operação. 
As quantidades de cimento efetivamente necessárias para cumprir 
as finalidades de uma compressão são geralmente muito pequenas. 
Normalmente utilizam-se volumes maiores, de forma a facilitar a 
mistura, evitar a contaminação e permitir o deslocamento da pasta 
até a posição desejada. Em operações feitas sem o fraturamento 
da formação, esse volume varia normalmente entre 3 e 10 bbl, 
dependendo do diâmetro do poço, profundidade e objetivo do 
trabalho e raramente excede a 15 bbl. Durante a etapa de compressão, 
Capítulo 2. Completação
145
administra-se o volume disponível de pasta a ser injetado, de forma a 
não permitir que os furos ou cavidades que se pretendem tamponar 
fiquem lavados ou descobertos.
Deslocamento da pasta Posicionamento do
tampão balanceado 
Compressão da pasta
Técnica do tampão balanceado
20 40 50 80 100 120 140
0
4
8
12
16
20
Pr
es
sã
o
 X
 1
00
c
Carta de pressão
O desempenho de uma pasta depende, basicamente, das características 
do cimento, temperatura e pressão a que o mesmo é submetido, 
concentração e tipo de aditivos, razão água-cimento, ordem e 
energia de mistura. Uma série de testes laboratoriais devidamente 
padronizados para poços de petróleo é realizada com o objetivo de 
verificar o comportamento da pasta em cada tipo de operação e nas 
condições de fundo de poço. 
146
Alta Competência
Os principais testes são: tempo de espessamento, perda de fluido, 
reologia, água livre, resistência compressiva e estabilidade. Para 
a maioria das operações na fase de completação, uma pasta deve 
apresentar baixos valores de viscosidade, filtrado, água livre e 
decantação de sólidos. 
Para adequar as propriedades e o desempenho da pasta a uma 
variada gama de situações de operação, são utilizados diferentes 
tipos de aditivos que devem ser adequadamente adicionados à pasta 
e testados em laboratório. Os principais aditivos são: aceleradores 
e retardadores de pega, controladores de filtrado, dispersantes, 
estendedores, adensantes e controladores de perda de circulação.
b) Recimentação
A cimentação primária destina-se, basicamente, a propiciar 
suporte mecânico ao revestimento, bem como promover a vedação 
hidráulica entre os diversos intervalos permeáveis, impedindo 
a intercomunicação de fluidos por detrás do revestimento, no 
espaço anular. A existência de um efetivo isolamento hidráulico é 
de fundamental importância técnica e econômica, garantindo um 
perfeito controle da origem ou destino dos fluidos produzidos ou 
injetados. A não-observância desse requisito pode gerar diversos 
problemas como a produção de fluidos indesejáveis, testes de 
avaliação das formações incorretos, prejuízo no controle dos 
reservatórios e operações de estimulação mal sucedidas, inclusive 
com possibilidade de perda do poço.
A avaliação da qualidade da cimentação é feita mediante a 
interpretação de perfis acústicos corridos no poço. Pela análise desses 
perfis se detecta a posição do topo de cimento no anular, intervalos 
de revestimento livre e presença de canalizações. Normalmente, uma 
recimentação é indicada para os casos de correção de cimentação em 
que há fortes indícios de se obter sucesso na circulação da pasta, pois 
neste tipo de operação o cimento não é comprimido e sim circulado 
por detrás do revestimento, de maneira análoga à cimentação 
primária do revestimento.
Capítulo 2. Completação
147
O intervalo a ser recimentado, após ser devidamente detectado e 
selecionado, é canhoneado na sua parte superior e inferior, de modo 
a permitir a circulação da pasta. Um retentor de cimento é então 
assentado um pouco acima dos canhoneados inferiores.
O retentor de cimento é um equipamento assentado a cabo elétrico 
através da expansão e fixação de cunhas e energização do elemento 
ou borracha de vedação. Quando 
uma ponteira (stinger) colocada 
na extremidade da coluna de 
operação se encaixa no retentor, 
há o deslocamento de uma 
camisa que permite a abertura e o 
fechamento da comunicação com 
os canhoneados inferiores. Uma 
vez assentado, o retentor não 
pode ser reutilizado. Para a sua 
remoção, utiliza-se broca.
Uma vez estabelecida a circulação 
por detrás do revestimento, a 
limpeza do espaço anular ou dos 
canais é realizada, através da 
circulação à alta vazão de colchões lavadores e grande volume de 
fluido. A total remoção de lama e reboco é uma etapa fundamental 
para o sucesso de uma recimentação.
O volume de pasta necessário para a operação deve ser calculado 
e preparado em função do caliper do poço e do comprimento do 
intervalo a ser cimentado. Após o deslocamento da pasta, o stinger 
é desencaixado, impedindo comunicação com os furos inferiores. 
Uma circulação reversa pela coluna de operação é efetuada para 
limpeza de algum provável excesso de pasta vindo dos furos 
superiores. Geralmente é necessária a compressão de mais cimento 
nos furos superiores, para completa vedação. 
+ +
Retentor
de cimento
Canal
Cimento
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Alta Competência
(1) Cunha superior
(2) Pinos de cisalhamento
(3) Anel de travamento
(4) Elemento de vedação
(5) Rosca cremalheira
(6) Pinos de cisalhamento
Collet
(7) Cunha interior
(8) Camisa interna
(9) Anéis de vedação
Rosca para conexão
do ponto fraco
Retentor de cimento (cement retainer)
2.6.8. Perfilagem de produção
Operações de perfilagem consistem em transitar pelo poço sondas 
elétricas com diversas finalidades, para obter dados e informações 
de reservatório e de produção do poço. A ferramenta Production 
Logging Tool (PLT) pode forneceros seguintes perfis:
Perfil de fluxo contínuo (• continuous flowneter);
Gradiomanômetro;• 
Perfil de medição de densidade do fluido (• fluid densitymeter);