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Sumário
Capítulo I – A história do petróleo e do gás natural
O petróleo e sua origem
O petróleo e seus constituintes
A classificação do petróleo
A industria do petróleo no mundo
A crise do golfo
A industria do petróleo no Brasil
A Petrobrás
O gás natural
A camada pré-sal 
Para fixar
Capítulo II – Geologia e Geofísica
Geologia
Bacias sedimentares
Rochas sedimentares
Rochas Matriz
Rochas reservatório
Geofísica
Para fixar
Capítulo III - Atividades Upstream
Upstream
Exploração
Campos petrolíferos
________________________________________________________6
__________________________________________________6
_____________________________________________________8
_______________________________________________11
_____________________________________________________________12
________________________________________________13
________________________________________________________________13
_______________________________________________________________14
____________________________________________________________18
__________________________________________________________________20
__________________________________________________________________22
__________________________________________________________22
_________________________________________________________23
______________________________________________________________24
_________________________________________________________25
_________________________________________________________________25
__________________________________________________________________27
_________________________________________________________________30
________________________________________________________________30
_________________________________________________________30
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Plataformas
SSP- Pirarema-A primeira plataforma redonda do mundo
Perfuração
Fluido de perfuração
Circulação
Otimização da perfuração
Testemunhagem de poço
Completação de poços
Cimentação de revestimento
O canhoneio
A coluna de perfuração
Torre de perfuração
Equipamentos de cabeça de poço
Segurança no poço-Você ja ouviu falar em Blowout
Kick
Monitoração
Auxiliar
Subsuperfície
Produção
Risers
Para fixar
Capítulo IV – Atividades Midstream
Midstream
O refino do petróleo
Destilação fracionada
Processamento químico
Reforma
Aquilação
Tratando e misturando as frações obtidas na insdustria do petróleo
Para fixar
_______________________________________________________________31
_____________________________33
________________________________________________________________33
_________________________________________________________35
_________________________________________________________________35
_____________________________________________________37
______________________________________________________37
_______________________________________________________37
___________________________________________________40
_______________________________________________________________41
_______________________________________________________44
__________________________________________________________44
_______________________________________________48
__________________________________49
_____________________________________________________________________49
_______________________________________________________________50
___________________________________________________________________51
______________________________________________________________51
__________________________________________________________________52
____________________________________________________________________52
__________________________________________________________________52
________________________________________________________________54
_________________________________________________________54
________________________________________________________56
______________________________________________________57
__________________________________________________________________59
_________________________________________________________________59
_______________________59
__________________________________________________________________60
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Capítulo V – Atividades Downstream
Downstream
O tranasporte de petróleo e derivados
Tempo de transferência 
Modais utilizados no transporte de petróleo e seus derivados
Transpetro
Para fixar
Capítulo VI – SMS-Segurança, Meio Ambiente e Saúde
Normas regulamentadoras-NR
Serviço especializado em engenhariade segurança e em medicina do trabalho
Norma regulamentadora 5-NR5
Norma regulamentadora 6-NR6
Lista de equipamentos de proteção individual
Anexo II
Norma regulamentadora 9-NR9
Norma regulamentadora 15-NR15
Norma regulamentadora 16-NR16
Aspectos e impactos do SMS
Triângulo do fogo
Prevenção e principais causas de incêndio
Primeiros socorros
Noções de primeiros socorros
Diretrizes de segurança, meio ambiente e saúde da Petrobrás
Glossário
Referências
______________________________________________________________62
____________________________________________62
______________________________________________________63
____________________________63
________________________________________________________________66
_________________________________________________________________67
_________________________________________________70
________________71
_________________________________________________79
_________________________________________________88
_______________________________________94
_________________________________________________________________100
________________________________________________101
______________________________________________107
_____________________________________________109
__________________________________________________110
__________________________________________________________118
________________________________________119
_________________________________________________________121
_________________________________________________125
__________________________132
______________________________________________141
____________________________________________154
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Capítulo I 
 A história do petróleo e do gás natural
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Capítulo I - A história do petróleo e do gás natural
O petróleo e sua origem
Para entender melhor de onde vem o a palavra petróleo vamos à origem dela. Petróleo vem da união 
de dois termos latinos, petra que quer dizer pedra e oleum que quer dizer óleo. Portanto fica fácil 
entender que o petróleo é uma substância oleosa formada fundamentalmente de carbono, 
hidrogênio e quase sempre enxofre e que como condições necessárias para sua formação precisa de 
rochas sedimentares, que conheceremos mais a frente, acumulo de substâncias orgânicas e condições 
termo-químicas apropriadas.
O petróleo é um líquido oleoso, cuja cor varia segundo a origem, oscilando do negro ao âmbar. É 
encontrado no subsolo, em profundidades variáveis (podem haver acumulações tanto a poucos 
metros da superfície terrestre, quanto a mais de 3 mil metros de profundidade) e é muito rico em 
hidrocarbonetos (HC).
O Petróleo e seus Constituintes
O petróleo é constituído, basicamente, por uma mistura de compostos químicos orgânicos: 
hidrocarbonetos parafínicos, isoparafínicos, naftênicos e aromáticos. Além dos hidrocarbonetos 
mencionados, o petróleo apresenta outros constituintes em menor percentual, compostos orgânicos 
contendo elementos químicos como nitrogênio, enxofre, oxigênio (chamados genericamente de 
compostos NSO) e metais, principalmente níquel e vanádio. Tais constituintes são consideradosnocivos aos produtos, equipamentos e ao meio ambiente, sendo por isso considerados impurezas, 
devendo ser removidos em processos de tratamento específicos. Juntamente com o petróleo são 
também encontradas outras impurezas, como a água, sais e sedimentos.
Fonte: http://www.blogs.diariodepernambuco.com.br/economia/?p=179
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A presença destes contaminantes irá implicar numa maior ou menor qualidade do petróleo. Quanto 
mais contaminantes, orgânicos ou inorgânicos, pior será sua qualidade. O quadro abaixo mostra 
alguns prejuízos a constituição dos produtos derivados dos hidrocarbonetos:
Quando a mistura contém uma maior porcentagem de moléculas pequenas seu estado físico é gasoso 
e quando a mistura contém moléculas maiores seu estado físico é líquido, nas condições normais de 
temperatura e pressão.
O petróleo contém centenas de compostos químicos, e separá-los em componentes puros ou 
misturas de composição conhecida é praticamente impossível. O petróleo é normalmente separado 
em frações de acordo com a faixa de ebulição dos compostos. A tabela a seguir mostra as frações 
típicas que são obtidas do petróleo.
CONTAMINANTE:
ELEMENTO 
QUÍMICO 
PRESENTE:
PREJUÍZO:
Compostos Orgânicos 
Sulfurados
Enxofre (S) Corrosão, Toxidez, Poluição.
Compostos Orgânicos 
Nitrogenados
Nitrogênio (N)
Retenção de água emulsionada, 
Contaminação de catalisadores, 
Alteração da coloração de 
produtos finais.
Compostos Orgânicos 
Oxigenados
Oxigênio (O)
Acidez, Corrosividade, formação 
de gomas, odor.
Compostos Orgânicos 
Metálicos
Metais (principalmente 
Ni e V)
Agressão a materiais, 
Contaminação de catalisadores.
Separação do petróleo em frações
Fração Temperatura de 
Ebulição (ºC)
Composição 
aproximada
Usos
Gás Residual - C1 – C2 Gás combustível
Gás liquef. de petróleo – GLP Até 40 C3 – C4 Gás combustível engarrafado, uso 
doméstico e industrial.
Gasolina 40 – 175 C5 – C10 Combustível de automóveis, solvente.
Querosene 175 – 235 C11 – C12 Iluminação, combustível de aviões a jato.
Gasóleo leve 235 – 305 C13 – C17 Diesel, fornos.
Gasóleo pesado 305 – 400 C18 – C25 Combustível, matéria-prima para 
lubrificantes.
Lubrificantes 400 – 510 C26 – C38 Óleos lubrificantes.
Residuo Acima de 510 C38+ Asfalto, piche, impermeabilizantes.
Derivados dos hidrocarbonetos
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Os óleos obtidos de diferentes reservatórios de petróleo possuem características diferentes. Alguns 
são pretos, densos, viscosos, liberando pouco ou nenhum gás, enquanto que outros são castanhos ou 
bastante claros, com baixa viscosidade e densidade, liberando quantidade apreciável de gás. 
O petróleo serve base para a fabricação de vários produtos como a gasolina, óleo diesel, benzinas, 
alcatrão, polímeros plásticos e até mesmo medicamentos. O petróleo possui vários derivados como, 
por exemplo, o gás natural, querosene, óleos combustíveis, lubrificantes e diesel e ainda nafta 
petroquímica e solventes.
A Classificação do Petróleo
Dependendo de sua densidade (gravity), os óleos são classificados pelo American Petroleum Institute 
– API – em vários graus (specific gravity), sendo que os com maior graduação são os melhores, ou seja, 
são petróleos mais leves. Como exemplo, um óleo de 17º API é muito pesado e um de 30º API é mais 
leve.
Alguns fatores podem afetar o ºAPI dos óleos, tais como:
ü A idade geológica: as rochas antigas tendem a ter maior graduação; mas, rochas terciárias 
podem ter cerca de 40º API, como as do Mar do Norte.
ü Profundidade do reservatório: quanto maior a profundidade, maior a graduação.
ü Tectonismo: altas graduações são mais comuns em regiões com muitas tensões nas 
camadas geológicas.
ü Salinidade: os reservatórios de origem marinha tendem a ter maiores graduações do que os 
de origem de ambientes com água salobra ou fresca.
ü Teor de enxofre: este teor é alto em óleos de baixa graduação.
A classificação do petróleo, de acordo com seus constituintes, interessa desde os geoquímicos até os 
refinadores. Os primeiros visam caracterizar o óleo para relacioná-los à rocha-mãe e medir o seu 
grau de degradação. Os refinadores querem saber a quantidade das diversas frações que podem ser 
obtidas, assim como sua composição e propriedades físicas.
Assim, os óleos parafínicos são excelentes para a produção de querosene de aviação (QAV), diesel, 
lubrificante e parafinas. Os óleos naftalênicos produzem frações significativas de gasolina, nafta 
petroquímica, QAV e lubrificantes, enquanto que os óleos aromáticos são mais indicados para a 
produção de gasolina, solventes e asfalto.
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CLASSE PARAFÍNICA (75% ou mais de parafinas)
Nesta classe estão os óleos leves, fluidos ou de alto ponto de fluidez, com densidade inferior a 0,85. A 
maior parte dos petróleos produzidos no Nordeste brasileiro é classificada como parafínica. Este 
tipo de petróleo produz subprodutos com as seguintes propriedades:
ü Gasolina de baixo índice de octanagem.
ü Querosene de alta qualidade.
ü Óleo diesel com boas características de combustão.
ü Óleos lubrificantes de alto índice de viscosidade, elevada estabilidade química e alto ponto 
de fluidez.
ü Resíduos de refinação com elevada percentagem de parafina.
FAMÍLIA
 
PRODUTO
 
CARACTERÍSTICA
 
QAV
 
Combustão limpa
 
Diesel
 
Facilidade ignição
 
Lubrificantes
 
Constância da viscosidade com temperatura
 Parafínicos
 
Parafinas
 
Facilidade na cristalização
 
Gasolina
 
Nafta petroquímica 
QAV 
Naftênicos 
Lubrificantes
 
Solução de compromisso entre a qualidade 
e a quantidade do derivado. 
Gasolina
 
Ótima resistência à detonação
 
Solventes
 
Solubilização
 
Asfaltos
 
Agregados moleculares
 
Aromáticos
 
Coque
 
Elevado
 
 
Classificação do Petróleo
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CLASSE PARAFÍNICO-NAFTÊNICA (50 – 70% parafinas, >20% de naftênicos)
Os óleos desta classe são os que apresentam densidade e viscosidade maiores do que os parafínicos, 
mas ainda são moderados. A maioria dos petróleos produzidos na Bacia de Campos, RJ, é deste tipo.
CLASSE NAFTÊNICA (>70% de naftênicos)
Nesta classe enquadra-se um número muito pequeno de óleos. Apresentam baixo teor de enxofre se 
originam da alteração bioquímica de óleos parafínicos e parafínico-naftênicos. Alguns óleos da 
América do Sul, da Rússia e do Mar do Norte pertencem a esta classe.
O petróleo do tipo naftênico produz subprodutos com as seguintes propriedades principais:
ü Gasolina de alto índice de octonagem.
ü Óleos lubrificantes de baixo resíduo de carbono.
ü Resíduos asfálticos na refinação.
CLASSE AROMÁTICA INTERMEDIÁRIA (>50% de hidrocarbonetos a aromáticos)
Compreende óleos freqüentemente pesados, contendo uma densidade usualmente é maior que 0,85. 
Alguns óleos do Oriente Médio (Arábia Saudita, Catar, Kuwait, Iraque, Síria e Turquia), África 
Ocidental, Venezuela, Califórnia e Mediterrâneo (Sicília, Espanha e Grécia) são desta classe.
CLASSE AROMÁTICO-NAFTÊNICA (>35% de naftênicos)
Óleos deste grupo sofreram processo inicial de biodegradação, no qual foram removidas as 
parafinas. Eles são derivados dos óleos parafínicos e parafínico-naftênicos. Alguns óleos da África 
Ocidental são deste tipo.
CLASSE AROMÁTICO-ASFÁLTICA (>35% de asfaltenos e resinas)
Estes óleos são oriundos de um processo de biodegradação avançada em que ocorreria a reunião de 
monocicloalcenos e oxidação. Podem também nela se enquadrar alguns poucos óleos 
verdadeiramente aromáticos não degradados da Venezuela e África Ocidental. Entretanto, ela 
compreende principalmente óleos pesados e viscosos, resultantes da alteração dos óleos aromáticos 
intermediários. Nesta classe encontra-se os óleos do Canadá ocidental, Venezuela e sul da França.
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Sabemos que o nosso planeta tem bilhões de anos e o petróleo com idade menor, porém não menos 
impressionante, chega a aproximadamente quatrocentos milhões de anos. Nesse período muitos 
fenômenos naturais, como erupções vulcânicas, separação dos continentes, movimentação e ação de 
oceanos e rios respectivamente depositaram nos fundos de mares e lagos grandes quantidades de 
restos de vegetais e animais que foram soterrados pelos movimentos da crosta terrestre sob a pressão 
das camadas de rochas e pela ação do calor. Sob esses efeitos esses restos foram se decompondo e se 
transformando em petróleo.
Para a formação do petróleo são necessárias condições como matéria orgânica, a preservação dessa 
matéria da ação de bactérias aeróbicas, essa material não deve ser movimentada por longos períodos e 
além de estar em decomposição por bactérias anaeróbicas deve também sofrer ação de temperatura e 
pressão.
A conversão de matéria orgânica em petróleo pode ser dividida em três etapas:
Diagênese: Logo após a deposição tem inicio a decomposição bioquímica da matéria orgânica, 
gerando o metano biogênico. Com o aumento de temperatura e pressão a matéria orgânica é 
convertida em querogênio - matéria orgânica amorfa com C, H e O.
Catagênese: Com o aumento da pressão o querogênio se altera e a maioria do óleo cru é 
formado. Durante essa fase as moléculas maiores irão se dividir em moléculas menores mais 
simples – craqueamento.
Metagênese: No estágio final de formação do querogênio e do óleo cru produz-se gás natural, 
principalmente na forma de metano e o carbono residual é 
deixado na rocha fonte.
Dos três tipos de querogênio já identificados cada qual produz 
diferentes compostos durante a maturação, com respectivas 
variações em C /H ou O/C. A formação de petróleo e gás natural 
não depende apenas da composição de matéria orgânica original, 
mas também do aumento de temperatura, isto é, do gradiente 
geotérmico.
 A indústria do petróleo no mundo
Foi com a descoberta em 1859, pelo americano Edwin L. Drack, de petróleo in situ que aconteceu o 
primeiro boom desse produto, já que antes dessa descoberta o que ocorria era o aproveitamento 
desse produto devido a vazamentos que ocorriam de forma inesperada. Em 27 de agosto de 1859, 
após meses de perfuração Drack achava petróleo, o que levou os Estados Unidos em cinco anos a 
possuir 543 companhias entregues a essa atividade.
Fonte: http://jeocaz.livejournal.com/tag 
/historia
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A partir de então o querosene enquanto o único derivado do petróleo ainda utilizável, começava a 
substituir o dispendioso óleo de baleia muito usado em fogões e lâmpadas. 
Devido à grande produção de carvão na Europa, floresceu paralelamente a essa fase de descoberta 
por Drack, uma tímida indústria do petróleo.
O petróleo na Europa é explorado no continente e no oceano. Além da Rússia (parte européia) e do 
Azerbaijão, outra região rica em petróleo é o Mar do Norte, onde a exploração é controlada pelo 
Reino Unido e Noruega. No entanto, em razão do elevado consumo, a maior parte dos países 
europeus é grande importadora desse produto.
No início do século XX, o mercado petrolífero começou a crescer. Surgiram as primeiras perfurações 
no mar e foi descoberto petróleo em grande quantidade nas arábias, um fato determinante na 
evolução do preço do petróleo e da vida política mundial nas décadas seguintes. Inicialmente no Irã, 
mais tarde, em 1927, no Iraque, e em 1938 na Arábia Saudita.
Em 1960 surge a OPEP (Organização dos Países Exportadores de Petróleo), formada pelo Irã, 
Iraque, Kuwait, Arábia Saudita e Venezuela, se antes os Estados Unidos controlavam os preços 
mantendo-os estáveis, a partir da década de 70 a OPEP passa a controlar a situação, contando agora 
com as seguintes nações: Angola, Líbia, Nigéria, Argélia, Venezuela, Equador, Indonésia, Arábia 
Saudita, Emirados Árabes Unidos, Irã, Iraque, Kuwait e Qatar.
A crise do Golfo
Depois de ter-se envolvido numa desgastante guerra de fronteiras com o Irã, o ditador iraquiano 
Saddam Hussein resolveu atacar, em 1990, o emirado do Kuwait, um dos maiores produtores de 
petróleo do mundo. Saddam o transformou na 19ª província da República Iraquiana. Tinha início 
mais uma crise do petróleo do após-Guerra. O Kuwait era considerado fornecedor estratégico pelos 
Estados Unidos, fazendo com que os americanos temessem que Saddam Hussein pudesse 
açambarcar o controle de metade do fornecimento do petróleo na região. Igualmente receavam que 
ele pudesse alastrar-se para a Arábia Saudita.
Em 1991, com o apoio da ONU, liderando uma força 
multinacional (composta por ingleses, franceses, italianos e 
outros países árabes), os Estados Unidos reconquistaram o 
emirado e expulsou as tropas iraquianas de volta para suas 
fronteiras. Ao bater em retirada os iraquianos incendiaram 
todos os poços de extração provocando uma das maiores 
catástrofes ecológicas do mundo, fazendo com que grande 
parte da vida animal do Golfo Pérsico fosse destruída.
Fonte: http://kafekultura.blogspot.com/ 
2007/09/os-segredos-do-ouro-negro-pela-pri 
meira.html
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A indústria do petróleo no Brasil
No Brasil o interesse pelo petróleo começou no século XIX. Em 1858, na Bahia, foram concedidas as 
primeiras concessões para pesquisa e lavra, essa região próxima a Ilhéus é conhecida hoje como Bacia 
de Caramuru.
Podemos dividir a história do petróleo no Brasil e três etapas diferentes:
A primeira foi a de livre iniciativa, onde surgiu o primeiro poço brasileiro na cidade de Bofete no 
estado de São Paulo. Entusiasmado com as noticias do exterior Eugênio Camargo importou todo o 
equipamento necessário dos Estados Unidos e furou esse primeiro poço que chegou a 488 metros de 
profundidade, mas que oficialmente encontrou apenas água sulfurosa. Segundo testemunhos orais 
foram retirados desse poço dois barris de óleo, mas esta informação não foi confirmada.
A segunda fase veio com a nacionalização das riquezas do subsolo brasileiro pelo governo e a criação 
do CNP, Conselho Nacional do Petróleo em 1938.
Por último veio a fase do monopólio estatal durante o governo de Getulio Vargas que em 3 de 
outubro de 1953 promulga a lei 2004 que cria a Petrobrás.
A partir de 1907, além de iniciativas privadas, também órgãos públicos começaram a trabalhar em 
pesquisas, apesar das enormes dificuldades por falta de material e pessoal especializado. Até o final 
dos anos 30, estrangeiros, brasileiros e órgãos públicos realizaram muitas pesquisas em estados como 
a Bahia, Amazonas, Alagoas e Sergipe.
Na década de 30 com a nacionalização dos recursos do subsolo brasileiro e a criação do CNP, apenas 
brasileiros podiam realizar atividade petrolífera no país. O conselho também regulamentou 
importação, exportação, transporte, comércio e distribuição de petróleo e seus derivados, além do 
funcionamento da indústria do refino.
A Petrobrás 
Um dos fatos marcantes que antecedeu a criação da Petrobrás foi a 
discussão democrática entre vários partidos políticos sobre a defesa 
do monopólio estatal na exploração do petróleo no país ou a 
continuação da participação da iniciativa privada. Depois de uma 
grande campanha popular o então presidente Getúlio Vargas assinou 
em 3 de outubro de 1953 a lei 2004 que criava a Petróleo Brasileiro S. A, a Petrobrás.
Num primeiro momento a Petrobrás era responsável pela pesquisa, lavra, transporte e refino do 
petróleo e seus derivados, mas a partir de 1963 o monopólio foi ampliado, abrangendo também a 
importação e exportação do petróleo e seus derivados.
Fonte: http://www.revistadegeolo 
gia.ufc.br/
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Quando foi criada, a Petrobrás produzia 2.700 barris por dia enquanto o consumo no país era de 170 
mil barris diários. Essa situação promoveu a intensificação de atividades exploratórias, o que levou ao 
aumento de reservastanto na terra como no mar (onde a primeira descoberta foi o campo de 
Guaricema, no litoral do Sergipe em 1969. A partir da década de 80 a Petrobrás direcionou suas 
atividades para regiões de águas mais profundas da Bacia de Campos, descobrindo campos gigantes e 
tornando a Bacia de Campos a maior produtora de petróleo do país e uma das maiores do mundo em 
produção de petróleo em águas profundas.
Em 1997 o presidente Fernando Henrique sancionou a lei número 9.478, abrindo dessa forma a 
atividade petrolífera no Brasil à iniciativa privada. Nesse mesmo ano a produção da Petrobrás 
ultrapassa um milhão de barris diários e em 1998 é criada a Petrobrás Transporte S.A, ano esse em que 
a empresa assina seus primeiros acordos com empresas privadas para a exploração em terra e mar de 
blocos de exploração. É inaugurada também a primeira etapa do gasoduto Bolívia-Brasil entre Santa 
Cruz de La Sierra e Campinas.
O gás natural 
O gás natural é uma mistura de hidrocarbonetos leves encontrada 
no subsolo, na qual o metano tem uma participação superior a 70 % 
em volume. A composição do gás natural pode variar bastante 
dependendo de fatores relativos ao campo em que o gás é 
produzido, processo de produção, condicionamento, 
processamento, e transporte.
O gás natural é encontrado no subsolo, por acumulações em rochas 
porosas, isoladas do exterior por rochas impermeáveis, associadas ou não a depósitos petrolíferos. É 
o resultado da degradação da matéria orgânica de forma anaeróbica oriunda de quantidades 
extraordinárias de microorganismos que, em eras pré-históricas, se acumulavam nas águas litorâneas 
dos mares da época. Essa matéria orgânica foi soterrada a grandes profundidades e, por isto, sua 
degradação se deu fora do contato com o ar, a grandes temperaturas e sob fortes pressões.
Pela lei numero 9.478/97 (Lei do Petróleo), o gás natural "é a porção do petróleo que existe na fase 
gasosa ou em solução no óleo, nas condições originais de reservatório, e que permanece no estado 
gasoso em CNTP (condições normais de temperatura e pressão)".
A composição do gás natural pode variar muito, dependendo de fatores relativos ao reservatório, 
processo de produção, condicionamento, processamento, e transporte. De uma maneira geral, o gás 
natural apresenta teor de metano superiores a 70% de sua composição, densidade menor que 1 (mais 
leve que o ar) e poder calorífico superior entre 8.000 e 10.000 kcal / m3, dependendo dos teores de 
pesados (Etano e propano principalmente) e inertes (Nitrogênio e gás carbônico). No Brasil a 
composição do gás para comercialização é determinada pela portaria de numero 104 da 08/07/2002 
da Agência Nacional do Petróleo (ANP).
Fonte: http://www.europarl.europa.eu/ 
eplive
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Conjunto de componentes do gás natural mais pesados que o etano (Fração C3+). Se o teor de 
pesados for superior a 8,0% o gás é considerado rico, se for menor que 6,0% o gás é considerado 
pobre, se o teor estiver entre 6,0 e 8,0% o gás é considerado de riqueza mediana. A riqueza é um 
parâmetro importante na seleção da via tecnológica a ser utilizada no processamento do gás.
O gás natural passou a ser utilizado em maior escala na Europa no final do século XIX, com a 
invenção do queimador Bunsen, em 1885, que misturava ar com gás natural e com a construção de 
um gasoduto à prova de vazamentos, em 1890.
Porém as técnicas de construção de gasodutos eram incipientes, não havendo transporte de grandes 
volumes a longas distâncias, conseqüentemente, era pequena a participação do gás em relação ao óleo 
e ao carvão. Entre 1927 e 1931, já existiam mais de 10 linhas de transmissão de porte nos Estados 
Unidos, mas sem alcance interestadual, no final de 1930 os avanços da tecnologia já viabilizavam o 
transporte do gás para longos percursos. A primeira edição da norma americana para sistemas de 
transporte e distribuição de gás (ANSI/ASME B31.8) data de 1935.
O grande crescimento das construções pós-guerra, durou até 1960, foi responsável pela instalação de 
milhares de quilômetros de gasodutos, dado os avanços em metalurgia, técnicas de soldagem e 
construção de tubos. Desde então, o gás natural passou a ser utilizado em grande escala por vários 
países, dentre os quais podemos destacar os Estados Unidos, Canadá, Japão além da grande maioria 
dos países Europeus, isso se deve principalmente as inúmeras vantagens econômicas e ambientais 
que o gás natural apresenta.
A utilização do gás natural no Brasil começou modestamente por volta de 1940, com as descobertas 
de óleo e gás na Bahia, atendendo a indústrias localizadas no Recôncavo Baiano. Após alguns anos, as 
bacias do Recôncavo, Sergipe e Alagoas destinavam quase em sua totalidade para a fabricação de 
insumos industriais e combustíveis para a RELAM e o Pólo Petroquímico de Camaçari.
Com a descoberta da Bacia de Campos as reservas provadas praticamente quadruplicaram no 
período 1980-95. O desenvolvimento da bacia proporcionou um aumento no uso da matéria-prima, 
elevando em 2,7% sua participação na matriz energética nacional.
Em 1999 com a entrada em operação do Gasoduto Brasil-Bolívia, com capacidade de transportar 
30 milhões de metros cúbicos de gás por dia, houve um aumento expressivo na oferta nacional de 
gás natural. Nos primeiros anos de operação do gasoduto, a elevada oferta do produto e os 
baixos preços praticados, favoreceram uma explosão no consumo tendo o gás superado os 10% 
de participação na matriz energética nacional.
Nos últimos anos, com as descobertas nas bacias de Santos e do Espírito Santo as reservas Brasileiras 
de gás natural tiveram um aumento significativo. Apesar disso o baixo preço do produto e a ausência 
de um marco regulatório tem inibido investimentos, esses fatores aliados ao grande crescimento da 
demanda e a nacionalização do gás na Bolívia, levaram a Petrobrás a cortar o fornecimento do 
produto para as distribuidoras de gás do Rio de Janeiro e São Paulo em outubro de 2007.
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Ao contrário do que ocorre com a maioria dos combustíveis fósseis, facilmente armazenáveis, a 
decisão de investimento em gás natural depende da negociação prévia de contratos de fornecimento 
de longo prazo, do produtor ao consumidor. Essas características técnico-econômicas configuram 
num modo de organização no qual o suprimento do serviço depende, previamente, da implantação 
de redes de transporte e de distribuição, bem como na implantação de um sistema de coordenação 
dos fluxos, visando o ajuste da oferta e da demanda, sem colocar em risco a confiabilidade do sistema.
Devido às fortes barreiras à entrada de novos concorrentes, o modelo tradicional que predominou 
do pós-guerra até o início dos anos 80, mesmo com variantes de um país a outro em função de 
contextos jurídicos e institucionais, é estruturado por três atributos principais: integração vertical, 
monopólios públicos de fornecimento e forma de comercialização baseada em contratos bilaterais 
de longo prazo. Para a indústria de gás natural, esse modelo permitiu, na Europa e nos Estados 
Unidos, uma forte expansão da produção e de gás e o incremento significativo da participação do gás 
no balanço energético destes países.
No Brasil, até 1997, predominou o modelo de monopólio estatal da Petrobrás na produção e no 
transporte de gás natural, ficando as distribuidoras estaduais a cargo da distribuição e venda de gás 
aos consumidores residenciais e industriais. Também existiam casos em que a Petrobrás fornecia gás 
diretamente a alguns grandes consumidores.
Após 1997, com a nova Lei do Petróleo, a Petrobrás perdeu o monopólio sobre o setor. Para se 
adequar à "lei do livre acesso", a Petrobrás se viu obrigada a criar um empresa para operar seus 
gasodutos - A Transpetro. Até 03 de março de 2009, o setor carecia de uma legislação específica.
Com a publicação da Lei n. 11.909, de 04 de março de 2009, foram criadas normas para "exploraçãodas atividades econômicas de transporte de gás natural por meio de condutos e da importação e 
exportação de gás natural" (art. 1º).
Atores da Cadeia de Gás Natural
üProdutor:Pessoa Jurídica que possui a concessão do Estado para explorar e produzir gás 
natural em determinados blocos. 
üCarregador:Pessoa jurídica que detem o controle do gás natural, contrata o transportador 
para o serviço de transporte e negocia a venda deste junto as companhias distribuidoras. 
üTransportador:Pessoa jurídica autorizada pela ANP a operar as instalações de transporte. 
üProcessador:Pessoa jurídica autorizada pela ANP a processar o gás natural. 
üDistribuidor:Pessoa jurídica que tem a concessão do estado para comercializar o gás 
natural junto aos consumidores finais (No Brasil a distribuição é monopólio dos governos 
estaduais) 
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üRegulador: Figura do Estado representada pela ANP 
A exploração é a etapa inicial dentro da cadeia de gás natural, consistindo em duas fases. A primeira 
fase é a pesquisa onde, através de testes sísmicos, verifica-se a existência em bacias sedimentares de 
rochas reservatórios (estruturas propícias ao acúmulo de petróleo e gás natural). Caso o resultado das 
pesquisas seja positivo, inicia-se a segunda fase, e é perfurado um poço pioneiro e poços de 
delimitação para comprovação da existência gás natural ou petróleo em nível comercial e 
mapeamento do reservatório, que será encaminhado para a produção.
Os reservatórios de gás natural são constituídos de rochas porosas capazes de reter petróleo e gás. 
Em função do teor de petróleo bruto e de gás livre, classifica-se o gás, quanto ao seu estado de 
origem, em gás associado e gás não-associado.
ü Gás associado: é aquele que, no reservatório, está dissolvido no óleo ou sob a forma de 
capa de gás. Neste caso, a produção de gás é determinada basicamente pela produção de óleo. 
Boa parte do gás é utilizada pelo próprio sistema de produção, podendo ser usada em 
processos conhecidos como reinjeção e gás lift, com a finalidade de aumentar a recuperação 
de petróleo do reservatório, ou mesmo consumida para geração de energia para a própria 
unidade de produção, que normalmente fica em locais isolados. Ex: Campo de Urucu no 
Estado do Amazonas
 
ü Gás não-associado: é aquele que, no reservatório, está livre ou em presença de 
quantidades muito pequenas de óleo. Nesse caso só se justifica comercialmente produzir o 
gás. Ex: Campo de San Alberto na Bolívia. 
Com base nos mapas do reservatório, é definida a curva de produção e a infra-estrutura necessárias 
para a extração, como boa parte do gás é utilizada pela própria unidade de produção é verificada a 
viabilidade de se comercializar o excedente de gás, caso a comercialização do gás não seja viável, 
normalmente pelo elevado custo na implantação de infra-estrutura de transporte de gás, o excedente 
é queimado.
Um reservatório de gás natural
É o conjunto de processos físicos ou químicos aos quais o gás natural é submetido, de modo a 
remover ou reduzir os teores de contaminantes para atender as especificações legais do mercado, 
condições de transporte, segurança, e processamento posterior.
O gás natural pode ser armazenado na forma líquida à pressão atmosférica. Para tanto os tanques 
devem ser dotados de bom isolamento térmico e mantidos à temperatura inferior ao ponto de 
condensação do gás natural. Neste caso, o gás natural é chamado de gás natural liquefeito ou GNL.
O gás natural é empregue diretamente como combustível, tanto em indústrias, casas e automóveis.
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 É considerado uma fonte de energia mais limpa que os derivados do petróleo e o carvão. Alguns dos gases de 
sua composição são eliminados porque não possuem capacidade energética (nitrogênio ou CO ) ou porque 2
podem deixar resíduos nos condutores devido ao seu alto peso molecular em comparação ao metano (butano 
e mais pesados).
ü Combustível: A sua combustão é mais limpa e dá uma vida mais longa aos equipamentos 
que utilizam o gás e menor custo de manutenção. 
ü Automotivo: Utilizado para motores de ônibus, automóveis e caminhões substituindo a 
gasolina e o álcool, pode ser até 70% mais barato que outros combustíveis e é menos 
poluente. 
ü Industrial: Utilizada em indústrias para a produção de metanol, amônia e uréia. 
As desvantagens do gás natural em relação ao butano são: mais difícil de ser transportado, devido ao 
fato de ocupar maior volume, mesmo pressurizado, também é mais difícil de ser liquificado, 
requerendo temperaturas da ordem de -160°C.
Algumas jazidas de gás natural podem conter mercúrio associado. Trata-se de um metal altamente 
tóxico e deve ser removido no tratamento do gás natural. O mercúrio é proveniente de grandes 
profundidades no interior da terra e ascende junto com os hidrocarbonetos, formando complexos 
organo-metálicos.
Atualmente estão sendo investigadas as jazidas de hidratos de metano que se estima haver reservas 
energéticas muito superiores às atuais de gás natural.
A camada pré-sal 
A chamada camada pré-sal é uma faixa que se estende ao longo de 800 quilômetros entre os Estados 
do Espírito Santo e Santa Catarina, abaixo do leito do mar, e engloba três bacias sedimentares 
(Espírito Santo, Campos e Santos). O petróleo e o gás-natural encontrado nesta área está a 
profundidades que superam os 7 mil metros, abaixo de uma extensa camada de sal que, segundo 
geólogos, conservam a qualidade do petróleo 
Vários campos e poços de petróleo já foram descobertos no pré-sal, entre eles o de Tupi, o principal. 
Há também os nomeados Guará, Bem-Te-Vi, Carioca, Júpiter e Iara, entre outros.
Um comunicado, em novembro do ano passado, de que Tupi tem reservas gigantes, fez com que os 
olhos do mundo se voltassem para o Brasil e ampliassem o debate acerca da camada pré-sal. À época 
do anúncio, a ministra Dilma Rousseff (Casa Civil) chegou a dizer que o Brasil tem condições de se 
tornar exportador de petróleo com esse óleo. 
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Tupi tem uma reserva estimada pela Petrobrás entre 5 bilhões e 8 bilhões de barris de petróleo, sendo 
considerado uma das maiores descobertas do mundo dos últimos sete anos.
Neste ano, as ações da estatal tiveram forte oscilação depois que a empresa britânica BG Group 
(parceira do Brasil em Tupi, com 25%) divulgou nota estimando uma capacidade entre 12 bilhões e 
30 bilhões de barris de petróleo equivalente em Tupi. A portuguesa Galp (10% do projeto) 
confirmou o número. 
Para termos de comparação, as reservas provadas de petróleo e gás natural da Petrobrás no Brasil 
ficaram em 13,920 bilhões (barris de óleo equivalente) em 2007, segundo o critério adotado pela 
ANP (Agência Nacional do Petróleo). Ou seja, se a nova estimativa estiver correta, Tupi tem 
potencial para até dobrar o volume de óleo e gás que poderá ser extraído do subsolo brasileiro. 
Estimativas apontam que a camada, no total, pode abrigar algo próximo de 100 bilhões de boe (barris 
de óleo equivalente) em reservas, o que colocaria o Brasil entre os dez maiores produtores do mundo. 
A Petrobrás, uma das empresas pioneiras nesse tipo de perfuração profunda, porém, não sabe 
exatamente o quanto de óleo e gás pode ser extraído de cada campo e quando isso começaria a trazer 
lucros ao país. 
Ainda no rol de perguntas sem respostas, a Petrobrás não descarta que toda a camada pré-sal seja 
interligada, e suas reservas sejam unificadas, formando uma reserva gigantesca. 
Justamente por conta do desconhecimento sobre o potencial da camada pré-sal o governo decidiu 
que retomará os leilões de concessões de exploração de petróleo no Brasil apenas nas áreas 
localizadas em terra e em águas rasas. Afinal, se a camada for única, o Brasil ainda não tem regras de 
como leiloaria sua exploração. 
Fonte: http://www1.folha.uol.com.br/folha/dinheiro/ult91u440468.shtml
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Assim, toda a região em volta do pré-sal não será leiloada até que sejam definidas as novas regras de 
exploração de petróleo no país (Lei do Petróleo), que voltaram a ser discutidas pelo Planalto --foi 
criada uma comissão inter ministerial para debater modelos em vigor em outros países e o destino 
dos recursos do óleo extraído. 
Além disso, o governo considera criar uma nova estatal para administrar os megacampos, que 
contrataria outras petrolíferas para a exploração --isso porque os custos de exploração e extração são 
altíssimos. Os motivos alegados no governo para não entregar a região à exploração da Petrobrás são 
a participação de capital privado na empresa e o risco de a empresa tornar-se poderosa demais.
Para fixar
1- De que é constituído o petroleo?
2- Quais contaminantes podem implicar numa maior ou menor qualidade do petroleo e que prejuizos pode provocar?
3- Como pode ser classificado o petroleo e quais produtos são originados de cada família?
4- Quais condições são necessárias para a formação de petroleo?
5- Fale um pouco sobre o primeiro boom do petroleo.
6- Comente sobre as três etapas da história do petroleo no Brasil.
7- A que se refere a lei 9.478 sancionada pelo presidente Fernando Henrique Cardoso?
8- O que é e onde pode ser encontrado o gás natural?
9- Diferencie gás associado de gás não associado.
10- O que é a camada pré-sal e quais bacias sedimentares ela engloba?
Capítulo II 
Geologia e Geofísica
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Capítulo II – Geologia e Geofísica
Geologia
 Segundo a professora Maria Cristina Motta de Toledo a geologia é a ciência natural que, através das 
ciências exatas e básicas (Matemática, Física e Química) e de todas as suas ferramentas, investiga o 
meio natural do planeta, interagindo inclusive com a Biologia em vários aspectos. Geologia e Biologia 
são as ciências naturais que permitem conhecer o nosso habitat e, por conseqüência, agir de modo 
responsável nas atividades humanas de ocupar, utilizar e controlar os materiais e os fenômenos 
naturais.
Para a professora os objetivos gerais da geologia podem ser sintetizados em: 
üestudo das características do interior e da superfície da Terra, em várias escalas; 
ücompreensão dos processos físicos, químicos e físico-químicos que levaram o planeta a ser 
tal como o observamos; 
üdefinição da maneira adequada (não destrutiva) de utilizar os materiais e fenômenos 
geológicos como fonte de matéria prima e energia para melhoria da qualidade de vida da 
sociedade;
üresolução de problemas ambientas causados anteriormente e estabelecimento de critérios 
para evitar danos futuros ao meio ambiente, nas várias atividades humanas; 
üvalorização da relação entre o ser humano e a Natureza.
Bacias Sedimentares
Nas bacias sedimentares estão contidos como que arquivos, a maior fonte de informações sobre o 
passado de nosso planeta.
Fonte: http://www.drm.rj.gov.br/item.asp?chave=134
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Na realidade bacias sedimentares não passam de depressões que ao longo do tempo foram sendo 
preenchidas por substâncias como restos de animais, materiais referentes a ação da erosão e materiais 
depositados em corpos d'água. Normalmente as bacias sedimentares estão localizadas em regiões 
limítrofes de placas tectônicas e são classificadas em: extensionais, quando localizadas nas margens 
construtivas das placas; bacias colisionais, quando localizadas em margens destrutivas de placas; 
bacias transtensionais, quando localizadas nas margens transformantes de placas tectônicas. E, 
existem ainda, as bacias sedimentares formadas em locais longe dos limites de placas tectônicas, 
como as bacias intra-cratônicas, formadas 
aparentemente, por movimentos do manto 
terrestre.
As bacias sedimentares podem ainda ser 
divididas em três de acordo com a origem do 
material depositado em seu interior. Aquelas que 
recebem material de origem terrestre, aquelas 
que recebem material de origem marítima e por 
último e a mais comum, as que recebem material 
proveniente tanto do meio terrestre quanto do 
meio marítimo.
O Brasil tem cerca de 60% de seu território 
ocupado por bacias sedimentares dividas em três 
tipos: as de grande extensão, como as bacias 
Amazônica, do Parnaíba (ou Meio-Norte), do 
Paraná (ou Paranaíba) e a Central; as de menor extensão, como as bacias do Pantanal Mato-
Grossense, do São Francisco (ou Sanfranciscana), do Recôncavo Tucano e a Litorânea; e, ainda 
bacias muito pequenas denominadas de bacias de compartimento de planalto, como as bacias de 
Curitiba, Taubaté e São Paulo, entre muitas outras.
Rochas Sedimentares
As rochas sedimentares se formam a partir do acumulo 
de materiais provenientes de outras rochas que existiram 
antes delas. O fenômeno chamado intemperismo ou 
meteorização é o responsável pela destruição natural de 
todas as rochas na camada mais superficial da litosfera, e que 
formam as rochas sedimentares. A formação de uma rocha 
sedimentar ocorre através de um ciclo chamado ciclo 
sedimentar. As etapas desse ciclo são:
ü decomposição das rochas preexistentes.
Fonte: http://tkgeo.blogspot.com/2008_05_01_archive.html
Fonte: http://www.scb.org.br/artigos/FC03_ 
UmExameCritico.asp
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ü remoção e transporte dos produtos do intemperismo
ü deposição dos sedimentos
ü consolidação ( endurecimento) dos sedimentos
O volume que as rochas sedimentares ocupam na constituição da crosta é de apenas 5%. No entanto, 
este tipo de rochas cobre uma extensa superfície, ocupando mais de 75% da área dos continentes. 
Além da utilização de materiais sedimentares para o fabrico de cimento, muitas outras rochas 
sedimentares são recursos importantes no fabrico dos mais diversos produtos, como, por exemplo, o 
vidro e as peças de olaria. 
De acordo com a natureza dos sedimentos, podem considerar-se três grupos de rochas sedimentares: 
ü rochas sedimentares detríticas, 
ü rochas sedimentares quimiogénicas (de origem química) 
ü rochas sedimentares biogénicas (bioquímicas)
A formação das rochas sedimentares acontecem a partir da pressão exercida sobre as partículas de 
sedimentos carregados e depositados pelo vento, água ou gelo. Através do processo conhecido como 
litificação, esses sedimentos ao se acumularem, vão sofrendo cada vez mais pressão e vão se 
solidificando.
Rochas Matriz
Essas rochas sedimentares vão se formando através das modificações geológicas, com o tempo elas 
vão através da pressão e da temperatura formando e transformando minerais e fósseis. Porque possui 
essas características, esse tipo de rocha é próprio para a formação inicial da substância que dará 
origem ao petróleo.
Fonte : h t tp ://www.dr m.r j . g ov.br/ 
item.asp?chave=134
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Rochas reservatório
Rocha reservatório é uma formação que ocorre após a produção do petróleo nos poros de rochas 
sedimentares, resultante da decomposição da matéria orgânica e de algumas condições fisico-
químicas (TTP- tempo, temperatura, pressão) haverá sua migração para outras regiões, onde dar-se-á 
o seu acúmulo.
Em geral o local de acúmulo é formado por rochas impermeáveis as quais impedirão sua passagem 
criando um reservatório. Quando seu acúmulo ocorre em regiões com presença de água o petróleo 
será acondicionado sobre a água e o gás produzido na rochas reservatório ficarão na parte mais 
superior do reservatório, por motivos óbvios. Quanto menor a distância das rochas geradoras para a 
região do reservatório menor será a perda pelo seu transporte. Distâncias elevadas implicam na 
dissipação de parte do petróleo durante seu trajeto.
Geofísica
 A Geofísica é a ciência que estuda a estrutura, composição e processos atuantes no interior da Terra, 
e as propriedades físicas dos materiais que a compõe,a partir de dados coletados por instrumentos 
adequados, que utilizam diversos métodos físicos para obtenção das informações a serem analisadas.
É uma ciência multidisciplinar, que investiga a Terra tanto a nível de estudos básicos para 
determinação de sua estrutura e composição de maneira global, como a nível aplicado, auxiliando na 
busca de recursos minerais, petróleo, água, auxiliando na avaliação dos melhores locais para a 
construção de grandes obras como barragens e usinas, e monitorando seus efeitos sobre o ambiente.
Como o interior da Terra é inacessível à observação direta, são necessários métodos indiretos de 
investigação. A Geofísica utiliza os conhecimentos de ciências como a Física, Matemática, Química, 
Geologia, e Computação para aplicar seus princípios no estudo da Terra. Uma grande diversidade de 
fenômenos pode ser assim estudada.
Dentre os vários métodos geofísicos usados para a prospecção e pesquisa, os principais são: 
Fonte: http://www.esec-odivelas.rcts.pt/BioGeo/ficha_hidro.htm
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Gravitacional: Mede as variações do campo gravitacional terrestre provocadas por corpos rochosos 
dentro da crosta até poucos quilômetros de profundidade. Estas variações são influenciadas pelas 
diferentes densidades das rochas, tendo as mais densas, maior influência no campo gravitacional. A 
figura abaixo serve para ilustrar a variação deste campo gravitacional: um mesmo corpo (massa 
constante) mostrará pesos diferentes para diferentes locais, se as rochas subjacentes tiverem 
densidades diferentes, o que normalmente acontecerá. Entretanto, estas variações são de uma 
magnitude muito pequena, podendo apenas ser quantificadas por aparelhos especiais, denominados 
gravímetros.
Magnético: Este método mede as variações do campo magnético da Terra, atribuídas a variações na 
estrutura da crosta ou na suscetibilidade magnética de certas rochas próximo à superfície. Emprega-
se este método na prospecção de materiais magnéticos, como minérios de ferro, principalmente a 
magnetita.
Resistividade: Este método fornece informações sobre corpos rochosos que tenham 
condutividade elétrica anômala. É empregado pela engenharia para estudos de salinidade de lençóis 
de água subterrânea.
Elétricos: Os métodos elétricos fazem uso de uma grande variedade de técnicas, cada uma baseada 
nas diferentes propriedades elétricas e características dos materiais que compõem a crosta terrestre.
Potencial Espontâneo: É usado para detectar a presença de certos minerais que reagem com 
eletrolitos na subsuperfície de maneira a gerar potenciais eletroquímicos. Um corpo de sulfeto 
oxidado mais no seu topo do que na sua base dará origem a tais correntes elétricas, que são detectadas 
na superfície com o auxilio de eletrodos e galvanômetros.
Polarização Induzida: fornece leituras diagnósticas onde existem trocas iônicas na superfície de 
grãos metálicos, tal como acontece em sulfitos. 
Magnetotelúrico: usa correntes naturais no interior da Terra e as anomalias são procuradas quando 
da passagem destas correntes através dos materiais. É bastante empregado na Rússia no 
mapeamento de bacias sedimentares no início de uma prospecção para petróleo. 
 
Eletromagnético :Como o nome sugere, este método baseia-se na propagação de campos 
eletromagnéticos de baixas freqüências que variam ao longo do tempo, de dentro para fora e de fora 
para dentro da Terra. Este método é mais comumente usado na prospecção mineral.
 Radioativo: Este método baseia-se nas propriedades radioativas de certos minérios (minerais de 
urânio são bons exemplos). Através de aparelhos especiais (contadores geiger e cintilômetros) estes 
minérios podem ser detectados a partir da superfície da Terra. 
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Sísmicos: São os métodos que baseiam-se na emissão de ondas sísmicas artificiais em sub-superfície 
ou no mar (geradas por explosivos, ar comprimido, queda de pesos ou vibradores), captando-se os 
seus "ecos" depois de percorrerem determinada distância para o interior da crosta terrestre, serem 
refletidas e refratadas nas suas descontinuidades e então retornando à superfície. Distinguimos dois 
tipos de métodos sísmicos: 
Reflexão: neste método, observa-se o comportamento das ondas sísmicas, após penetrarem na 
crosta, serem refletidas em contatos de duas camadas de diferentes propriedades elásticas e 
retornarem à superfície, sendo, então, detectadas por sensores (geofones ou hidrofones). É o 
principal método usado na prospecção de hidocarbonetos (petróleo e gás) por fornecerem detalhes 
da estrutura da crosta, bem como de propriedades físicas das camadas que a compõem.
Refração: aqui as ondas sísmicas propagam-se em sub-superfície e viajam a grandes distâncias, 
sendo após captadas por sensores (geofones). As informações obtidas por este método geralmente 
são de áreas em grande escala, trazendo informações pouco detalhadas das regiões abaixo da 
superfície, situadas entre o ponto de detonação e o ponto de captação.
Para fixar
1- O que é geologia?
2- O que são bacias sedimentares?
3- Como ocorre a formação de rochas sedimentares e quais 
as etapas de sua formação?
4- Por que as rochas matriz são próprias para a formação 
de petroleo?
5- Como ocorre o acúmulo de petroleo nas rochas 
reservatório?
6- Qual a utilidade da Geofísica?
7- Cite os principais métodos geofísicos usados para a 
prospecção e pesquisa.
8- Por que a Geofísica é uma ciência multidisciplinar? 
9- Explique o método sísmico denominado reflexão.
10- Explique o método sísmico denominado refração.
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Capitulo III
Atividades Upstream
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Capitulo III – Atividades Upstream
Upstream
A fase Upstream caracteriza-se pelas atividades de busca, identificação e localização das fontes de óleo, 
e ainda o transporte deste óleo extraído até as refinarias, onde será processado. Resumindo, são as 
atividades de exploração, perfuração e produção.
Exploração
A milhares de metros de profundidade e escondido nos poros de rochas encontramos petróleo. 
Através de ciências como a geologia e a geofísica, é possível encontrar essas jazidas petrolíferas 
utilizando muitos métodos de investigação. Após muitas investigações por parte de técnicos das 
áreas acima mencionadas, os melhores lugares para a perfuração são escolhidos reunindo um grande 
número de informações sobre a profundidade espessura e comportamento das camadas de rochas 
que existem em uma bacia sedimentar. Não sendo ainda possível determinar na superfície se existe 
petróleo em uma determinada região, é preciso que ocorra a perfuração de ocos exploratórios, 
mesmo correndo o risco de nada encontrar.
Campos petrolíferos
São dois os tipos de campos petrolíferos:
Onshore: Nome dado ao campo petrolífero que se encontra em terra. São originadas de antigas 
bacias sedimentares marinhas.
Offshore: Nome dado ao campo petrolífero que está na plataforma continental ou ao longo da 
margem continental.
Fonte : h t tp ://www. rev i s t a f a to r. com.br 
Fonte: http://www.forum-mergulho.com 
/print.html&client=printer&f=24&t=240
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Plataformas
Sondas de perfuração Onshore
São utilizadas na perfuração de poços terrestres que variam de 500m, 1000m até 7500 metros de 
profundidade, após o poço perfurado será instalado um equipamento chamado Cavalo de Pau, que 
tem a finalidade de bombear o óleo do poço.
Sondas de perfuração Offshore
São utilizadas na perfuração de poços em lâminas d água e são cinco.
Plataformas Fixas:
 Plataformas auto-eleváveis: 
Funcionam como um edificio. Cravadas com estacas, são as mais comuns até 
100 metros de profundidade. Servem como plataformas de produção e perfu ração, e podem ser de 
aço e de concreto. 
Sópodem existir em águas rasas (até 90 metros). As plataformas auto-
eleváveis são dotadas de três ou mais pernas com até 150 metros de comprimento. Essas pernas se 
movimentam verticalmente através do casco. No local da perfuração, as pernas descem até o leito do 
mar e a plataforma é erguida, ficando a uma altura adequada, acima das ondas. Terminada a 
perfuração, as pernas são suspensas e a plataforma está pronta para ser rebocada. Existem poucas de 
produção: as plataformas de perfuração são em maior número.
Plataformas Semi-submersíveis: Esse tipo de plataforma se apóia em flutuadores submarinos, 
cuja profundidade pode ser alterada através do bombeio de água para dentro ou para fora dos 
tanques de lastro. 
Fonte: http://www.editoravalete.com.br 
/site_petroquimica/edicoes/ed_303/303.html
F o n t e : h t t p : / / b r . i b t i m e s . c o m / 
photonews.htm?image=283&st=2
Sonda onshore Cavalo-de-pau
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Isso permite que os flutuadores fiquem posicionados sempre abaixo da zona de ação das ondas. As 
plataformas de perfuração são as mais comuns. De 100 metros de profundidade em diante, existem 
em maior número no Brasil. Podem ficar ancoradas ou em posicionamento dinâmico. Um grande 
exemplo desse tipo de plataforma é a Petrobrás XVIII, o sistema flutuante de maior capacidade do 
mundo. Instalada no Campo de Marlim, na bacia de Campos, é capaz de produzir petróleo a até mil 
metros de profundidade e de processar 100 mil barris de óleo por dia, acrescentando cerca de 15% à 
produção brasileira de petróleo. 
Navios-sonda:Os navios-sonda possuem auto-propulsão, e em quase tudo se assemelham aos 
navios convencionais. A Petrobrás atualmente só está utilizando navios sonda contratados. Há 
também as unidades de perfuração conhecidas como navios- tender, complementares às plataformas 
fixas, junto às quais são ancoradas.
Plataformas tipo FPSO: Plataforma flutuante em um casco modificado de um navio, normalmente 
um petroleiro. Representa uma unidade de produção de petróleo flutuante, com unidade de 
armazenamento, unidade de processamento e sistema de transbordo (transferência) do petróleo 
produzido. Também podem ser construídos navios especificamente para este objetivo. Nas bacias 
sedimentares brasileiras há inúmeros exemplos de FPSOs operando, tais como as P-34, P-43, P-48, 
P-50 e P-53. 
Fonte: http://www.coopetroleo.com.br/ptp.htm
Fonte: http://www.tnpetroleo.com.br/sala_de_aula/tipos_de_plataforma
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SSP – Piranema – A primeira plataforma redonda do mundo
O novo conceito tecnológico de FPSO da Sevan Marine, a SSP Piranema, chegou ao Brasil no final 
de outubro de 2007, para operar no campo homônimo para a Petrobras. A plataforma inaugura o 
sistema de produção, localizado na Bacia de Sergipe, Alagoas, onde produzirá óleo do tipo leve. A 
SSP Piranema, que corresponde ao modelo SSP-300, tem capacidade de produção equivalente a 30 
mil barris de petróleo por dia e capacidade de armazenamento de 300 mil barris de petróleo.
Embora projetada para trabalhar em todos os ambientes marítimos, no Brasil a nova unidade opera 
em lâmina d'água entre 1.100 e 1.600 metros. O formato cilíndrico oferece significativa redução do 
movimento da estrutura em decorrência das ações do mar e do vento, o que é favorável aos processos 
de recebimento e tratamento do óleo a bordo. Menos sujeita a impactos, a plataforma apresenta, 
conseqüentemente, maior estabilidade.
Outro benefício da SSP Piranema é o fato de ela ter sido concebida como uma opção bastante 
econômica para a indústria de óleo e gás. Devido à estrutura simétrica da plataforma, o processo de 
construção se torna mais simples, rápido e barato, se comparado com a opção convencional, que é a 
conversão de um navio petroleiro em FPSO. Em termos operacionais, a SSP Piranema também é 
economicamente viável, sendo bastante apropriada para operar em reservas menores, com pequenas 
acumulações de óleo, em águas rasas e profundas.
A SSP- Piranema pertence ao grupo norueguês Sevan Marine e ficará alugada à Petrobras pelo prazo 
de 11 anos.
* A sigla SSP significa Sevan Stabilized Platform.
Perfuração
Caso o petróleo seja descoberto, acontece a primeira perfuração denominada perfuração de poços de 
extensão que tem por objetivo a constatação das dimensões da jazida. Caso se conclua a sua 
viabilidade tanto técnica quanto econômica, perfuram-se os poços de desenvolvimento que 
colocaram o campo em funcionamento. A seguinte fase conhecida como complementação tem 
como objetivo preparar o poço para a produção, sendo a primeira atitude a colocação 
Fonte: http://www.somangueiras.com.br/viz_cat.asp?id=2
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de uma tubulação de aço no poço conhecida como coluna de revestimento. Em volta dessa tubulação 
é colocada uma camada de cimento para a proteção contra fluidos indesejáveis e em seguida vem a 
operação chamada canhoneio, onde um canhão desce pela tubulação abrindo furos nas zonas onde 
existe petróleo transferindo esse para o interior do poço.
Para a transferência do óleo ou mesmo do gás para a superfície é introduzida no poço a tubulação de 
menor diâmetro conhecida como coluna de produção. Na boca do poço é instalado um conjunto de 
válvulas para controlar a produção, esse conjunto é conhecido como árvore de natal. Normalmente o 
petróleo sobe até a superfície por causa da pressão interna a que esta submetido, mas quando isso não 
acontece ele é bombeado de forma mecânica utilizando um equipamento chamado cavalo de pau e 
estímulos externos como injeção de água, gás, vapor, soda cáustica, gás carbônico ou polímero.
A partir do início do século XX, foi empregado o método rotativo de perfuração que até hoje é usado 
quase que exclusivamente. Esse método consiste na utilização de uma broca na extremidade inferior 
de uma coluna formada por tubos de aço que recebe continuamente peso e rotação de forma a 
fragmentar as rochas. Por dentro dessa coluna é injetado um fluido sob pressão que passa pela broca e 
retorna pelo espaço anular entre a coluna e o poço. Essa rotação pode ser conseguida por três 
métodos:
Método rotativo convencional- são utilizados a mesa rotativa, a bucha do Kelly , Kelly e swivel. A 
mesa rotativa pode ser acionada através do guincho ou por um conjunto independente (motor, 
conversor de toque, embreagem, caixa de marchas). Ela tem o corpo constituído por uma carcaça 
que é fixada na subestrutura da sonda e tem um depósito de óleo para manter lubrificação 
permanente das engrenagens e rolamentos. Na parte superior há o piso, de chapa anti-derrapante, 
para evitar que algum objeto caia no seu interior e permitir o trabalho dos componentes da equipe na 
“boca do poço”. Ela tem um eixo pinhão que recebe do acionador um movimento de rotação vertical 
e transmite rotação no plano horizontal para o rotor.
A bucha do Kelly é vazada em sua parte central por um orifício ( em geral quadrado) por onde passa o 
Kelly, que desliza livremente devido a ela ter em seu interior um conjunto de roletes em quantidade 
correspondente ao número de faces do Kelly.
O Kelly é uma haste quadrada ou hexagonal (maior resistência), entre nove e dezesseis metros, 
vazada internamente para transmitir a passagem do fluido de perfuração. Recebe o movimento de 
rotação através da bucha do Kelly e o retransmite para toda coluna de perfuração abaixo.
O swivel ou cabeça de injeção é o elemento que liga as partes não girantes às girantes, permitindo a 
livre rotação destes (coluna de perfuração). Ele tem uma alça superior pela qual se liga ao gancho.
Método top-driver- O top-driver é um equipamento conectado ao swivel, que desliza sobre trilhos 
fixados à torre e, através de um motor elétrico de corrente contínua, transmite rotação à coluna, 
eliminando a necessidade de mesa rotativa, bucha do Kelly e Kelly.
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Metódo motor de fundo- O motor é posicionado na coluna logo acima da broca, sendo acionado 
hidraulicamente pelo fluido de perfuração para girar o trecho abaixo. As vantagens desse método são 
as possibilidades de aplicar maior rotação à broca e o menor desgaste sofrido pelos demais elementos 
da coluna de perfuração – que ficam imóveis – e o revestimento.
Fluido de perfuração
 Esses fluidos podem ser de base liquida (água e óleo), gasosa (ar, nitrogênio ou gás natural) ou mista 
liquido/gasosa (espuma ou névoa). As principais funções do fluido de perfuração são as de:
ü Remover e carrear até a superfície os cascalhos oriundos da ação da broca sobre as rochas, 
permitindo continuação do avanço do poço;
ü Exercer uma pressão hidrostática frente as formações perfuradas impedindo que 
desmoronem ou que sejam invadidas por fluidos indesejáveis;
ü Resfriar e lubrificar a coluna de perfuração e a broca (gradiente geotérmico 
aproximadamente 1º c a cada 30 metros).
A quase totalidade dos poços é perfurada com lama de base liquida (o líquido é a fase contínua); os 
outros tipos têm aplicação restrita, sendo usados para formações com pressões de poros 
anormalmente baixas, zonas com severa perda de circulação ou formações muito duras (basalto, 
diabásio) com baixa taxa de penetração.
Circulação
É responsável pelo ciclo completo de movimentação do fluido de perfuração (em geral de base água 
ou óleo), sob pressão e vazão adequadas às operações ora realizadas. O fluido armazenado é 
succionado para a injeção no poço até a broca; daí retorna pelo espaço anular entre a coluna e o poço 
(ou revestimento) carreando os cascalhos e limpando o poço; na superfície passa pelo sistema de 
tratamento para extração de sólidos e fluidos indesejáveis e seu armazenamento.
Tipos de Fluido de Perfuração e completação
Mistura
Gas/líquido
Líquidos
Base
Água
ArNévoaBase
Óleo
Gás
Natural
Espuma
Gases
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No caso de fluidos aerados ou de base gasosa são necessários equipamentos adicionais como 
compressores, unidade de espuma, unidade registradora de pressões, linhas, válvulas e manifold 
especiais, cabeça rotativa e linha de descarga.
É constituído de: tanques, bombas, manifold, tubo bengala, mangueira de lama, saída de lama e 
sistema de tratamento. 
Tanques- os tanques constituem-se no ponto inicial e final de todo o ciclo de circulação. São feitos 
de chapas de aço e interligados por tubos de aço ou mangotes flexíveis. A partir deles saem os tubos 
de sucção – de borracha para reduzir a transmissão de vibrações das bombas ao tanque – para as 
bombas. Em geral o primeiro tanque funciona como tanque de reserva ou de decantação, sendo 
sobre ele posicionada a peneira vibratória; e a sucção é feita do último, mais próximo das bombas. A 
proporção que a profundidade do poço aumenta cresce a necessidade de fluido para o sistema. Mas o 
volume preparado deve contar com um excesso suficiente para atender qualquer emergência, como 
ocorrência de perda de circulação.
Bombas de lama- as bombas de lama fornecem energia para a circulação do fluido e são acionadas 
por motores independentes. São bombas volumétricas alternativas de cilindros horizontais, do tipo 
duplex ou triplex. A vazão total depende da quantidade de bombas e da velocidade, diâmetro e curso 
dos pistões.
A duplex, de 2 cilindros, é de duplo efeito, isto é, o pistão aspira e bombeia nos dois sentidos do seu 
curso e enquanto um dos lados succiona o outro recalca. A triplex, de 3 cilindros, é de simples efeito 
(apenas a face anterior do pistão aspira e bombeia), mas seu uso é crescente pois, para uma mesma 
potência, são menores, mais leves e com menor custo de aquisição e manutenção. 
As bombas são compostas por uma parte mecânica (Power end) e outra hidráulica (fluid end). A 
parte mecânica transforma a energia rotativa recebida do acionador em movimento alternativo. Na 
sua extremidade tem uma haste intermediária (projetada para ser o ponto fraco da bomba e proteger 
o restante do Power end) que desliza dentro de uma gaxeta de vedação para evitar o contato com a 
lama.
A parte hidráulica transfere a energia hidráulica ao fluido sob a forma de pressão e vazão. Contém 
cilindros revestidos por camisa (liner) de aço especial e parede interna muito bem tratada (cromada), 
onde trabalha o pistão. O diâmetro da camisa varia de quatro três quartos a oito meio, e ela é 
facilmente substituída em função do desgaste provocado pelo uso ou do interesse de alterar o 
diâmetro dos pistões em ação.
As válvulas atuam assentadas em uma sede, onde uma mola, na parte superior, tende a mantê-las 
fechadas. Na aspiração as válvulas de sucção são empurradas para cima permitindo a passagem do 
fluido, enquanto as de descarga são empurradas para baixo vedando a entrada da lama.
As bombas podem trabalhar em série (necessidade de maior pressão para vencer as perdas de
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 carga) ou em paralelo (necessidade de maior volume para limpeza do poço). Em paralelo 
(configuração mais comum) a vazão total é a soma das vazões das bombas, e a pressão de bombeio é a 
mesma para todo o sistema. Quando associadas em série a vazão do sistema é limitada pela vazão da 
bomba com menor camisa e a pressão do sistema é determinada pela bomba principal (amais 
próxima do poço), que tem sua pressão original acrescida de uma parcela fornecida pela bomba 
anterior.
As bombas têm, ainda, amortecedores de pulsação colocados na linha de recalque, para regularizar o 
fluxo e suprimir choques devidos a golpes de aríete e vibrações em geral, oriundos da descarga. 
Otimização da perfuração
Como o custo de sonda é elevado é natural que se deseje perfurar o poço o mais rápido possível para 
reduzir gastos. Dessa forma é importante aumentar a taxa de penetração, atingindo o objetivo no 
menor prazo. Naturalmente isto tem que se submeter à qualidade do poço, pois de nada adianta 
perfurar rápido e entregar um poço com elevada tortuosidade, repleto de restrições geométricas e, 
pior, com formações danificadas tendo sua capacidade de produção reduzida ou eliminada.
Testemunhagem de Poço
A testemunhagem consiste na obtenção de uma amostra da formação rochosa de subsuperfície, o 
testemunho, cuja finalidade é analisar informações úteis e pertinentes à avaliação do poço, à equipe de 
engenharia de reservatórios, aos geólogos etc.
A operação é realizada com uma broca vazada e dois barriletes, um externo que gira com a coluna, e 
outro interno, que aloja o testemunho. À que a broca avança o cilindro, vai se alojando no interior no 
interior do barrilete interno durante a perfuração.
Completação de poços
Trata da preparação do poço para a produção, envolvendo técnicas de isolamento das zonas 
produtoras e testes de vazão e pressão do poço. Dependendo-se do potencial produtor do 
reservatório, vinculado às propriedades petrofísicas da rocha e das propriedades dos fluidos do 
reservatório, há necessidade da utilização de técnicas de estimação química (acidificação), mecânica 
(fraturamento hidráulico) ou químico-mecânica, para se aumentar a produtividade do poço.
A operação de revestimento consiste na descida de um conjunto de tubos de aço especial – com 
diâmetro pouco inferior ao do trecho do poço perfurado imediatamente antes – conectados 
sequenciamente formando uma coluna. Entre essa coluna e as paredes do poço é injetado uma pasta 
de cimento e aditivos para fixá-la e garantir vedação. A seguir é iniciada uma nova fase de perfuração 
(com diâmetro de broca menor) e, ao fim dela, nova coluna de revestimento é descida, caso aja 
necessidade operacional ou interesse econômico.
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A sequência e profundidades de assentamento são definidas no projeto do poço, em função das 
formações e pressões esperadas; eventualmente podem ocorrer mudanças em virtude de ocorrências 
inesperadas. Revestimento éuma operação necessária ao poço, previsível, cara (tubulação constitui-
se em elemento de custo significativo em um poço) e sazonal, ocorrendo ao final de cada fase; 
demanda equipamentos especiais e programação e também acompanhamento eficientes.
Em poços marítimos o revestimento é ancorado no fundo do mar para evitar sobrecarga sobre a 
estrutura da sonda, o que poderia gerar problemas de estabilidade e dificultar o abandono do poço. 
Nas plataformas auto-eleváveis, no entanto, os tubos são levados até a superfície para efeito de 
vedação secundária e sustentação do peso dos tubos posicionados acima do fundo do mar.
Tipos de revestimento:
ü revestimento condutor- é o primeiro descido no poço, assentado a pequena profundidade, 
para guiar o fluido de perfuração e sustentar as formações superficiais não consolidadas. Pode 
ser cimentado, cravado (em terra) ou jateado (no mar); 
ü revestimento de superfície- protege os horizontes de água potável, impede 
desmoronamento de formações e serve de sustentação para os equipamentos de cabeça de 
poço. É cimentado em toda sua extensão para evitar flambagem devido ao peso dos 
equipamentos que nele se apóiam (colunas seguintes e sistema de controle e segurança de 
poço). Assentamento em formação impermeável (argila, folhelho, calcário) para que não aja 
perda da água da pasta de cimento, o que reduziria sua resistência;
ü revestimento intermediário- isola e protege zonas de pressões anormais (altas ou baixas), 
com perda de circulação, desmoronáveis ou portadoras de fluidos corrosivos ou 
contaminantes. Pode não ser usado ou serem descidas várias colunas de diferentes diâmetros 
em poços profundos ou com problemas não solucionados pelo fluido de perfuração. 
Cimentado somente na sua parte inferior – e as vezes num trecho intermediário – é 
sustentado na superfície por cunhas apoiadas no revestimento interior;
ü revestimento de produção- é descido ao final do poço caso ele seja considerado comercial, 
provendo meios para sua produção. Suporta as paredes do poço, isola intervalos produtores e 
permite a produção seletiva de fluidos da formação;
ü liner- coluna curta cujo topo é assentado próximo à base do revestimento anterior, 
apoiando-se nele por meio de um suspensor, o liner hanger. É descido por uma coluna de 
tubos de perfuração desconectável e as cunhas são fixadas por acionamento mecânico ou 
hidráulico. Pode substituir o revestimento intermediário ou de produção, permite a descida 
de uma coluna de revestimentos não prevista e proporciona economia de material e tempo de 
sonda;
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ü tie back- prolongamento de um liner até a superfície quando alguma limitação impõe a 
proteção do revestimento anterior em toda sua extensão. Este termo tem uso mais geral 
significando a ligação entre o topo do revestimento desde o fundo do mar até a plataforma 
fixa ou auto-elevável, quando do retorno a um poço que fora perfurado e abandonado 
temporariamente.
As principais finalidades da coluna de revestimentos durante a perfuração do poço são:
ü Sustentar as paredes do poço: evitar prisão por desmoronamento, que provoca perda de 
tempo em pescaria ou mesmo em abandono;
ü Proteger formações superficiais: evitar contaminação dos lençóis freáticos;
ü Garantir retorno do fluido à superfície: estabelecer tudo permanente para conduzir o 
fluido e evitar perdas de circulação;
ü Controlar pressões: no caso de zonas com pressões muito elevadas (risco de kick) a pressão 
hidrostática exercida pelo fluido de perfuração não pode ser suficiente e demandar pressão 
adicional a partir da superfície;
ü Permitir mudança do fluido: evitar exposição de formações menos profundas quando a 
zona que está sendo perfurada exigir lama de maior peso ou salinidade ou, ainda, mudança do 
tipo de base;
ü Impedir migração entre formações: quando diferentes zonas perfuradas apresentam 
pressurizações diferentes permitindo migração da maior para a menor através do poço;
ü Sustentar equipamentos de cabeça de poço: revestimento de superfície deve suportar os 
equipamentos de segurança e controle do poço, além das colunas seguintes (o liner é 
ancorado em revestimento anterior, de maior diâmetro).
ü Quando o poço já está em produção a coluna de revestimentos deve:
ü Isolar fluidos indesejáveis: quando do canhoneio das formações de interesse deve haver 
produção seletiva do fluido desejado isolando e evitando os demais, como a água;
ü Permitir instalação de equipamentos de elevação artificial: em poços não surgentes;
üConfinar produção no interior do poço: escoamento em trajetória definida de forma a 
evitar perdas, controlar vazão e garantir controle.
A completação de poços consiste no conjunto de serviços efetuados no poço desde o momento
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 em que, na fase de perfuração, a broca atinge o topo da zona produtora até o momento em que 
o poço entra em produção.
Existem muitos métodos de completação utilizados ao redor do mundo. No entanto, o que ocorre 
são inúmeras variações de alguns métodos básicos que podem ser classificados quanto:
Á interface entre a coluna e reservatório:
a) Completação a poço aberto,
b) Liner rasgado ou canhoneado
c) Revestimento canhoneado 
Ao método de produção:
 a) Surgente
 b) Elevação artificial
Ao número de zonas completadas:
a)Simples
b)Seletiva
c)Múltiplas 
Cimentação de Revestimento
Uma vez instalada a coluna de revestimento do poço, o espaço anular 
entre a coluna e a parede do poço é cimentado (preenchido com uma 
mistura cimento/água), visando uma melhor fixação da coluna e 
isolamento das zonas porosas e permeáveis atravessadas pelo poço. Esta 
operação é feita por tubos condutores auxiliares, sendo que no 
revestimento de superfície toda a extensão é cimentada e, nos demais, 
normalmente só a parte inferior, ou intervalos predefinidos.
Cimentação primária
Denomina-se cimentação primária a cimentação principal de cada 
coluna de revestimento, levada a efeito logo após sua descida ao poço. 
Seu objetivo básico é colocar uma pasta de cimento não contaminada em 
determinada posição no espaço anular entre o poço e a coluna
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 de revestimento, de modo a se obter fixação e vedação eficiente e permanente deste anular.
Cimentação secundária
São assim denominadas as demais operações de cimentação realizadas no poço, é um procedimento 
corretivo executado para reparar um problema operacional ou isolar um trecho do poço, 
excetuando-se a cimentação primária. 
Tampões de cimento- consistem no bombeamento para o poço de determinado volume de pasta, 
com o objetivo de tamponar um trecho do poço. São usados nos casos de perda de circulação, 
abandono definitivo ou temporário do poço, como base para desvios, compressão de cimento, etc.
Recimentação- é a correção da cimentação primária, quando o cimento não alcança a altura desejada 
no anular ou ocorre canalização severa. O revestimento é canhoneado em dois pontos. A 
recimentação só é feita quando se consegue circulação pelo anular, através destes canhoneados. Para 
possibilitar a circulação com retorno, a pasta é bombeada através de coluna para permitir a 
pressurização necessária para a movimentação da pasta pelo anular.
Compressão de cimento ou Squeeze- consiste na injeção forçada de pequeno volume de cimento sob 
pressão visando corrigir localmente a cimentação primária, sanar vazamentos no revestimento ou 
impedir a produção de zonas que passaram a produzir quantidade excessiva de água ou gás. Exceto 
em vazamentos, o revestimento é canhoneado antes da compressão propriamente dita.
O Canhoneio
A última coluna de revestimento, a de produção, é canhoneada, isto é, perfurada horizontalmente, por 
certo tipo de cargas explosivas, bem em frente à formação produtora, de modo a permitir que o 
petróleo possa atravessar a pasta de cimento existente em volta do revestimento, assim como as suas