Curso de Controle de Poço

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WELL CONTROL COURSE 
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BOP SYSTEM: SURFACE AND SUBSEA 
SUPERVISOR, DRILLER AND INTRODUCTORY LEVELS 
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IADC WELSHARP - BOP SYSTEM: SURFACE AND SUBSEA 
SUPERVISOR, DRILLER AND INTRODUCTORY LEVELS 
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Coloco-me a sua disposição para ouvir e tratar de qualquer assunto. Terei o maior prazer em conversar com você. 
Atenciosamente, 
Francisco Stênio Bezerra Martins 
Diretor Presidente da SQC Group Treinamento e Consultoria 
Celular: +55 21 97273-5422 | E-mail: stenio@sqcgroup.com.br 
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POLÍTICAS DA SQC GROUP TRAINING & CONSULTING 
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MISSÃO 
MISSION 
Contribuir para o desenvolvimento humano e para o crescimento sustentável da atividade de exploração e 
produção de petróleo oferecendo serviços de consultoria e treinamento de alto valor agregado para a elevação 
do nível de capacitação das pessoas e dos padrões de segurança nas operações de sonda e poço. 
Contribute to human development and sustainable growth of the exploration and production oil activity offering consulting services and training 
of high aggregated value for the rise of people capacity level and safety standards in rig and oil well operations. 
VISÃO 
VISION 
Ser a melhor e a mais lembrada e reconhecida pelos clientes como uma empresa cidadã e um referencial de 
excelência em consultoria e treinamento em operação de sonda e poço, prevenção de blowout e QSMS. 
Be the best and the most remembered and recognized by customers as a corporate citizen and a benchmark of excellence in consulting and 
training in rig and oil well operations, blowout preventio and QHSE. 
NEGÓCIO 
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Consultoria e treinamento em operações de sonda e poço de petróleo, prevenção de blowout e QSMS. 
Consulting and training in rig and oil well operations, blowout prevention e QHSE. 
Atenciosamente, 
Francisco Stênio Bezerra Martins 
Diretor Presidente da SQC Group Treinamento e Consultoria 
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Sumário 
1 CAPÍTULO - INTRODUÇÃO AO ESTUDO DO SISTEMA BOP.................................................................................1 
1.1 COMPONENTES PRINCIPAIS DO SISTEMA DE EQUIPAMENTOS DE CONTROLE DE POÇO ................................. 1 
1.2 BARREIRAS DE SEGURANÇA DO POÇO ............................................................................................ 1 
1.3 FUNÇÕES DO SISTEMA DE EQUIPAMENTOS DE CONTROLE DE POÇO ........................................................ 1 
1.4 EQUIPAMENTOS PRINCIPAIS, AUXILIARES E BACK-UPS ........................................................................ 2 
2 CAPÍTULO - BOP DE SUPERFÍCIE E EQUIPAMENTOS DE CABEÇA DE POÇO ........................................................3 
2.1 ARRANJOS DE BOP STACK DE SUPERFÍCIE: API E PETROBRAS .............................................................. 3 
2.2 DENOMINAÇÕES DA PRESSÃO DE BOP STACK DE SUPERFÍCIE ............................................................... 5 
2.3 CLASSIFICAÇÃO DO BOP STACK .................................................................................................... 5 
2.4 CARRETÉIS USADOS NA MONTAGEM DO CONJUNTO BOP E CABEÇA DE POÇO ........................................... 6 
2.4.1 CARRETEL ESPAÇADOR ..................................................................................................................... 6 
2.4.2 CARRETEL DE PERFURAÇÃO ............................................................................................................... 7 
2.5 CABEÇA DE REVESTIMENTO ......................................................................................................... 7 
2.5.1 CABEÇA TIPO C 22 E C 22-BP ........................................................................................................... 7 
2.5.2 CABEÇA TIPO CR............................................................................................................................. 8 
2.5.3 CABEÇA TIPO C 29 E C 29L............................................................................................................... 8 
2.6 PARAFUSOS DE TRAVA (LOCKDOWN SCREWS) .................................................................................. 9 
2.6.1 TIPO STANDARD ............................................................................................................................. 9 
2.6.2 TIPO IP ......................................................................................................................................... 9 
2.6.3 TIPO ET ...................................................................................................................................... 10 
2.7 CARRETÉIS DE ANCORAGEM (CASING HEAD SPOOL) ........................................................................ 12 
2.8 SUSPENSORES DE REVESTIMENTO (CASING HANGER) ....................................................................... 13 
2.8.1 PROCEDIMENTO PARA INSTALAÇÃO DE SUSPENSORES DE REVESTIMENTO................................................. 14 
2.9 ADAPTADORES DE FLANGES....................................................................................................... 14 
2.9.1 ADAPTADOR A3 ........................................................................................................................... 14 
2.9.2 ADAPTADOR A4 ...........................................................................................................................14 
2.9.3 ADAPTADOR DE FLANGES IGUAIS ...................................................................................................... 14 
2.10 EQUIPAMENTO OBS DE SUPERFÍCIE ........................................................................................... 14 
2.11 ALINHAMENTOS EM CONDIÇÃO NORMAL DE OPERAÇÃO ................................................................ 15 
3 CAPÍTULO - BOP STACK SUBMARINO ............................................................................................................ 17 
3.1 DENOMINAÇÕES DE PRESSÃO DE BOP STACK SUBMARINO ................................................................ 17 
3.2 CLASSE DE BOP STACK ............................................................................................................. 17 
3.3 ARRANJOS DE BOP STACK SUBMARINO ....................................................................................... 17 
3.3.1 ARRANJOS DE BOP SUBMARINO E LINHAS ......................................................................................... 18 
3.4 ALINHAMENTOS EM CONDIÇÃO NORMAL DE OPERAÇÃO ................................................................... 21 
4 CAPÍTULO - CONECTORES HIDRÁULICOS, CONEXÕES E ANÉIS DE VEDAÇÃO ................................................... 22 
4.1 CONECTORES HIDRÁULICOS DO CONJUNTO BOP SUBMARINO ............................................................ 22 
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4.2 TIPOS DE CONECTORES HIDRÁULICOS ........................................................................................... 22 
4.2.1 CONECTOR HIDRÁULICO VETCO H-4 STANDARD ................................................................................. 23 
4.2.2 CONECTOR VETCO HIGH ANGLE RELEASE .......................................................................................... 25 
4.2.3 CONECTORES HD, SHD E DHD H-4 (HEAVY DUTY) ......................................................................... 26 
4.2.4 CONECTORES CAMERON ................................................................................................................ 26 
4.3 ANÉIS DE VEDAÇÃO USADOS EM BOP DE SUPERFÍCIE ....................................................................... 28 
4.3.1 ANEL TIPO R ................................................................................................................................ 28 
4.3.2 ANEL TIPO RX .............................................................................................................................. 28 
4.3.3 ANEL TIPO BX .............................................................................................................................. 28 
4.4 ANÉIS DE VEDAÇÃO USADOS EM BOP SUBMARINO ......................................................................... 30 
4.5 CONEXÕES ............................................................................................................................ 30 
4.5.1 FLANGES ..................................................................................................................................... 30 
4.5.2 CLAMPS ...................................................................................................................................... 31 
4.6 REQUISITOS DE SEGURANÇA DO CONECTOR DA CABEÇA DO POÇO ....................................................... 31 
4.6.1 SISTEMA DE PRESSURIZAÇÃO DAS CÂMERAS DE TRAVAMENTO (BACK PRESSURE) ...................................... 31 
5 CAPÍTULO - BOP TIPO GAVETA ...................................................................................................................... 33 
5.1 FUNCIONAMENTO .................................................................................................................. 33 
5.2 VEDAÇÕES DO BOP DE GAVETAS ................................................................................................ 33 
5.2.1 VEDAÇÕES DA GAVETA ................................................................................................................... 33 
5.2.2 VEDAÇÃO DA PORTA DO "BONNET" .................................................................................................. 34 
5.2.3 VEDAÇÃO DA HASTE DA GAVETA (ENGAXETAMENTO) ........................................................................... 34 
5.3 TIPOS DE GAVETAS .................................................................................................................. 35 
5.3.1 GAVETA DE TUBOS DE DIÂMETRO FIXO ("PIPE RAMS" OU PR) ............................................................... 35 
5.3.2 GAVETAS DE TUBOS DE DIÂMETRO VARIÁVEL ("VARIABLE BORE RAMS" OU VBR) ..................................... 35 
5.3.3 GAVETA CEGA-CISALHANTE ("BLIND SHEAR RAMS" OU BSR) ................................................................ 36 
5.3.4 GAVETA SUPER-CISALHANTE (CASING SHEAR RAMS - CSR OU SUPER SHEAR RAMS - SSR) ......................... 37 
5.3.5 OPERAÇÃO DE “HANG OFF” ............................................................................................................ 38 
5.3.6 SISTEMA DE TRAVA DAS GAVETAS ..................................................................................................... 39 
5.4 RAZÕES DE OPERAÇÃO ............................................................................................................. 44 
5.4.1 RAZÃO DE FECHAMENTO ................................................................................................................ 44 
5.4.2 RAZÃO DE ABERTURA ..................................................................................................................... 45 
5.5 CUIDADOS NO TRANSPORTE DE BOP DE GAVETA ............................................................................ 46 
6 CAPÍTULO - BOP TIPO ANULAR ..................................................................................................................... 47 
6.1 FUNÇÃO DO BOP ANULAR ........................................................................................................ 47 
6.2 FUNCIONAMENTO .................................................................................................................. 47 
6.3 MATERIAL DO ELEMENTO DE VEDAÇÃO ........................................................................................ 48 
6.4 BOP ANULAR SHAFFER ............................................................................................................ 48 
6.4.1 MODELOS DE BOP ANULAR SHAFFER ............................................................................................... 48 
6.4.2 PRESSÃO DE ACIONAMENTO ........................................................................................................... 49 
6.4.3 COMPONENTES DE UM BOP ANULAR SHAFFER................................................................................... 50 
6.4.4 BOP ANULAR ROTATIVO SHAFFER .................................................................................................... 51 
6.5 BOP ANULAR HYDRIL.............................................................................................................. 53 
6.5.1 MODELOS DE BOP ANULAR HYDRIL ................................................................................................. 53 
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6.5.2 COMPONENTES DOS BOPS HYDRIL MODELOS GL E GX ........................................................................53 
6.5.3 FUNCIONAMENTO DO BOP ANULAR HYDRIL ...................................................................................... 54 
6.5.4 GENERALIDADES SOBRE O BOP ANULAR GL ...................................................................................... 55 
6.5.5 TIPOS DE BORRACHAS DE BOP ANULAR HYDRILL................................................................................. 57 
6.6 BOP ANULAR CAMERON .......................................................................................................... 60 
6.6.1 MODELOS DE BOP CAMERON......................................................................................................... 60 
6.6.2 FUNCIONAMENTO DO BOP ANULAR CAMERON .................................................................................. 61 
6.6.3 COMPONENTES DO BOP ANULAR CAMERON ..................................................................................... 61 
6.7 OPERAÇÕES DE STRIPPING COM BOP ANULAR ............................................................................... 62 
7 CAPÍTULO - CHOKE MANIFOLD E VÁLVULAS .................................................................................................. 65 
7.1 FUNÇÕES DO CHOKE MANIFOLD EM SISTEMA BOP SUBMARINO ....................................................... 65 
7.1.1 ARRANJO DO CHOKE MANIFOLD BOP SUBMARINO ............................................................................. 65 
7.1.2 DESCRIÇÃO DE SEUS COMPONENTES ................................................................................................. 66 
7.2 CHOKE MANIFOLD E VÁLVULAS DE BOP DE SUPERFÍCIE ................................................................... 68 
7.2.1 OPERAÇÃO .................................................................................................................................. 68 
7.2.2 RECOMENDAÇÕES ......................................................................................................................... 69 
7.2.3 IDENTIFICAÇÃO DO FLUXO E ÁREAS DE ALTA E BAIXA PRESSÃO ................................................................ 70 
7.2.4 VÁLVULAS E CHOKES ..................................................................................................................... 70 
8 CAPÍTULO - SISTEMA DE CONTROLE DE BOP ................................................................................................. 82 
8.1 SISTEMA DE CONTROLE DE BOP DE SUPERFÍCIE ............................................................................. 82 
8.1.1 UNIDADE HIDRÁULICA DE ACIONAMENTO DO BOP ............................................................................. 82 
8.1.2 PROCEDIMENTOS OPERACIONAIS ..................................................................................................... 83 
8.1.3 DIMENSIONAMENTO DOS ACUMULADORES ........................................................................................ 84 
8.1.4 PAINEL REMOTO DE ACIONAMENTO DO BOP (PAINEL DO SONDADOR) .................................................. 85 
8.2 SISTEMA DE CONTROLE DE BOP SUBMARINO ................................................................................ 87 
8.2.1 CONTROLE POR PILOTO HIDRÁULICO ................................................................................................. 87 
8.2.2 PRINCÍPIO DE FUNCIONAMENTO ...................................................................................................... 88 
8.2.3 VÁLVULAS MANIPULADORAS E SELETORAS ......................................................................................... 89 
8.2.4 CONTROLE MULTIPLEXADO ............................................................................................................. 94 
8.2.5 UNIDADE HIDRÁULICA DO BOP ....................................................................................................... 95 
8.2.6 ACUMULADORES .......................................................................................................................... 95 
8.2.7 SEQUÊNCIA DE DESCONEXÃO DE EMERGÊNCIA (EDS)........................................................................... 98 
8.2.8 BACK-UPS DO SISTEMA DE CONTROLE DO BOP .................................................................................. 99 
8.2.9 RECOMENDAÇÕES GERAIS ............................................................................................................ 101 
9 CAPÍTULO - EQUIPAMENTOS AUXILIARES .................................................................................................... 104 
9.1 VÁLVULAS DE PREVENÇÃO INTERNA .......................................................................................... 104 
9.1.1 INSIDE BOP ............................................................................................................................... 104 
9.1.2 VÁLVULA DE SEGURANÇA DE COLUNA DE PERFURAÇÃO ...................................................................... 104 
9.1.3 VÁLVULAS DO KELLY E DO TOP DRIVE ............................................................................................. 105 
9.1.4 DROPP-IN CHECK VALVE .............................................................................................................. 105 
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9.1.5 FLOAT VALVE ............................................................................................................................. 106 
9.1.6 DRILLING STAND E KILL ASSEMBLY ................................................................................................. 107 
9.2 SEPARADOR ATMOSFÉRICO ..................................................................................................... 107 
9.2.1 DEFINIÇÃO ................................................................................................................................ 107 
9.2.2 PRINCÍPIO DE FUNCIONAMENTO .................................................................................................... 108 
9.2.3 REQUISITOS DO SEPARADOR ATMOSFÉRICO ..................................................................................... 108 
9.2.4 EXEMPLO DE DIMENSIONAMENTO DA ALTURA DO SELO HIDRÁULICO ..................................................... 109 
9.3 TRIP TANK .......................................................................................................................... 110 
9.4 DESGASEIFICADOR A VÁCUO ................................................................................................... 111 
9.5 STRIPPING TANK (TANQUE DE STRIPPING) ................................................................................... 111 
9.6 TANQUES DE LAMA ............................................................................................................... 112 
9.6.1 TANQUE DE SUCÇÃO .................................................................................................................... 112 
9.6.2 TANQUE DE RETORNO .................................................................................................................. 112 
9.6.3 EQUIPAMENTOS DE MISTURA ........................................................................................................ 112 
9.7 SISTEMA DE TRATAMENTO DOS FLUIDOS .................................................................................... 113 
10 CAPÍTULO - INSTRUMENTAÇÃO DE DETECÇÃO DE KICK ............................................................................... 114 
10.1 MEDIDOR DA VARIAÇÃO DA VAZÃO DE RETORNO (MUD FLOW FILL SENSOR)..................................... 114 
10.2 MEDIDOR DE VOLUME E TOTALIZADOR (MVT = MUD VOLUME TOTALIZER) .....................................114 
10.3 SISTEMA EKD DE DETECÇÃO DE KICK ....................................................................................... 115 
11 CAPÍTULO - SISTEMA DIVERTER .................................................................................................................. 117 
11.1 FUNÇÃO DO DIVERTER ......................................................................................................... 117 
11.2 DIVERTER EM JACK-UPS, PLATAFORMAS FIXAS E/OU SONDAS TERRESTRES ....................................... 117 
11.3 DIVERTER EM FLUTUANTES ................................................................................................... 118 
11.4 PARTES PRINCIPAIS DO DIVERTER ........................................................................................... 119 
11.4.1 ELEMENTO ANULAR ................................................................................................................... 119 
11.4.2 VÁLVULAS DO SISTEMA DIVERTER ................................................................................................ 119 
11.4.3 LINHAS DE VENTILAÇÃO DO DIVERTER ........................................................................................... 120 
11.4.4 SISTEMA DE CONTROLE DO DIVERTER ........................................................................................... 121 
11.5 TEMPO DE RESPOSTA DO DIVERTER......................................................................................... 122 
12 CAPÍTULO - TESTE DOS EQUIPAMENTOS DO SISTEMA BOP .......................................................................... 123 
12.1 PROCEDIMENTOS GERAIS DE TESTES DE BOP SUBMARINO............................................................. 123 
12.1.1 FREQUÊNCIA DOS TESTES ............................................................................................................ 123 
12.1.2 PRESSÕES DE TESTE ................................................................................................................... 123 
12.1.3 FLUIDO DE TESTE ...................................................................................................................... 124 
12.1.4 TESTES DE FUNÇÃO ................................................................................................................... 124 
12.2 TESTES DA UNIDADE HIDRÁULICA DO BOP (HPU-BOP SUBMARINO) .............................................. 124 
12.3 TESTE DO DESGASEIFICADOR A VÁCUO..................................................................................... 125 
12.3.1 PROCEDIMENTO DO TESTE DE FUNCIONAMENTO ............................................................................. 125 
12.3.2 PROCEDIMENTO DO TESTE DE EFICIÊNCIA DE VAZÃO ........................................................................ 125 
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12.4 TESTE DO SISTEMA DE MONITORAMENTO DE PRESSÃO DO SEPARADOR ATMOSFÉRICO DE SONDA MARÍTIMA
125 
12.4.1 MONITORAMENTO DO SELO HIDRÁULICO ...................................................................................... 125 
12.5 TESTE DE FUNCIONAMENTO DOS CHOKES .................................................................................. 125 
12.6 TESTE DO SISTEMA DE DETECÇÃO DE KICK DA SONDA ................................................................... 126 
12.6.1 PROCEDIMENTO PARA TESTAR O SISTEMA DE DETECÇÃO DE GANHO DE VOLUME ................................... 126 
12.6.2 PROCEDIMENTO PARA TESTAR O MEDIDOR DA VARIAÇÃO DE VAZÃO DE RETORNO ................................. 127 
12.7 TESTE DE AFERIÇÃO DOS SISTEMAS DE MEDIÇÃO DE VOLUME ......................................................... 127 
12.8 TESTE DO DIVERTER ............................................................................................................ 127 
12.9 TESTES DA AUTOSHEAR E EHBS ............................................................................................. 127 
12.9.1 TESTE DA AUTOSHEAR ................................................................................................................ 127 
12.9.2 TESTE DO EHBS (ELECTRO HIDRÁULIC BACK-UP SYSTEM) ................................................................ 127 
12.10 TESTE DO SISTEMA ROV X HOT-STAB .................................................................................. 128 
12.10.1 TESTES NA SUPERFÍCIE ............................................................................................................. 128 
12.10.2 TESTES NO FUNDO DO MAR ...................................................................................................... 128 
12.11 TESTES E CUIDADOS ESPECÍFICOS DE BOP DE SUPERFÍCIE............................................................. 128 
12.11.1 COMENTÁRIOS SOBRE INSTALAÇÃO E MANUTENÇÃO ...................................................................... 128 
12.11.2 CUIDADOS COM OS FLANGES ..................................................................................................... 128 
12.11.3 CUIDADOS COM OS ANÉIS ......................................................................................................... 129 
12.11.4 TESTES DOS PREVENTORES ........................................................................................................ 129 
12.11.5 UNIDADE DE TESTE .................................................................................................................. 130 
12.11.6 ASPECTOS A SEREM OBSERVADOS ANTES DA REALIZAÇÃO DO TESTE .................................................. 130 
12.11.7 SEGURANÇA DO PESSOAL.......................................................................................................... 131 
12.11.8 MANÔMETROS ....................................................................................................................... 131 
12.11.9 ALÍVIO DE PRESSÃO ................................................................................................................. 131 
12.11.10 OUTROS PROCEDIMENTOS GERAIS ............................................................................................ 131 
12.11.11 TESTES DA UNIDADE HIDRÁULICA DE ACIONAMENTO DO BOP ...................................................... 131 
12.11.12 PAINEL REMOTO DE CONTROLE DO BOP (PAINEL DO SONDADOR) ................................................. 132 
12.11.13 TESTE DA VEDAÇÃO DO ENGAXETAMENTO DO CARRETEL DE ANCORAGEM ........................................ 132 
12.12 SENTIDO DA PRESSÃO DE TESTE OU SENTIDO ÚTIL DE BLOQUEIO .................................................. 132 
12.12.1 BOP DE SUPERFÍCIE COM SENTIDO DA PRESSÃO DE TESTE .............................................................. 133 
12.12.2 SISTEMA BOP SUBMARINO COM SENTIDO DA PRESSÃO DE TESTE .................................................... 133 
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1 CAPÍTULO - INTRODUÇÃO AO ESTUDO DO SISTEMA BOP
1.1 Componentes principais do sistema de 
equipamentos de controle de poço 
Um sistema de equipamentos de controle de poço 
de superfície ou submarino é constituído por 
equipamentos ou sistemas principais, equipamentos 
auxiliares e equipamentos ou sistemas back-ups ou 
de emergência conforme o API STD 53 - edição 2012. 
O Diverter é um sistema de equipamentos de baixa 
pressão de trabalho utilizado para as operações de 
início de poço “top hole” em sondas de perfuração 
terrestre e/ou sondasde perfuração marítimas para 
operação em lâmina d’água rasa quando há previsão 
de existência de reservatórios de água ou gás rasos. 
O Diverter em unidades flutuantes é utilizado para 
operação de circulação de gás de riser. 
1.2 Barreiras de segurança do poço 
Conforme a ANP (agência nacional do petróleo) 
Portaria ANP-25 barreira de segurança é a separação 
física apta a conter ou isolar os fluidos dos diferentes 
intervalos permeáveis, podendo ser: Líquida, sólida 
consolidada ou sólida mecânica e conforme a Norma 
NORSOK-010 de Integridade de Poço de Petróleo as 
barreiras de segurança são divididas em primária e 
secundária. 
BARREIRA PRIMÁRIA é a primeira separação física 
apta a conter ou isolar os fluidos de um intervalo 
permeável. 
BARREIRA SECUNDÁRIA é a separação física apta a 
conter ou isolar os fluidos de um intervalo 
permeável como redundância da barreira primária. 
“O BOP É UM DOS ELEMENTOS DA BARREIRA 
SECUNDÁRIA DO POÇO” 
1.3 Funções do sistema de equipamentos 
de controle de poço 
O BOP juntamente com os equipamentos de cabeça 
de poço e o revestimento cimentado constituem a 
Barreira Secundária do poço e tem como funções 
principais, permitir de forma segura, as seguintes 
operações: 
 Fechar o poço em qualquer operação;
 Aplicação de métodos convencionais de
controle de poço: Sondador, Engenheiro,
Simultâneo e Volumétrico;
 Aplicação de métodos não convencionais de
controle de poço: Bullheading, Mud Cupping,
Dynamic Kill (amortecimento dinâmico) e
Capeamento para controle de Blowouts;
 Realização de operação de stripping;
 Monitoramento das pressões do poço pelo
interior da coluna e pelo anular;
 Controlar as pressões aplicadas no poço com
ajustes no choke;
 Monitoramento do volume do poço;
 A separação da mistura bifásica de gás livre e
fluidos de perfuração ou de completação e
sólidos retornados do poço;
 Retirada de pequenas bolhas de gás do fluido de
perfuração;
 A conexão da unidade de cimentação com o
poço pelo interior da coluna ou pelo anular;
 Cisalhamento de colunas de drill pipes;
 A detecção de kicks;
 Medição de volumes de deslocamentos de
colunas no poço;
 Realização de flow check com auxílio do trip
tank;
 Medição de volumes drenados do poço com
auxílio do trip tank e/ou stripping tank;
 Acionamento de funções do BOP com sistemas
back-ups de emergência.
Além das operações acima, um sistema de BOP 
submarino permite ainda realizar as seguintes 
operações: 
 Desconexão de emergência do LMRP deixando
o poço fechado;
 Reconexão do LMRP e reentrada no poço;
 Circular gás de riser direcionando para fora da
embarcação (Diverter);
 O monitoramento do volume do riser;
 Monitoramento das posições do topo e base da
bolha de gás em relação ao BOP durante a
circulação de um influxo;
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 Acionamento de algumas funções do BOP Stack
quando se perde o sistema principal de controle
do BOP (POD amarelo e POD azul), utilizando
sistemas acústico ou hot-stab com auxílio de
ROV;
 Cisalhamento de colunas de drill pipes e
revestimentos;
 Monitoramento de pressão e temperatura no
BOP.
1.4 Equipamentos principais, auxiliares e 
back-ups 
A divisão em equipamentos auxiliares e principais é 
de caráter didático, porém, consagrada na indústria 
do petróleo, sendo inclusive adotada pelo API. Os 
equipamentos principais são por definição aqueles 
vitais para o controle do poço, pois sem um deles no 
sistema não será possível a realização da operação 
de controle, sendo necessário recorrer a um sistema 
de emergência, tais como: volantes de acionamento 
e travamento das gavetas em BOP de superfície, 
sistema acústico e/ou Hot-stab com auxílio de ROV 
em BOP submarino. 
Back-ups ou sistemas de emergências são 
equipamentos que proporcionam redundância 
parcial para um equipamento ou um sistema de 
controle principal, podendo essa redundância ser de 
algumas funções ou de apenas uma função como é 
o caso típico da Auto-shear ou do Deadman.
Estão descritos, ao lado, alguns equipamentos
principais, auxiliares e back-ups:
Exemplos de equipamentos principais: 
 BOP de gavetas, BOP anular, Conector
hidráulico da cabeça do poço, Sistema de
controle do BOP e Choke manifold;
Exemplos de equipamentos auxiliares: 
 Stripping tank, Inside BOP, Trip tank, Válvula de
segurança de coluna de perfuração DPSV e
Válvulas de prevenção interna do Top Drive I-
BOP
Exemplos de back-ups ou sistemas de 
emergências: 
 Sistema acústico do BOP, Auto-shear,
Sistema de Hot-stab operado com auxílio
de ROV e EHBS (Electro Hydraulic Back-
Up System) = Dead man conforme o API.
Quando um influxo é circulado e a bolha chega no 
BOP o normal é que o gás seja conduzido pela 
“choke line” até chegar no choke manifold e daí ser 
direcionado para o separador atmosférico onde o 
gás livre será separado das fases líquidas e sólidas e 
descartado para a atmosfera pela linha de ventilação 
principal ou para o queimador em sondas de 
perfuração terrestres. Se parte ou todo o volume de 
gás em vez de seguir pela choke line, ultrapassar o 
BOP e entrar no riser, estaremos diante de uma 
situação de gás de riser, onde não será mais possível 
a utilização do sistema BOP para controlar esse gás 
e descartá-lo para a atmosfera. Para a circulação do 
gás de riser deve ser utilizado o sistema DIVERTER o 
qual será objeto de estudo neste manual.
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FIGURA 2-2-1 UNIDADE DE SUPERFÍCIE 
2 CAPÍTULO - BOP DE SUPERFÍCIE E EQUIPAMENTOS DE CABEÇA DE POÇO 
2.1 Arranjos de BOP stack de superfície: API e Petrobras 
FIGURA 2-2 ARRANJO CLASSE 4-A1-R3 
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FIGURA 2-3 ARRANJO CLASSE 3-A1-R5 5K 
FIGURA 2-4 ARRANJO CLASSE 5-A1-R4 15K
A sofisticação ou a simplicidade do sistema de 
prevenção de uma sonda é função das condições 
peculiares das áreas onde a mesma vai operar e da 
consideração de ordem econômica. 
A montagem do cabeçal varia em função do tipo de 
poço a ser perfurado e da fase de perfuração, assim 
como da pressão a que estarão submetidos da 
altura da subestrutura da sonda e de vários outros 
fatores. O arranjo escolhido deve manter sempre 
um elemento inferior como reserva para ser usado 
em caso de falha de outro elemento do conjunto. 
Como é o caso da gaveta inferior e da linha 
secundária de estrangulamento e de matar. 
Durante um Kick o primeiro elemento a ser fechado 
deve ser o preventor anular. Caso no decorrer da 
operação de controle de poço este preventor 
comece a vazar ou a pressão atingir 70% de sua 
pressão de trabalho, a gaveta de tubo 
imediatamente abaixo deve ser fechada, o que vai 
permitir não só dar continuidade ao combate ao 
cabeceio, como também a substituição do 
elemento de vedação do preventor anular se este 
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estiverdanificado. 
A gaveta inferior e as linhas secundárias somente 
devem ser usadas em situações de emergência e 
apenas o tempo suficiente para reparar os 
equipamentos situados acima delas. 
A gaveta cega, que é posicionada acima de uma 
gaveta de tubo, também poderá ser substituída por 
outra gaveta de tubo, quando em Kick com a coluna 
no interior caso seja necessário. 
Para a identificação dos elementos que compõem 
um cabeçal deve-se utilizar a seguinte 
nomenclatura conforme o API STD 53 traduzido 
para português: 
 A: preventor anular;
 G: preventor de gaveta simples;
 GD: preventor de gaveta dupla;
 GT: preventor de gaveta tripla;
 CP: carretel de perfuração;
 C: cabeça de revestimento;
 CA: carretel de ancoragem;
 A3: carretel adaptador A3;
 A4: adaptador estojado A4;
 CE: carretel espaçador;
 K: classe de pressão de trabalho expressa em
1.000 psi.
Os componentes do cabeçal do poço devem ser 
listados obedecendo a sequência de baixo para 
cima especificando os topos dos elementos, 
acrescentando entre parênteses, o tipo de cabeça 
utilizada e o arranjo das gavetas. Exemplo: 
3K - 13 5/8 (Flange) - C (C22) - 5K - 11 - CA (C22) - 
3K - 13 5/8 (Flange) - A4 - CP - GD (5, cega) - A 
Onde: 
 3K: pressão de trabalho 3000 psi;
 13 5/8": diâmetro nominal;
 C(C22): cabeça de revestimento C22;
 CA: carretel de ancoragem C22;
 5M: pressão de trabalho de 5.000 psi;
 11: diâmetro nominal;
 A4: adaptador estojado;
 CP: carretel de perfuração;
 GD: preventor de gaveta dupla;
 (5.cega): indica que a gaveta inferior é de tubos
de 5" e a superior é a cega;
 A: preventor anular.
O API define um arranjo em função da classe de 
pressão de trabalho conforme o exemplo abaixo: 
Arranjo 10K Classe 4-A1-R3 (pressão de trabalho 
10.000psi deve ter um BOP Anular (A1) e três BOP 
tipo gaveta (R3)). 
2.2 Denominações da pressão de BOP 
stack de superfície 
Cada BOP tipo gaveta instalado em um poço deve 
ter, no mínimo, uma pressão de trabalho igual à 
pressão máxima prevista na superfície (MASP). 
Equipamento preventor de erupção é baseado em 
classes de pressões de trabalho (RWP) e designado 
como descrito na Tabela 1 do API STD 53ª edição 
2012: 
DENOMINAÇÃO DA 
PRESSÃO 
CLASSE DA PRESSÃO DE 
TRABALHO 
2K 2.000 psi (13,79 Mpa) 
3K 3.000 psi (20,68 Mpa) 
5K 5.000 psi (34,47 Mpa) 
10K 10.000 psi (68,95 Mpa) 
15K 15.000 psi (103,42 Mpa) 
20K 20.000 psi (137,90 Mpa) 
25K 25.000 psi (172,37 Mpa) 
30K 30.000 psi (206,84 Mpa) 
TABELA 1 DENOMINAÇÃO DE PRESSÃO DE BOP DE SUPERFÍCIE 
2.3 Classificação do BOP stack 
Conforme o API STD 53ª edição 2012 a classificação 
ou simplesmente "classe" de um BOP é o número 
total de preventores, gavetas e anulares, instalados 
no BOP stack. 
As posições dos preventores de gaveta e anular e as 
saídas no BOP stack devem fornecer os meios 
confiáveis para lidar com eventos potenciais de 
controle de poço. O sistema deve fornecer um meio 
de: 
 Fechar e vedar em torno do tubo de
perfuração, tubos de revestimento, ou liner e
permitir circulação;
 Fechar e vedar o poço aberto e permitir as
operações de controle de poço por métodos
volumétricos;
 Descida "stripping" da coluna de perfuração
com o BOP fechado e o poço pressurizado.
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A quantidade de preventores vedantes para 
contenção de pressão em um BOP stack deve ser 
usada para identificar a classe do sistema BOP 
instalado. Por exemplo, a designação da classe 6 
representa uma combinação de um total de seis 
gavetas e/ou preventor anular instalados no 
arranjo, podendo ser dois preventores anulares e 
quatro preventores de gaveta, ou um preventor 
anular e cinco preventores de gaveta. 
Após identificada a classe do BOP stack, a 
nomenclatura seguinte identifica a quantidade do 
tipo de preventor anular instalado e é designada 
por uma identificação alfanumérica, por exemplo, a 
identificação de dois preventores anulares 
instalados é A2. 
 A designação alfanumérica final deve ser atribuída 
à quantidade de gavetas ou cavidades para gavetas, 
independentemente da sua utilização, instaladas no 
BOP stack. As gavetas ou cavidades serão 
designadas com um "R" (Ram = gaveta em inglês), 
seguido pela quantidade numérica de gavetas ou 
cavidades, por exemplo, R4 designando que quatro 
preventores tipo gaveta estão instalados ou o 
arranjo tem cavidades para 4 gavetas. 
EXEMPLO: Um sistema BOP classe 6 instalado com 
dois preventores anulares e quatro preventores 
tipo gaveta é designado como "Classe 6-A2-R4." 
Preventores anulares podem ter classe de pressão 
de trabalho inferior à classe de pressão de trabalho 
dos preventores de gaveta. 
Uma avaliação de risco documentada deve ser 
realizada pelo operador para todas as classes de 
arranjos do BOP para identificar posicionamentos 
de gavetas e configurações a serem instaladas. Esta 
avaliação deve incluir colunas cônicas, 
revestimentos, equipamentos de completação, 
ferramentas de teste, etc. 
Um mínimo de um conjunto de gavetas cegas ou 
gavetas cegas-cisalhantes (BSR) deve ser instalado 
quando o tipo de preventor a ser instalado for do 
tipo gaveta. Esta exigência aplica-se igualmente aos 
sistemas de pressão de trabalho de 3K ou classe 
menor e no mínimo a um sistema de arranjo Classe 
2 do BOP stack. 
Um arranjo mínimo para Classe 3 de um BOP stack 
com um conjunto de gavetas cegas ou de gavetas 
cegas-cisalhantes e um conjunto de gavetas de tubo 
deve ser instalado para um sistema de pressão 
nominal 5K. O terceiro dispositivo pode ser um 
preventor do tipo gaveta ou do tipo anular ou o que 
for desejado. 
O arranjo mínimo para Classe 4 de BOP stack deve 
incluir um anular, uma gaveta cega ou BSR, e uma 
gaveta de tubo. O quarto dispositivo pode ser do 
tipo gaveta ou do tipo anular ou o que for desejado. 
Um arranjo mínimo para Classe 4 de BOP stack 
deverá ser instalado para a classe de pressão de 
trabalho 10K, com um mínimo de uma gaveta cega 
ou uma BSR capaz de cisalhar e vedar o tubo de 
perfuração em uso. 
Um BOP com arranjo Classe 5 ou superior deve ser 
instalado para 15K e sistemas de classe de pressão 
maiores. Os requisitos mínimos para arranjo classe 
5 de BOP stack deve incluir um anular, uma BSR, e 
duas gavetas de tubo. O quinto dispositivo pode ser 
uma gaveta ou preventor anular, o que for 
desejado. Uma avaliação de risco será realizada 
para identificar posicionamentos de gavetas e 
configurações e tendo em conta o anular e 
tubulações de grandes diâmetros para a gestão de 
controle de poço. 
O arranjo mínimo para Classe 6 de BOPs deve incluir 
um anular, uma gaveta cega-cisalhante e duas 
gavetas de tubo no arranjo. Os dispositivos 
restantes podem ser uma gaveta de tubo, cega, 
cega- cisalhante, cisalhante de revestimento, para 
teste ou diâmetro variável, ou do tipo preventor 
anular, ou uma combinação dos mesmos, conforme 
determinado por uma avaliação de risco. 
Uma nomenclatura identificando o stack específico 
para uma Plataforma (linha de choke, linha de kill, 
gavetas e anulares, etc.) deve fazer parte do 
programa de perfuração. 
Todo preventor tipo gaveta com gaveta vedante 
deve ser equipado com dispositivos de trava. 
2.4 Carretéis usados na montagem do 
conjunto BOP e cabeça de poço 
2.4.1 Carretel espaçador 
Carretéis espaçadores são usados para fornecer a 
separação entre dois componentes com mesmos 
diâmetros e conexões iguais (designação da 
dimensão nominal e de classificação de pressão). 
Carretéis espaçadores podem ser usados para 
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permitir espaço adicional entre preventores para 
facilitar “stripping” usando as gavetas, hang off 
e/ou operações de cisalhamento, mas pode servir 
também para outras finalidades em um BOP stack. 
Carretéis espaçadores para BOP stack devem 
satisfazer os seguintes requisitos mínimos: 
 Ter o diâmetro interno igual ao diâmetro
interno dos equipamentos que serão
acoplados;
 Ter uma pressão de trabalho igual ou maior do
que a pressão de trabalho dos equipamentos
que serão acoplados;
 Não deve ter quaisquer penetrações capazes
de expor o poço para o meio ambiente.
FIGURA 2-5 ESPAÇADOR 
FIGURA 2-6 DRILLING SPOOLS & SPACER SPOOLS 
2.4.2 Carretel de perfuração 
Linhas de choke e kill podem ser conectadas ambas 
às tomadas laterais dos BOPs ou para um carretel 
de perfuração instalado abaixo de pelo menos um 
BOP capaz de fechar em tubo. 
Utilização das saídas laterais de um BOP tipo gaveta 
reduz o número de conexões do stack e a altura 
total do BOP stack. No entanto, um carretel de 
perfuração é usado para fornecer saídas do stack 
(para localizar possíveis erosão no carretel 
dispensável) e permitir espaço adicional entre 
preventores para facilitar stripping, hang off, e / ou 
operações de cisalhamento. 
Carretéis de perfuração para BOP stack devem 
cumprir os seguintes requisitos mínimos: 
 Arranjos de classe de pressão 3K e 5K devem
ter duas saídas laterais com diâmetro nominal
mínimo de 2 polegadas (5,08 cm) e ser
flangeadas, studded ou hubbed;
 Arranjos de classe de pressão de 10K e maiores
devem ter duas saídas laterais, uma com 3
polegadas (7.62 cm) e uma com 2 polegadas
(5.08 cm) de diâmetro nominal mínimo, e ser
flangeadas studded ou hubbed;
 Carretéis de perfuração devem ter um
diâmetro do furo vertical, igual ao diâmetro
interno dos BOP de acoplamento e pelo menos
igual ao diâmetro interno máximo da cabeça do
poço superior ou do conjunto de cabeça do
poço;
 Carreteis de perfuração devem ter a pressão de
trabalho igual à do BOP de gaveta instalado.
Para operações de perfuração, as saídas das 
cabeças de poço e das montagens das cabeças de 
poços não devem ser empregadas para linha de 
choke e kill. 
2.5 Cabeça de revestimento 
É instalada no revestimento de superfície e tem 
ainda como funções sustentar os revestimentos 
intermediários e de produção e permitir a vedação 
e o acesso ao anular formado pelo revestimento de 
superfície e o primeiro revestimento intermediário 
Deverá ser instalada cuidadosamente para que 
fique completamente nivelada e alinhada com a 
mesa rotativa, evitando-se assim esforços laterais 
no cabeçal e na coluna de perfuração 
As cabeças mais utilizadas no Brasil são as 
seguintes: 
2.5.1 Cabeça tipo C 22 e C 22-BP 
Possui alojamento interno cilíndrico para instalação 
de tampões de testes (test-plug) e suspensores de 
revestimentos (casing hangers). As saídas laterais 
quando com roscas são de 2” LP, onde devem ser 
instaladas válvulas gavetas de 2 1/16”. São 
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fornecidas também com saídas flangeadas ou 
estojadas. Instalar, após a perfuração da fase e 
ancoragem do revestimento, em uma das saídas 
laterais uma válvula de esfera de 2” e na outra 
adaptar uma válvula agulha (kero test) de ½”. Em 
válvulas laterais rosqueadas usar niples novos de 
pressão de trabalho compatível com a válvula que 
vai ser conectada, verificando as condições das 
roscas de ambas as partes. 
FIGURA 2-7 CABEÇA DE REVESTIMENTO TIPO C22 
As cabeças tipo C22-BP tem dois parafusos no 
flange para travamento do bowl-protector. 
FIGURA 2-8 CABEÇA DE REVESTIMENTO TIPO C22-BP 
2.5.2 Cabeça tipo CR 
Possui pressão de trabalho de 2000psi alojamento 
cônico para suspensor, e o flange é enroscado com 
rosca ANSI ACME pino. A rosca inferior é Buttres. A 
vedação com o flange é feita através de um o-ring 
na parte inferior do flange. Verificar sempre as 
condições desse o-ring que deve estar 
completamente limpo e seco. Não se deve usar 
graxa. 
O flange é sempre recuperado após a ancoragem 
do revestimento de produção e a vedação do 
espaço anular é feita através de um anel de 
borracha, que é colocado após a retirada do flange, 
o qual é pressionado por uma tampa rosqueada. As
saídas laterais são em rosca de 2” LP. Instalar
válvulas gavetas para a perfuração e após a
ancoragem do revestimento instalar em uma delas
válvula esférica de 2 1/16” e 2.000 psi e na outra
adaptar uma válvula ½” NPT por 2 000 psi (kero
test). No anexo 2 estão as especificações e
dimensões.
FIGURA 2-9 CABEÇA DE REVESTIMENTO TIPO CR 
2.5.3 Cabeça tipo C 29 e C 29L 
Essas cabeças possuem comprimento maior que a 
C22 para aceitar o suspensor de revestimento tipo 
C29 que é projetado para um mínimo de deflexão 
do revestimento suportando cargas maiores. As 
características de operação e instalação são 
idênticas às da cabeça C22. 
A cabeça de 21 ¼ ", é soldada. Essa cabeça possui, 
em sua parte inferior, um encaixe para o 
revestimento, onde deve receber cordões de solda 
nos pontos 1 e 2 e após essa soldagem, a mesma 
deve ser testada pelo ponto 3 com uma pressão 
compatível com a de colapso do revestimento. 
Algumas dessas cabeças possuem uma base de 
assentamento para nivelar com o condutor de 30", 
conforme é mostrado na Fig. 2-12. 
A cabeça C 29 pode possuir os parafusos de trava 
no flange, neste caso é C 29L esta cabeça pode ser 
com solda, rosca e com base de assentamento ou 
sem (ver Fig.2-10, 2-11 e 2-12). 
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FIGURA 2-10 CASING HEAD C-29 WITH SLIP-WELD BOTTOM 
FIGURA 2-11 CASING HEAD C-29 
FIGURA 2-12 CABEÇA DE REVESTIMENTO TIPO C29L COM BASE DE 
ASSENTAMENTO. 
2.6 Parafusos de trava (Lockdown screws) 
Localizados nos flanges de cabeças de poços (TIPO 
L), cabeça de revestimento e nos flanges 
superiores dos carretéis de ancoragem. Tem as 
seguintes funções: 
 Travar o suspensor de revestimento e a
bucha de proteção (bowl protector), por seus
topos;
 Prevenir possíveis movimentos do suspensor
de revestimento, que possam ser causados
por expansão térmica ou pressão no anular;
 Auxiliar na compressão do elemento de
vedação no suspensor de revestimento.
Existem 3 tipos de parafuso de trava, são eles: 
2.6.1 Tipo standard 
É composto por duas partes: a parte externa onde 
está localizado o engaxetamento, o qual é 
energizado pela porca de vedação, e a parte 
interna com a porca de acionamento que é usada 
para enroscar o parafuso. O engaxetamento é em 
asbesto impregnado com grafite. 
FIGURA 2-13 PARAFUSO DE TRAVA TIPO STANDARD. 
2.6.2 Tipo IP 
É desenhado para aplicação onde se requer 
frequentes operações de travamento dos 
elementos na cabeça do poço. Ele possui uma 
vedação dupla no corpo, a qual pode ser 
energizada pela injeção de plástico (TEFLON). 
A porca de enroscamento é usada tanto para 
enroscar o parafuso como para comprimir o 
engaxetamento. 
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99712-0120 www.sqcgroup.com.brFIGURA 2-14 PARAFUSO DE TRAVA TIPO IP 
2.6.3 Tipo ET 
É usado em cabeças e carretéis de alta pressão. 
Algumas de suas características são as seguintes: 
 Grande diâmetro na extremidade de contato
com o elemento a ser travado para um maior
esforço quando for parafusado;
 Um anel plástico na extremidade e um anel
"O" no engaxetamento isolam as roscas da
ação de fluidos corrosivos;
 A haste, com a porca de enroscar, sai da parte
com engaxetamento 1½" quando o parafuso
é todo desenroscado e apertado.
A maioria dos problemas existem com a utilização 
desses parafusos de trava e podem ser eliminados 
tomando-se os cuidados mencionados nos itens I, 
II e III. 
I. Antes da instalação da cabeça ou do carretel
que possui o parafuso standard, lubrificar a
rosca da extremidade com graxa;
IMPORTANTE: Os parafusos de trava standard não 
possuem um anel de vedação na extremidade. As 
roscas nessa extremidade devem ser engraxadas 
para prevenir a formação de lama em torno delas 
durante a perfuração. 
FIGURA 2-15 PARAFUSO DE TRAVA TIPO ET 
II. Certificar-se de que todo o parafuso está
contraído antes da instalação de qualquer
elemento na cabeça do poço ou no carretel;
NOTA: A extremidade do parafuso de trava deverá 
estar no mesmo plano com o ID da parte superior 
do elemento do cabeçal. 
III. Todos os parafusos de trava devem ser
acionados aos pares em 180º.
ATENÇÃO: Acionar o primeiro parafuso até 
contactá-lo com o equipamento na cabeça do 
poço. Não apertá-lo. Agora acionar o parafuso de 
trava localizado no meio entre os dois originais já 
acionados. Então acionar o oposto a esse. 
Continuar com os demais da mesma maneira, 
mantendo o equipamento alinhado na cabeça do 
poço. Apertar os parafusos de trava usando a 
sequência mostrada na Fig.2-16 
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FIGURA 2-16 SEQUÊNCIA DE APERTO DOS PARAFUSOS DE TRAVA. 
Conexão entre os elementos do cabeçal 
a) Flanges
É um sistema de ligação entre dois
equipamentos que retém pressão, em forma
de anel, fundido externamente a esses 
equipamentos, com orifícios para parafusos e
com um mecanismo de vedação. Para cada
diâmetro de passagem e pressão de trabalho
existe um flange normalizado pelo API (ver
Anexo 01). Essas conexões devem ser
executadas da seguinte maneira:
 Limpar e verificar as sedes dos anéis (groove),
sem a colocação de graxa. Não usar escova de
aço;
 Instalar o anel de vedação, que deve ser
sempre novo;
 Instalar o outro flange correspondente;
 Lubrificar as roscas dos prisioneiros e as faces
das porcas com a graxa apropriada;
 Instalar os prisioneiros e/ou porcas.
ATENÇÃO: Deve-se ter um cuidado especial 
durante a remoção e instalação de prisioneiros e 
porcas. Inspecionar as roscas dos prisioneiros e os 
orifícios dos mesmos quanto a danos tais como 
deformação, espanamento ou abrasamento. Não 
aplicar torque demasiado aos prisioneiros. Não 
engraxar nem encher furos rosqueados com 
lubrificantes de roscas. Esta prática resultará em 
apertos inexatos nos prisioneiros. 
 Apertar todas as porcas uniformemente em
uma configuração conforme figura 2-17. Ver
Anexo 06 a especificação do torque
recomendado;
 Após a aplicação do torque recomendado
haverá um espaçamento entre os flanges
(Stand off) que permite a visibilidade do anel. 
Para os flanges 6B. (Anexo 01) Para os flanges 
6BX, existem espaçamento de 1/4" após suas 
faces se unirem, devido um rebaixo de 1/8" em 
cada uma delas. Neste caso o anel BX não é 
visível. 
OBSERVAÇÃO: Nos flanges estojados 6BX, esse 
rebaixo de 1/8" pode ser omitido, assim o 
espaçamento, nesse caso será de 1/8". 
FIGURA 2-17 CONFIGURAÇÃO DE APERTO DAS PORCAS DO FLANGE 
b) Cubos com grampos (Clamp hub)
O cubo (hub) é um sistema de ligação entre
dois equipamentos que retém pressão, em
forma de anel, forjado externamente a esses
equipamentos, com um mecanismo de
vedação que é energizado pelo aperto de
grampos (clamp). O anel a ser utilizado deve
ser o especificado nas tabelas dos 
fabricantes. As pressões de trabalho dessas
conexões acompanham a normalização do
API. O grampo (Fig 2-18), consiste em duas 
partes iguais que podem ser unidas por
parafusos com porcas dos dois lados ou com
porca de um lado e fixo do outro por um pino
onde gira.
FIGURA 2-18 CUBOS COM GRAMPO 
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Essas conexões devem ser executadas da seguinte 
maneira: 
 Limpar e verificar as sedes dos anéis (groove),
sem a colocação de graxa;
 Instalar o anel de vedação, que deve ser
sempre novo;
 Instalar o outro cubo (hub) correspondente;
 Instalar o grampo (clamp).
OBSERVAÇÕES: 
 Lubrificar sua parte interna com pouca graxa;
 Para facilidade de aperto, instalar o grampo
com as porcas no sentido de “apertar para
cima”, o que facilita o uso do cat-line, se
necessário;
 Conectar primeiro o parafuso de um lado, o
que facilitará a conexão do parafuso do outro
lado;
 Apertar o grampo deixando o espaço entre as
suas extremidades de igual tamanho, cuidando
para que uma parte não fique mais apertada
que a outra.
c) Estojo
Também é um sistema de ligação entre dois
equipamentos que retêm pressão, semelhante
à do flange, mais forjado no próprio
equipamento. Todas as suas características de
instalação são idênticas às descritas para os
flanges.
2.7 Carretéis de ancoragem (Casing Head Spool) 
Os carretéis distinguem-se da cabeça de 
revestimento por possuírem dois flanges, superior 
e inferior, que são de características diferentes 
(diâmetro e/ou pressão de trabalho). 
São utilizados para sustentação de revestimentos 
intermediários ou de produção através de 
suspensores de revestimento idênticos aos usados 
nas cabeças de revestimento. Também fornece 
vedação e permite acesso ao anular dos dois 
últimos revestimentos descidos. Em seu interior, na 
parte inferior, possui engaxetamentos (pack-offs) 
que irão fornecer a vedação secundária, e na parte 
superior possui um ressalto para apoiar o suspensor 
de revestimento, o test-plug ou o bowl protector 
(bucha de desgaste utilizada para evitar danos ao 
carretel na movimentação da ferramenta de 
perfuração e que deve ser retirada antes da descida 
do revestimento seguinte). 
Possui alojamento cilíndrico para suspensor de 
revestimento, saídas laterais flangeadas, com 
roscas ou estojadas nas quais devem ser instaladas 
válvulas de gaveta. 
No final do poço uma delas deverá ser substituída 
por um flange companheiro e uma válvula agulha. 
FIGURA 2-19 CARRETEL DE ANCORAGEM C-
22 
FIGURA 2-20 CARRETEL DE ANCORAGEM C-
29 
FIGURA 2-21 CARRETEL DE ANCORAGEM C-
29L 
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Atenção deve ser dada à instalação do 
engaxetamento interno que não deve ter nenhum 
de seus elementos danificados, o que poderá 
provocar vazamentos pelo mesmo durante os 
testes do cabeçal. 
Cuidado especial se deve ter ao cortar o 
revestimento após seu ancoramento. A superfície 
cortada deverá ser biselada e as rebarbas 
removidas para que não venham a cortar os 
elementos do engaxetamento. A principal função 
desse engaxetamento é proteger a ponta do 
revestimento cortadoe promover isolamento da 
parte inferior do carretel. Quando for o caso 
permitindo que se trabalhe a uma pressão superior 
ao do flange inferior. Sua montagem, na parte 
inferior do carretel, deve ser conforme a figura 2-
22. 
FIGURA 2-22 MONTAGEM DO ENGAXETAMENTO NO CARRETEL DE 
ANCORAGEM
É recomendado, antes do corte do revestimento, 
medir a altura necessária para que o engaxetamento 
no interior do carretel seja coberto pelo 
revestimento. Essa medida normalmente é da 
ordem de 6,5 polegadas. Anexo 03 e 04. 
2.8 Suspensores de revestimento (Casing 
hanger) 
São cunhas com engaxetamento para vedação, que 
ancoram os revestimentos nas cabeças ou nos 
carretéis de ancoragem. 
Nas cabeças C-22 utiliza-se o suspensor C-22 e na C-
29, o suspensor C29. São do tipo envolvente, isto é, 
que podem ser descidos através do BOP. 
No C-22 o engaxetamento se expande e veda contra 
o tubo de revestimento e contra a cabeça de
revestimento quando o peso da coluna de
revestimento é transferido para as cunhas, obtendo-
se assim a vedação do espaço anular entre os
revestimentos.
FIGURA 2-23 SUSPENSOR DE REVESTIMENTO C-22 
No C-29 o peso do revestimento é transferido 
primeiramente para as garras superiores que se 
movem para baixo energizando o engaxetamento e 
transferindo o esforço para as garras inferiores, de 
parede paralelas, até que essas se ajustam ao 
revestimento e passam a absorver o restante da 
carga, evitando assim compressão excessiva no 
elemento de vedação. O Anexo 05 apresenta 
informações sobre as cunhas. 
FIGURA 2-24 SUSPENSOR DE REVESTIMENTO C-29. 
O suspensor utilizado nas cabeças tipo CR Fig.2-25 
não veda o espaço anular. É necessário o emprego 
de um anel superior de borracha, colocado após a 
recuperação do flange superior da cabeça. 
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FIGURA 2-25 SUSPENSOR DA CABEÇA TIPO “CR“ 
2.8.1 Procedimento para instalação de 
suspensores de revestimento 
(1) Soltar o ferrolho abrindo o suspensor em
duas partes;
(2) Colocar duas tábuas na cabeça de
revestimento, em torno do revestimento;
(3) Posicionar o suspensor sobre as tábuas,
fechando-o ao redor do tubo;
(4) Prender o ferrolho e engraxar o lado
externo do suspensor;
(5) Aplicar a tração especificada ao
revestimento. Mínimo de 40.000 lbs;
(6) Centralizar o revestimento;
(7) Remover os parafusos retentores no
suspensor;
(8) Remover as tábuas, deixando o suspensor
cair para dentro da cabeça do
revestimento;
(9) Verificar se está devidamente assentado
com leves pancadas na sua parte superior e
nas cunhas, de maneira a assentá-las 
uniformemente em torno do revestimento;
(10) Transferir lentamente a tração do
revestimento para o suspensor.
2.9 Adaptadores de flanges 
Utilizado para conectar dois equipamentos com 
flanges diferentes e/ou para incrementar a altura na 
instalação do E.S.C.P. Não possuem saídas laterais. 
2.9.1 Adaptador A3 
É um carretel sem saídas laterais cuja função é 
permitir a conexão de flanges de dimensões 
diferentes, diâmetro ou pressão ou ambas. Neste 
caso o flange inferior é obrigatoriamente diferente 
do flange superior. Serve também para dar altura no 
cabeçal, se for o caso. Fig. 2-26 
FIGURA 2-26 CARRETEL ADAPTADOR A3 
2.9.2 Adaptador A4 
Tem a mesma função do A3. Devido sua altura ser 
reduzida não serve para se utilizar quando se deseja 
maior espaçamento entre os equipamentos. É 
estojado, não tem o formato de um carretel. Fig. 2-
27 
FIGURA 2-27 ADAPTADOR A4 
2.9.3 Adaptador de flanges iguais 
É um carretel espaçador o que indica que serve 
apenas para se ganhar altura no cabeçal. Não 
permite a conexão de equipamentos com flanges 
diferentes. Assim como o A3 não tem saída laterais. 
Comumente chamado de cego por isso. 
2.10 Equipamento OBS de superfície 
É o equipamento de superfície usado com o sistema 
OBS de suspensão de revestimento usado por 
plataformas fixas, apoiado no fundo do mar. 
O sistema OBS sustenta o peso do revestimento no 
nível do fundo do mar para melhorar a estabilidade 
da sonda permitindo o abandono ou a reentrada em 
um poço temporariamente abandonado. 
O equipamento de superfície do sistema OBS é 
constituído por carretéis de passagem plena. Depois 
que a primeira cabeça for montada no revestimento, 
uma bucha suporte é instalada para proporcionar a 
vedação secundária do espaço anular, e receber o 
próximo suspensor de revestimento. Então o 
carretel é colocado sobre essa bucha, encostando-a 
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contra a cabeça de revestimento. Assim 
sucessivamente até o engajamento com o conjunto 
de preventores. Ver Fig.2-28 
No abandono do poço, todos os suspensores acima 
da cabeça de revestimento são liberados com a 
remoção dos carretéis, permitindo assim sucessivos 
acessos aos suspensores, buchas suporte e 
revestimentos internos. 
O suspensor de revestimento utilizado nos carretéis 
é o C-29. O formato da bucha suporte é mostrada na 
Fig. 2-28. 
FIGURA 2-28 FORMATO DA BUCHA SUPORTE 
FIGURA 2-29 EQUIPAMENTO OBS DE SUPERFÍCIE
2.11 Alinhamentos em Condição Normal de Operação 
FIGURA 2-30 CONDIÇÃO DE OPERAÇÃO HARD SHUT-IN METHOD 
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FIGURA 2-31 CONDIÇÃO DE OPERAÇÃO SOFT SHUT-IN METHOD 
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3 CAPÍTULO - BOP STACK SUBMARINO 
3.1 Denominações de pressão de BOP 
stack submarino 
Equipamento preventor de erupção é baseado em 
classes de pressões de trabalho (WP) e designado 
como 5K, 10K, 15K, 20K, 25K, e 30K como descrito na 
Tabela 5 do API STD 53ª edição 2012. 
DENOMINAÇÃO DE 
PRESSÃO 
CLASSE DA PRESSÃO DE 
TRABALHO 
5K 5.000 (34,47 MPa) 
10K 10.000 (68,95 Mpa) 
15K 15.000 (103,425 MPa) 
20K 20.000 (137,90 MPa) 
25K 25.000 (172,37 MPa) 
30K 30.000 (209,84 MPa) 
TABELA 2 DENOMINAÇÕES DE PRESSÃO DE BOP SUBMARINO 
Cada BOP de gaveta deve ter no mínimo, uma 
pressão de trabalho WP igual ao valor máximo 
previsto de pressão na cabeça do poço (MAWHP). 
3.2 Classe de BOP stack 
A classificação ou "classe" de um BOP stack é o 
número total de gavetas e preventores anular no 
BOP Stack. 
A quantidade de componentes vedantes para 
contenção de pressão em um BOP stack deve ser 
usada para identificar a classe do sistema BOP 
submarino. A designação da classe 6 representa uma 
combinação de um total de seis gavetas e/ou 
preventor anular instalado (por exemplo, dois 
preventores anular e quatro preventores de gaveta, 
ou um preventor anular e cinco preventores de 
gaveta, no caso da classe 6 descrita). 
Após a classe do BOP ser identificada, a 
nomenclatura seguinte identifica a quantidade de 
preventor anular instalado e é designada por uma 
identificação alfanumérica (por exemplo, a 
identificação de dois preventores anulares é A2). 
A designação alfanumérica final deve ser atribuída à 
quantidade de gavetas ou cavidades para gavetas,independentemente da sua utilização do BOP stack. 
As gavetas ou cavidades serão designadas com um 
"R" (Ram gaveta em inglês), seguido pela quantidade 
de gavetas ou cavidades (por exemplo, R4 designa 
que quatro preventores tipo gaveta estão 
instalados). 
EXEMPLO: Um sistema BOP classe 6 com dois 
preventores anulares e quatro preventores tipo 
gaveta é designado como "Classe 6-A2-R4." 
3.3 Arranjos de BOP Stack Submarino 
As posições dos preventores anular e de gavetas e as 
saídas no BOP stack submarino devem fornecer os 
meios confiáveis para lidar com eventos potenciais 
de controle poço. Especificamente para as 
operações em flutuantes, o sistema deve fornecer 
um meio de: 
 Fechar e vedar no tubo de perfuração, tubing,
revestimento ou liner e permitir a circulação;
 Fechar e vedar nos poços abertos e permitir as
operações de controle de poço por métodos
volumétricos;
 Tripping com a coluna de perfuração;
 Hang-off do tubo de perfuração em uma gaveta
de BOP e controlar o poço;
 Cisalhar o tubo de perfuração ou tubing e vedar
o poço;
 Desconectar o riser do BOP stack;
 Circular no poço após a desconexão do tubo de
perfuração;
 Circular através do BOP stack para remover
gases aprisionados.
Preventores anular que têm uma pressão de 
trabalho WP inferior ao preventor de gaveta são 
aceitáveis. 
Conforme o API STD 53ª edição 2012 a linha mais 
inferior conectada ao BOP Stack deve ser 
identificada como kill line. Para BOP que tem linhas 
instaladas em cada lado com saída da última gaveta 
de controle de poço, ambas podem ser designadas 
como linha de choke ou linha de kill. 
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NOTA: No início dos anos 90, com a criação do 
programa de segurança em operações de sondas 
posicionadas dinamicamente (DPPS) pela Petrobras, 
foi implementado um estudo de Engenharia de 
Confiabilidade aplicada aos arranjos de BOP 
submarinos. Este estudo concluiu que a choke line 
deve ser a linha conectada imediatamente abaixo da 
gaveta de hang-off por proporcionar maior 
confiabilidade ao arranjo do BOP no isolamento do 
poço durante operações de controle de poço. 
Nomenclatura para identificar equipamentos 
específicos do stack (linha de choke, linha de kill, 
etc.) devem fazer parte do programa de perfuração. 
Uma avaliação de risco documentada deve ser 
realizada pelo usuário do equipamento e pelo 
proprietário do equipamento para todas as classes 
de arranjos do BOP para identificar posicionamentos 
e configurações de gavetas, e ter em conta o espaço 
anular e tubulações larga(s) para o gerenciamento 
de controle de poço. 
O BOP stack submarino deve ser Classe 5 ou superior 
o que consiste no seguinte:
 Um mínimo de um preventor anular;
 Um mínimo de duas gavetas de tubo (excluindo
a gaveta de teste);
 Um mínimo de dois conjuntos de gavetas
cisalhantes para cisalhar o tubo de perfuração e
tubing em uso, dos quais pelo menos um
conjunto de gavetas deve ser capaz de vedar.
Para as plataformas ancoradas, um mínimo de
um conjunto de BSR (capaz de vedação) para o
cisalhamento do tubo de perfuração e tubing
em uso pode ser efetuado após a realização de
uma avaliação de risco.
3.3.1 Arranjos de BOP submarino e linhas 
O arranjo do BOP submarino é denominado 
convencional quando é composto por 2 BOP 
anulares e 4 cavidades no BOP Stack conforme 
mostrado na figura abaixo. Na cavidade do topo do 
conjunto tem instalada uma gaveta cega-cisalhante 
e nas outras 3 cavidades tem instaladas gavetas de 
tubo. 
Este conjunto BOP quando instalado em sonda DP é 
utilizado para a perfuração de poços com margem 
de segurança de riser. 
O arranjo do conjunto BOP submarino de sonda DP 
para perfuração de poços com pelo menos uma fase 
sem margem de segurança de riser deve ser 
composto por 2 BOP anulares e 5 ou 6 cavidades no 
BOP Stack para possibilitar a instalação de duas 
gavetas cega-cisalhantes ou uma cega-cisalhante e 
uma super-cisalhante, mantendo a mesma 
quantidade de gavetas de tubos visando aumentar a 
confiabilidade no isolamento do poço após uma 
desconexão de emergência do LMRP. Pode ser 
utilizado um dos seguintes arranjos de gavetas: 
Arranjo 1: 2 BOP anulares + 2 gavetas cegas-
cisalhantes + 3 gavetas de tubo; 
Arranjo 2: 2 BOP anulares + 1 gaveta cega-cisalhante 
+ 1 gaveta super-cisalhante + 3 gavetas de tubo;
Arranjo 3: 2 BOP anulares + 2 gavetas cegas-
cisalhantes + 1 gaveta super-cisalhante + 3 gavetas 
de tubo; 
Arranjo 4: 2 BOP anulares + 2 gavetas cegas-
cisalhantes + 1 gaveta super-cisalhante + 3 gavetas 
de tubo + 1 gaveta de tubo invertida para teste do 
BOP. 
Abaixo, figuras dos arranjos para perfuração, sem 
margem de segurança de riser, sendo o primeiro 
arranjo com 5 cavidades e o segundo com 6 
cavidades. 
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FIGURA 3-1 ARRANJO BOP DE 5 CAVIDADES 
FIGURA 3-2 ARRANJO BOP DE 6 CAVIDADES
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A gaveta de hang-off em um conjunto BOP 
submarino é a gaveta na qual deve ser apoiada a 
coluna de trabalho sempre que o BOP for fechado. 
Em sonda ancorada a gaveta de hang-off será 
sempre a gaveta superior, porque sonda ancorada 
não faz desconexão de emergência, mas deve ser 
definido em procedimento de fechamento do poço 
se será possível cisalhar a coluna quando a mesma 
estiver apoiada nesta gaveta sem interferência com 
o up-set ou com o tool joint. Não sendo possível, a
coluna deverá ser apoiada na gaveta intermediária
antes de ser acionada a cisalhante para o corte da
coluna.
Em sonda DP a gaveta de hang-off depende da
distância do topo desta gaveta até a base da lâmina
da gaveta cega-cisalhante ou da super-cisalhante. A
gaveta superior somente poderá ser a gaveta de
hang-off se a distância entre o topo desta e a base
da lâmina da gaveta cega-cisalhante ou da super-
cisalhante for pelo menos igual ao somatório de 2
tool joints + 1 up-set. Abaixo, coluna em hang-off:
As linhas do sistema BOP são: choke line, kill line, 
booster line, bleed line e linha de monitoramento. 
No Brasil em lâmina dágua profunda a choke line é a 
linha com uma conexão imediatamente abaixo da 
gaveta de hang-off. Em algumas partes do mundo a 
indústria ainda considera como choke line a linha 
com uma conexão imediatamente abaixo da gaveta 
intermediária pelo fato de considerar como kill line, 
a linha com conexão abaixo da gaveta inferior, mas 
o API RP 53 2012 já contempla a definição de choke
line conforme utilizada no Brasil pela Petrobras.
A booster line é uma linha do sistema de circulação
da sonda, portanto de baixa pressão quando
comparada com o sistema BOP, esta linha inicia no
manifold das bombas de lama e sem passar pelo 
stand pipe manifold, conecta-se às juntas de riser e 
tem conexão com o interior do riser no riser adapter 
através de uma válvula gaveta “fail safe closed”. 
Deve ter diâmetro mínimo de 3 polegadas e pressão 
de trabalho de 3000psi para lâmina d’água de até 
2000m e de 5000psi para lâminas d’água maiores, 
dimensionada para operar com vazão mínima de 
1000gpm e deve ser utilizada para circulação de gás 
de riser.A bleed line é a linha conectada abaixo do BOP 
anular inferior utilizada para melhorar a eficiência da 
retirada de gás aprisionado no BOP após a circulação 
de um kick. As sondas de sexta geração já têm uma 
bleed line conectada embaixo de cada BOP anular. 
Outra aplicação importante da bleed line é permitir 
o teste do anel de vedação do conector após uma
reconexão do LMRP.
A linha de monitoramento é a linha na qual o fluido
do poço se mantém em condição estática durante a
circulação de um kick. A comparação entre as
pressões desenvolvidas no manômetro da choke line
(condição dinâmica) e no manômetro da linha de
monitoramento (condição estática), permite
monitorar as posições do topo e da base da bolha de
gás em relação ao BOP durante uma circulação de
kick.
Na figura abaixo, uma junta de riser mostrando a
choke line, kill line, booster line e conduites lines.
FIGURA 3-3 JUNTA DE RISER, CHOKE LINE, KILL LINE E BOOSTER LINE. 
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3.4 Alinhamentos em condição normal de operação
FIGURA 3-4 CONDIÇÃO NORMAL DE OPERAÇÃO HARD SHUT-IN METHOD
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4 CAPÍTULO - CONECTORES HIDRÁULICOS, CONEXÕES E ANÉIS DE VEDAÇÃO
4.1 Conectores hidráulicos do conjunto 
BOP submarino 
O conjunto BOP submarino tem um conector no 
LMRP e outro na conexão do BOP Stack com a 
cabeça do poço. O conector da cabeça do poço 
'WHC’ (Well Head Connector) tem finalidade de 
possibilitar a conexão remota do BOP na cabeça do 
poço e promover a vedação do BOP com o poço. 
Deve ter o mesmo perfil da cabeça do poço definido 
pela companhia operadora do campo de petróleo 
sendo muito utilizado o perfil H-4. O conector do 
LMRP é de escolha do operador da sonda. O 
conector da cabeça do poço “WHC” deve ter o 
diâmetro da cabeça do poço, 16 ¾” ou 18 ¾”, e a 
pressão de trabalho compatível com o BOP de 
gavetas e com a cabeça do poço. O conector do 
“Lower Marine Riser Packet” deve ser compatível 
com a classe de pressão dos preventores anulares. 
Após o assentamento do BOP, a conexão com a 
cabeça do poço deve ser submetida aos testes de 
overpool de 50.000 libras-força e de vedação com 
pressão máxima limitada a 80% da resistência a 
pressão interna (RPI) do revestimento com a gaveta 
cega-cisalhante fechada. Após o teste de overpool a 
linha neutra deve ser posicionada no BOP Stack 
abaixo da conexão com o LMRP com tração 
suficiente para permitir o desacoplamento vertical 
do LMRP porém sem permitir o retorno do mesmo 
com colisão sobre o stack. Testes de desconexão do 
LMRP são aplicados nos recebimentos de sondas DP 
novas para definir o valor ótimo dessa tração. 
4.2 Tipos de conectores hidráulicos 
 Vetco H-4 Standard;
 Vetco HAR (High Angle Release);
 Cameron Collet Connector;
 HD H-4 (Heavy Duty);
 SHD H-4 (Super Heavy Duty);
 DHD H-4 (Heavy Duty).
As diferenças básicas entre os conectores de perfil 
H-4 e os conectores HAR e Cameron, são o perfil do
mandril e o ângulo máximo de desconexão. O 
conector Vetco H-4 Standard permite desconectar 
Com até 10º de deflexão, o HAR permite 
desconectar com até 15º e o conector Cameron 
(Collet Connector) com até 30º. 
As principais diferenças entre os WHC Standard 
H-4 e os WHC HD H-4 são:
 Pressão de trabalho do WHC Standard é
10.000psi e do WHC HD é 15.000psi;
 Ângulo máximo de desconexão do WHC
Standard 10º e do WHC HD 3º.
Devem estar perfeitamente alinhados para aplicar 
100% da força de travamento. Foram projetados 
para permanecerem travados mesmo com perda 
total da pressão e do fluido de acionamento. 
Apresentam a vantagem do destravamento 
hidráulico sobre o travamento, de forma a minimizar 
a dificuldade de liberação, ou seja, todos eles têm 
dois sistemas hidráulicos distintos para efetuar o 
destravamento, o conector Cameron (Collet 
Connector) além dos sistemas hidráulicos, possui um 
sistema mecânico para destravamento. Possuem 
indicador de posição que podem ser monitorados 
por ROV para determinar se o conector se encontra 
travado ou não. 
FIGURA 4-1 CONECTOR HIDRÁULICO
FIGURA 4-2 CONECTOR VETCO H4 
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4.2.1 Conector Hidráulico Vetco H-4 Standard 
O conector hidráulico VETCO H-4 é projetado para 
permitir a conexão e a desconexão e vedação do 
BOP STACK à cabeça do poço. Também é utilizado no 
LMRP de sondas ancoradas. 
4.2.1.1 Componentes e funcionamento do Conector 
Vetco H-4 Standard 
O Corpo inferior (seção hidráulica) e o 
corpo superior (Top adpter) constituem as duas 
partes principais de um conector H-4. A seção 
inferior aloja os componentes hidráulicos e 
mecânicos do conector. A operação mecânica 
envolve o movimento dos mordentes (DOG's) de 
travamento, deslocamento do anel CAM RING e 
finalmente a energização de um anel de vedação. O 
anel CAM é movido para a posição de travamento 
pelos pistões acionados hidraulicamente. O CAM 
RING força os segmentos dos mordentes (DOG's) 
radialmente de encontro ao perfil pino H-4. 
O perfil pino H-4 é usado no teste STUMP, 
na cabeça do poço e no mandril do LMRP em sondas 
ancoradas. A face entre o anel CAM RING e os 
segmentos dos mordentes (DOG's) tem dois 
chanfros que provêm a vantagem mecânica de 
mover os segmentos dos mordentes (DOG's) 
radialmente para dentro. O chanfro inicial é de 20º 
e serve como guia, o final é de 4º que influencia no 
atrito final entre o Cam Ring e os DOG’s. Conectores 
mais antigos possuem diferentes valores para esses 
ângulos o que deve ser investigado, pois influem no 
resultado operacional desses conectores. Abaixo 
figuras mostrando a vista explodida e o princípio de 
funcionamento de um conector Vetco standard H-4. 
FIGURA 4-3 CONECTOR VETCO STANDARD H-4 
FIGURA 4-4 SISTEMA HIDRÁULICO DO CONECTOR VETCO H-4
STANDARD 
4.2.1.2 Sistema Hidráulico do Conector Vetco H-4 
Standard 
O sistema de operação hidráulica emprega dois 
sistemas separados e distintos. Um sistema primário 
e outro secundário e é através do manifold 
hidráulico primário que o fluido entra no conector e 
é dirigido aos pistões hidráulicos primários, que é a 
metade do número total de pistões existentes no 
conector. Do mesmo modo, o manifold hidráulico 
secundário, conduz o fluido a outra metade dos 
pistões hidráulicos, os pistões secundários. 
FIGURA 4-5 ESQUEMA HIDRÁULICO DO CONECTOR H-4 STANDARD 
O sistema hidráulico foi projetado para que com 
uma mesma pressão de operação seja capaz de 
gerar 23% mais força de destravamento do que de 
travamento, isso é devido a diferença de áreas onde 
a pressão de acionamento atua. Assim sendo, 
usando ambos os sistemas de destravamento, 
primário e secundário, juntos a força real de 
destravamento é de aproximadamente 1 ¼” vezes a 
força de travamento para a mesma pressão aplicada. 
Dentro do corpo da seção hidráulica estão um 
número de pistões alojados nas camisas. Esses 
pistões estão conectados ao anel CAM RING por 
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meio de hastes, provocando ambas as forças de 
travamento e destravamento, quando a pressão 
hidráulica é aplicada. 
Quando os pistões primários recebem fluido 
pressurizado na sua parte superior, desce trazendo 
juntamente o anel CAM RING que empurra os 
mordentes (DOG's) travando o conector, e ao 
receberem o fluido pressurizado na sua parte 
inferior, sobem empurrando o anel Cam Ring e, 
conseguintemente destravam o conector. Os pistões 
hidráulicos secundários são a outra metade do total 
dos pistões do conector e nos conectores fabricados 
até 1981 não eram conectados ao anel Cam Ring, 
portanto somente tinham a função de destravar. 
4.2.1.3 Princípio de Operação do Conector Vetco H-4 
Standard 
Os mordentes (DOG's) são feitos a partir de um anel 
usinado com perfil H-4 em um dos lados e com 
conicidade do outro. Este anel é segmentado e são 
colocadas molas entre os segmentos de tal forma 
que na posição travado as molas são comprimidas e 
os mordentes (DOG's) tomam a forma de um anel de 
diâmetro próximo ao de sua usinagem. 
FIGURA 4-6 CAM RING COM PERFIL H-4 
Quando o anel CAM RING é movido para cima, 
posição destravar, as molas expandem-se e forçam 
os mordentes (DOG's) radialmente para fora ou seja, 
os mordentes (DOG's) tomam a forma de um anel de 
diâmetro maior possibilitando o desacoplamento do 
conector do mandril. Uma interface de 45º entre os 
mordentes (DOG's) e as ranhuras na face do mandril 
provê uma ação de destravamento para fora quando 
o conector é puxado.
FIGURA 4-7 DOG RING 
4.2.1.4 Procedimento para análise da pressão de 
destravamento 
Os conectores VETCO H-4 podem apresentar 
dificuldade no destravamento devido a desgaste, 
falta de lubrificação, corrosão no mecanismo de 
travamento ou obstrução do circuito hidráulico. Para 
determinar se a pressão necessária para destravar o 
conector mantém-se dentro dos limites aceitáveis, a 
VETCO publicou a carta de valores aceitáveis (o 
gráfico de barras deve ser usado para travamento 
primário e secundário com 1500psi e 3000psi). 
Sempre que for retirar o BOP do “test stump” o 
conector deve ser destravado com o circuito 
primário e com o circuito secundário, 
individualmente, e as pressões de destravamento de 
cada circuito, devem ser analisadas com auxílio do 
gráfico abaixo. Caso seja detectada qualquer 
anormalidade, deve-se proceder conforme as 
recomendações da VETCO. 
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FIGURA 4-8 CARTA DE VALORES ACEITÁVEIS PARA PRESSÃO DE DESTRAVAMENTO
4.2.2 Conector Vetco High Angle Release 
Utilizado no LMRP de sondas DP pelo fato de 
penetrar apenas 13” no mandril do STACK e permitir 
desconexão com deflexão do riser até de 15 graus. 
O sistema hidráulico primário de travamento é 
constituído de 04 pistões e supridos hidraulicamente 
através do sistema de POD’s ou sistemas back-up. O 
sistema secundário com 06 pistões é suprido 
hidrostaticamente. O sistema de destravamento 
possui, cada um, 05 pistões e são abastecidos 
hidraulicamente através do sistema de principal de 
controle ou sistemas back-ups. 
FIGURA 4-9 ESQUEMA HIDRÁULICO CONECTOR VETCO H
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4.2.3 Conectores HD, SHD e DHD H-4 (HEAVY 
DUTY) 
Esses conectores para 15.000psi foram 
originalmente projetados com ângulo final de 3º, ver 
exemplos na figura abaixo. 
FIGURA 4-10 SGD H-4 CONNECTOR 
FIGURA 4-11 H-4 CONNECTOR 
FIGURA 4-12 H-4 CONNECTOR 
4.2.4 Conectores Cameron 
4.2.4.1 Conector Cameron - Modelo HC 
O modelo HC surgiu do aperfeiçoamento do projeto 
dos conectores COLLET, é atuado hidraulicamente 
por um cilindro anular. Este tipo fornece pré-carga 
de conexão muito maior que a disponível em 
atuadores tipo pistão. O CONECTOR COLLET HC é 
travado ao cubo do mandril através de segmentos 
de travamento com a forma de garras. 
FIGURA 4-13 CONECTOR CAMERON TIPO HC 
Estes segmentos formam um funil que guiam o 
conector para o cubo do mandril e garantem a 
conexão. Ao aplicar-se pressão de destravamento, 
os segmentos giram na posição totalmente abertos 
antes de sua liberação do cubo do mandril, para 
permitir que se desconecte mesmo com ângulos de 
30 graus. Todos os conectores COLLET HC possuem 
um reforço em aço inoxidável na superfície de 
vedação que fica exposta à água do mar, e um 
retentor hidráulico do anel AX para simplificar a 
substituição do anel. Os anéis AX são encontrados 
com ou sem anéis resilientes de hycar. 
Todos os conectores COLLET têm um rasgo de 
orientação usinado em seu interior para auxiliar na 
orientação de suspensores de tubulação da 
produção e seus componentes. Desta forma o 
mesmo conector pode ser usado tanto em 
operações de perfuração quanto de produção. 
Os conectores COLLET HC podem ainda ser 
equipados com um pistão de destravamento 
secundário. 
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 Os conectores COLLET CAMERON possuem uma 
distribuição de pré-carga envolvendo somente três 
partes: A seção central do corpo, os segmentos de 
travamento e o cubo de travamento. Com uma dada 
pré-carga aplicada conforme mostra a figura abaixo, 
o conector CAMERON pode suportar forças de
tração substancialmente maiores que nos outros
tipos de conectores.
4.2.4.2 Conector Cameron - Modelo 70 
Este conector possui muitas das características do 
conector modelo HC, exceto seu acionamento por 
um conjunto de pistões hidráulicos de 5” em lugar 
do cilindro anular. Estes pistões foram projetados 
para receber 3.000 psi, no entanto, sua operação 
normal requer somente 1.500 psi de pressão de 
acionamento. 
FIGURA 4-14 CONECTOR COLLET - MODELO 70 
O conector CAMERON COLLET - MODELO 70 foi 
projetado para assegurar máxima confiabilidade e 
robustez. Uma característica muito importante 
deste conector é que, ao contrário da maioria dos 
outros conectores, quando liberado de sua pressão 
hidráulica de travamento, ele pode ser 
desconectado mesmo com 30º ou mais de deflexão. 
Esta característica é especialmente desejável 
quando a unidade de perfuração perde o 
posicionamento, ou precisa abandonar a locação. 
Sob estas condições, é possível que ocorra grande 
dano se o conector não puder ser desconectado. 
Outras características de projeto estão listadas 
abaixo: 
 Ao assentar o conector, seus segmentos de
travamento formam um funil que auxiliam a
centralizá-lo sobre o pino de conexão;
 Na posição destravado os segmentos de
travamento são recolhidos com o propósito de
prevenir danos durante o assentamento do
conector;
 Quando travado o conector, os segmentos de
travamento são apoiados por detrás em 360º
pela superfície cônica interna do anel atuador;
 O cubo interno do conector e o cubo do pino
mandril apoiam-se face a face, o que faz com
que o anel de vedação não seja submetido a
esforços com o travamento do conector;
 As linhas de acionamento dos cilindros correm
internamente ao conector, protegendo o
funcionamento de todo o conjunto;
 De forma a assegurar que o conector pode ser
destravadosob qualquer circunstância,
somente seis cilindros hidráulicos atuam sobre
os segmentos de travamento no sentido de
travá-los, enquanto nove cilindros são usados
para destravar o conector. Para tornar isto
possível, todos os nove cilindros são fixados ao
anel atuador dos segmentos de travamento,
porém somente seis dos nove cilindros são
fixados ao prato inferior do conector. Assim, no
travamento, somente, estes seis cilindros
exercerão um esforço no sentido de puxar o
anel atuador para baixo. Contudo, no
destravamento, todos os nove cilindros,
contribuirão para empurrar o anel atuador. Isto
proporciona uma relação do travamento para o
destravamento de 1:1,8;
 Seis pinos guia se estendem, do prato superior
ao prato inferior, através de orifícios usinados
no anel atuador, assegurando ao anel atuador
mover-se com precisão;
 A saia externa do conector pode ser removida
pela retirada de seis parafusos sextavados,
permitindo um fácil acesso para limpeza e ou
manutenção dos cilindros e do anel atuador;
 O conector pode ser destravado 
mecanicamente.
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4.3 Anéis de vedação usados em BOP de 
superfície 
São elementos de vedação utilizados entre as partes 
do cabeçal. São feitos de material mais mole do que 
o dos equipamentos a serem conectados para,
quando apertados, se deformarem o necessário
para vedar.
Pelo fato de sempre haver deformação resiliente no
anel é que não se deve reutilizar anéis.
A vedação é do tipo metal-metal, por isso não se
deve fazer a montagem do anel na sede utilizando
graxa, que devido a vibração do equipamento
durante as operações, pode se deslocar provocando
folga da vedação.
O anel deve ser assentado a seco e limpo. Deve-se
evitar pancadas na montagem do equipamento o
que poderá amassá-lo e comprometer a vedação. Do
mesmo modo não se deve usar "teflon" para auxílio
da vedação.
Existem tabelas para a especificação do anel
conforme o flange utilizado (ver Anexo 01).
4.3.1 Anel tipo R 
 Usado em flanges API tipo 6B, ou seja, com
pressão de trabalho de 2.000, 3.000, e 5.000 psi;
OBSERVAÇÃO: 5.000 psi até o tamanho nominal de 
11". 
 A vedação é realizada pela deformação do anel
contra os grooves dos flanges nos quatro
flancos do anel (A). Ver Fig. 4-15;
 Sempre haverá um espaço (S-Standoff), entre os
flanges fazendo com que o anel atue como
elemento estrutural do conjunto. Ver o valor do
standoff no Anexo 01.
4.3.2 Anel tipo RX 
 Usado em flanges API tipo 6B, ou seja, com
pressão de trabalho de 2.000, 3.000 e 5.000 psi;
 A vedação é realizada pela deformação do anel
contra os grooves dos flanges, em suas faces
externas (A), e pela pressão do poço (B) que o
energiza, também contra o groove. Ver Fig. 4-
16; 
 Sempre haverá um espaço (S-Standoff) entre os
flanges fazendo com que o anel atue como
elemento estrutural do conjunto (C). Ver o valor
do standoff no anexo 1;
 Conforme a recomendação do API existe um
orifício (D), nos anéis RX-82 a RX-91, com função
de equalizar as pressões, superior e inferior
agindo no anel, durante o aperto do mesmo, e
que serve também como rota de escoamento
de graxa ou qualquer elemento sólido que possa
ter ficado no groove, durante o aperto.
4.3.3 Anel tipo BX 
 Usado em flanges API tipo 6BX, com pressão de
trabalho de 5.000, 10.000, 15.000 e 20.000 psi
e flanges especiais de 2.000 e 3.000 de 26 ½” e
30”;
OBSERVAÇÃO: 5.000 psi a partir do tamanho nominal 
de 13 5/8". 
 A vedação é realizada pela deformação do anel
contra grooves dos flanges, em suas faces
externas (A), e pela pressão do poço (B), que o
energiza, também contra o groove. Ver Fig.4-
17;
 Não possui standoff (S) entre os flanges. Assim
o anel não atua como um elemento estrutural
do conjunto. A continuidade estrutural é
conseguida pelo contato entre os flanges (C).
o Após este contato existe um
espaçamento entre os flanges de 1/8”
a ¼”, dependendo de qual seja o
elemento estrutural. (No tipo estojado
pode não haver rebaixo de 1/8”).
 Possui um orifício (D), com a função de equalizar
as pressões, superior e inferior, agindo no anel
durante o aperto caso a superfície do mesmo
venha a vedar contra o lado interno do groove,
devido a extrusão do anel neste sentido.
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FIGURA 4-15 ANEL TIPO R
FIGURA 4-16 ANEL TIPO RX
FIGURA 4-17 ANEL TIPO BX
O anel de vedação VX, é capacitado para 
10.000/15.000psi. Se a superfície de vedação sofrer 
danos, é possível o uso de um anel especial com 
HYCAR (material resiliente). Esse material resiliente 
especial (plástico) tende a escoar para as estrias e 
ranhuras da superfície de vedação danificada. 
O anel de vedação do conector do Stack deve ser 
pintado internamente com faixas pretas para criar 
contraste facilitando sua verificação com ROV. Deve-
se pintar setas na parte interna do anel e o mesmo 
deve ser instalado no conector de forma que as setas 
apontem para o fundo do mar para identificação da 
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face do anel que ficará em contato com a cabeça do 
poço. 
4.4 Anéis de vedação usados em BOP 
submarino 
 STANDARD (inox - cádimo);
 VX / VT;
 Simples HYCAR;
 Duplo HYCAR.
Em casos extremos, poderá ser utilizado chumbo ao 
invés de hycar. O anel de vedação é preso ao 
adaptador superior (TOP ADAPTER) do conector H-4 
por quatro parafusos retentores que podem ser de 
acionamento mecânico ou hidráulico. A substituição 
do anel é feita desatarraxando os quatro parafusos 
com sextavado interno (ALLEN) ou operando a 
função release gasket (acionamento hidráulico). 
OBSERVAÇÃO: Esta substituição também poderá ser 
realizada no fundo do mar, com auxílio de ROV. 
Um orifício indicador de vazamentos localizado no 
adaptador superior (TOP ADAPTER) do conector 
pode ser monitorado visualmente na superfície por 
uma câmera submersa. 
FIGURA 4-19 ANEL DE VADAÇÃO VGX GASKET 
FIGURA 4-20 ANEL DE VEDAÇÃO VT GASKET 
4.5 Conexões 
4.5.1 Flanges 
Para cada diâmetro de passagem e pressão de 
trabalho existe um flange normalizado pela API onde 
são especificados: anel de vedação, parafusos, 
alturas e etc. 
Existem tabelas e réguas apropriadas para a 
determinação de qualquer elemento do flange. 
O lubrificante utilizado nos parafusos é muito 
importante uma vez que a maior parcela de torque 
de aperto aplicado num parafuso é para vencer o 
atrito da rosca. 
Como boa prática, 
recomenda-se que antes da 
montagem do equipamento, 
as roscas dos parafusos 
sejam limpas e lubrificadas 
convenientemente com 
graxa à base de zinco. 
A sequência de aperto dos parafusos também é 
muito importante, observando-se o aperto em 
FIGURA 4-18 ANEL DE VEDAÇÃO VX GASKET 
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“cruz” e o ajuste uniforme na montagem do flange 
para melhor eficiência na vedação do anel. 
O flange não deve ser montadofaltando parafusos 
ou com parafusos de diâmetro menor que o 
especificado que implica na redução da pressão de 
trabalho. 
4.5.2 Clamps 
Constam de duas partes idênticas, semicirculares, 
instaladas uma de cada lado do ponto de conexão e 
conectadas entre si. 
As mesmas observações quanto à lubrificação dos 
parafusos dos flanges se aplica aos parafusos do 
clamp. 
Existem tabelas de dimensões dos clamps conforme 
o diâmetro e pressão de trabalho dos equipamentos.
Uma observação muito importante quando
conectando um clamp, é notar se as aberturas ficam
iguais dos dois lados e também com relação à parte
superior e a inferior da abertura, o que permite uma
vedação mais eficiente.
Os anéis usados neste tipo de conexão são do tipo
RX e BX.
FIGURA 4-21 CLAMP 
4.6 Requisitos de segurança do conector 
da cabeça do poço 
Além da exigência da haste indicadora das posições 
travado (lock) e destravado (unlock) o conector da 
cabeça do poço “WHC” precisa ter os seguintes 
requisitos de segurança: 
 Sistema de pressurização das câmeras de
travamento (back pressure);
 Sistema de destravamento remoto do anel de
vedação da cabeça do poço (release gasket);
 Pintura da face interna do anel de vedação para
facilitar a visualização do mesmo com auxílio de
ROV e indicação com seta da face que ficará em
contato com a cabeça do poço para facilitar a
identificação da face em situação de vazamento
conforme mostrado na figura abaixo.
FIGURA 4-22 PINTURA NA FACE DO ANEL 
4.6.1 Sistema de pressurização das câmeras de 
travamento (Back Pressure) 
É mandatório em sonda DP que o conector da 
cabeça do poço WHC (wellhead connector) possua 
uma válvula de retenção pilotada (Pilot Operated 
Check Valve - POCV) na linha de travamento do 
conector ou outra forma alternativa que garanta a 
manutenção de pressão na câmara de travamento 
após uma desconexão de emergência do LMRP. O 
sistema deve incorporar um acumulador para 
manter a pressurização mesmo na ocorrência de 
pequenos vazamentos após o EDS. Por outro lado o 
sistema deverá também possuir como "back up" 
facilidades que possibilitem a despressurização do 
"lock" com ROV permitindo o destravamento do 
conector e a retirada do BOP "Stack" em caso de 
falha da POCV. Para isso basta utilizar um "loop" de 
linha hidráulica que possa ser facilmente cortado 
com o ROV possibilitando ventilar a câmera de 
travamento para o mar. A figura abaixo mostra o 
circuito de operação da POCV.
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FIGURA 4-23 CIRCUITO DE OPERAÇÃO DA POCV 
A figura abaixo mostra os requisitos de segurança do 
WHC. Após o travamento do conector ocorrendo 
uma desconexão de emergência do LMRP (EDS) a 
válvula trapeia o fluido mantendo o conector 
travado com pressão de 1500psi. A "ball seal" é o 
componente da válvula que promove esse 
trapeamento. 
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5 CAPÍTULO - BOP TIPO GAVETA 
5.1 Funcionamento 
Um BOP de gavetas tem duas partes principais: a) o 
corpo com conexões para as linhas kill e choke, as 
cavidades para as gavetas se movimentarem em seu 
interior; b) os bonnets que alojam o sistema 
hidráulico. Os principais componentes "móveis" de 
um BOP de gavetas são: as próprias gavetas, os 
pistões e as hastes dos pistões. O fluído hidráulico é 
injetado sob pressão na câmera de fechamento, 
enquanto a câmara de abertura é despressurizada, 
ventilada para o mar ou para a atmosfera, 
permitindo o movimento do conjunto móvel e 
direcionando as gavetas para a posição de 
fechamento. As gavetas trabalham dentro de um 
bloco e quando fechadas isolam o poço. Devido à 
própria geometria de construção a pressão do poço 
ajuda na vedação da gaveta, contra o corpo do tubo 
e contra a parte superior da cavidade. 
As gavetas possuem dispositivos de travamento que 
atuam após o fechamento e por mecanismo 
mecânico mantêm a gaveta fechada e vedando o 
poço, mesmo após a remoção da pressão hidráulica 
da câmara de fechamento. Este sistema deve ser 
destravado preliminarmente à abertura da gaveta. 
Como sabemos, sempre que uma câmara é 
pressurizada a outra câmera automaticamente é 
ventilada, descarregando o fluido hidráulico para o 
fundo do mar. Os mecanismos de trava ("locks") das 
gavetas podem ser acionados de forma automática 
tanto para travar no fechamento quanto para 
destravar, na abertura, ou de forma independente, 
por acionamento manual através de volantes como 
é comum nos BOP`s de superfície. No caso de BOP 
de superfície com trava atuada por volante de 
acionamento manual, não esquecer que para abrir a 
gaveta, primeiro é preciso destravá-la girando o 
volante em sentido ante-horário e somente depois 
dessa operação é que a gaveta deverá ser acionada 
para abrir com o sistema hidráulico. 
Os preventores de gavetas são projetados para 
suportar pressão de baixo para cima, é o sentido útil 
de bloqueio para o controle do poço. No entanto 
eles também podem vedar de cima para baixo, com 
restrições, em situações especiais, devendo ser 
consultado o manual do operador. 
5.2 Vedações do BOP de gavetas 
Um BOP de gaveta tem quatro áreas de vedação ou 
selos para cada gaveta, responsáveis pela 
estanqueidade do poço após o fechamento. Essas 
vedações são: 02(duas) na gaveta (selo de topo e 
selo frontal), 01(uma) na haste da gaveta 
(engaxetamento) e 01(uma) na superfície de contato 
entre a porta do “bonnet” e o corpo do BOP, as quais 
serão descritas e mostradas a seguir. 
5.2.1 Vedações da gaveta 
Uma gaveta tem duas vedações, uma frontal provida 
pela gaveta contra a tubulação no poço e outra 
vedação superior contra a superfície superior da 
cavidade conforme a figura abaixo. 
FIGURA 5-1 SELO FRONTAL DA GAVETA 
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5.2.2 Vedação da porta do "bonnet" 
É conseguida através do uso de um selo (anel) 
especialmente configurado para o alojamento 
existente na face da porta. Esse anel previne que 
fluidos do poço vazem entre o corpo do BOP e a 
porta da gaveta, para o fundo do mar. A integridade 
deste selo é tão importante quanto a vedação da 
própria gaveta para a segurança das operações de 
controle de poço e portanto deve ser substituído 
toda vez que o "bonnet" for aberto. FIGURA 5-2 SELO DA PORTA DO "BONNET" 
5.2.3 Vedação da haste da gaveta (engaxetamento) 
É conseguida através do uso de um anel tipo "lip 
seal" ou "chevron" (formato de vários "V" 
superpostos), localizado interiormente na porta da 
gaveta, entre o cilindro e a superfície da porta em 
contato com a parte interna do corpo do BOP. Sua 
função é prevenir que fluidos do poço entrem na 
câmara de abertura do cilindro ou que o fluido de 
acionamento hidráulico seja perdido para o poço. A 
substituição é realizada removendo a gaveta, os 
anéis de retenção e o espaçador que retêm o anel 
de vedação ou selo da haste. O novo selo deve ser 
colocado com os "lábios" no sentido do poço, 
conforme mostrado na figura. O anel espaçador é 
colocado próximo ao anel de vedação e a seguir o 
anel de retenção que se expande para dentro de seu 
alojamento. O selo da haste pode ser substituídosem a remoção do conjunto do cilindro. 
Em BOP submarino não pode ser feita a "vedação de 
emergência" ou "secundária" da haste (injeção de 
massa vedante). Portanto ao ser detectado 
vazamento de fluido hidráulico através do "orifício 
chorão ou weep hole" ("port" de verificação da 
haste) ou perda de fluido para dentro do poço o BOP 
deve ser retirado para substituição do selo. Daí a 
importância de uma boa manutenção. 
FIGURA 5-3 VEDAÇÃO DA HASTE DA GAVETA (ENGAXETAMENTO) 
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5.3 Tipos de gavetas 
5.3.1 Gaveta de tubos de diâmetro fixo ("Pipe 
Rams" ou PR) 
A gaveta de tubos do tipo fixa ("size" fixo) possui 
uma abertura semicircular com um diâmetro 
interno específico, projetada para fechar contra 
tubulação com determinado diâmetro externo 
(uma gaveta de tubo de 5” só veda em tubulação 
de 5”, por exemplo). Não se recomenda fechar 
uma gaveta fixa sem tubulação no poço, pois 
pode danificar o elemento vedante devido à sua 
expansão excessiva. Quando utilizadas para a 
operação de "hang-off" o "tool joint" do drill pipe 
sempre fica apoiado na estrutura metálica da 
gaveta. Existem tabelas que especificam a 
capacidade máxima de "hang off" de uma gaveta 
(carga suportada em libras), a depender do 
fabricante, do modelo e do diâmetro da mesma. 
A figura seguinte mostra gavetas fixas dos 
principais fabricantes. 
FIGURA 5-4 GAVETA DE DIÂMETRO FIXO SHAFFER 
FIGURA 5-5 GAVETA DE DIÂMETRO FIXO HYDRILL 
FIGURA 5-6 GAVETA DE DIÂMETRO FIXO CAMERON 
5.3.2 Gavetas de tubos de diâmetro variável 
("Variable Bore Rams" ou VBR) 
Possibilitam vedação em determinada faixa 
("range") de diâmetros de tubulação. Exemplo: 
"range" de gaveta 3 ½” x 5 ½” da figura. Deve-se 
ressaltar contudo que quanto maior o "range" 
operacional de uma gaveta variável, embora 
teoricamente vantajoso com relação à 
versatilidade do equipamento, maiores as 
limitações de uso, principalmente no que se 
refere à redução da capacidade de carga para 
"hang off" e na incerteza de vedar com a pressão 
de trabalho do BOP. Por exemplo uma gaveta 
com "range" de 3 1/2" a 7" ou 7 5/8", embora 
atenda a praticamente qualquer escopo 
operacional na perfuração ou na completação, 
terá dificuldade para resistir a um teste de 
estanqueidade com 10.000psi ou 15.000psi 
quando fechada contra um tubo de 3 1/2", ou de 
forma análoga suportar elevada carga de "hang 
off" com coluna de diâmetro pequeno. Isso 
ocorre pelo fato de uma grande área de 
"borracha" ficar exposta, com a coluna ou "tool 
joint" afastados das partes metálicas da gaveta, 
e agrava-se com o tempo de uso devido ao 
desgaste e perda de resiliência do elastômero. 
Por essas razões, recomenda-se os ranges 3½” x 
5” ou 5½” para operações de perfuração, 
completação ou intervenções (workover) e o 
range 5” x 6 5/8” ou 7” para perfuração de poços 
de longo afastamento (extended reach) com drill 
pipes de diâmetro 5 ½” ou 6 5/8”. As gavetas 
variáveis de gerações mais recentes apresentam 
maior capacidade de carga de hang-off devido a 
mudanças de concepção no projeto o ombro do 
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tooljoint se apoia diretamente sobre os incertos 
de aço em vez de apoiar sobre a borracha, 
conforme pode ser visto na VBR da Hydrill 
mostrada abaixo. 
FIGURA 5-7 GAVETA VARIÁVEL SHAFFER 
FIGURA 5-8 GAVETA VARIÁVEL HYDRILL 
FIGURA 5-9 GAVETA VBR CAMERON 
5.3.3 Gaveta cega-cisalhante ("Blind Shear 
Rams" ou BSR) 
É a gaveta mais importante do conjunto BOP 
responsável por fechar o poço, principalmente 
em situações críticas, isolando-o do meio 
exterior e constituindo-se em um importante 
componente da barreira de segurança. A gaveta 
cega-cisalhante deve exercer sua função 
fechando o poço tanto sem coluna quanto 
eventualmente cortando a coluna de perfuração 
em situações de emergência tais como a perda 
de posição de uma sonda de posicionamento 
dinâmico “DP”. Além disso deve garantir a 
estanqueidade do poço não apenas para impedir 
o fluxo de fluidos da formação para o fundo do
mar (situação crítica em perfuração sem margem
de segurança de riser, podendo resultar em
"blow out") quanto em zonas depletadas impedir
a invasão do poço pela água do mar após a
desconexão do LMRP ocasionando severos
danos às formações produtoras.
Devem entretanto serem observadas as 
limitações da gaveta cega-cisalhante no
planejamento das operações. Elas são projetadas
para cisalhar a parte central de um tubo de
perfuração, o corpo, ou seja, não devem ser
acionadas com interferência no reforço do tubo
“up-set” ou no "tool joint".
Além disso, embora todas as gavetas cegas-
cisalhantes devam ser capazes de cisalhar
revestimentos de 5 1/2" e 7", nem todas
conseguem cisalhar revestimento de 9 5/8". Em
um BOP de "size" 18 3/4" isso deve ser exigido no
mínimo para revestimentos 9 5/8" - 47 lb/ft -
P.110, porém em um BOP de 16 3/4" não é
possível cortar 9 5/8" com gaveta cega-
cisalhante em testes na superfície, sem tração.
Isso ocorre porque o amassamento do
revestimento ultrapassa a largura da face
cortante da gaveta nesse BOP de pequeno
diâmetro interno, fazendo com a gaveta penetre
no revestimento. Não significa contudo dizer que
seja impossível efetuar "EDS" com corte de
revestimento 9 5/8" em BOP de 16 3/4", já que
no fundo os esforços de tração e flexão tende a
quebrar um tubo já parcialmente cortado.
Entretanto nessas situações recomenda-se a
utilização de um EDS sem fechamento de gavetas
ou seguir o procedimento de desconexão
existente para cada tipo de sonda. As figuras
abaixo mostram uma gaveta cega-cisalhante.
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FIGURA 5-10 GAVETA CEGA CISALHANTE "HYDRILL" 
FIGURA 5-11 GAVETA CEGA-CISALHANTE "SHAFFER V-SHEAR" 
FIGURA 5-12 GAVETA CEGA-CISALHANTE "CAMERON" 
Gavetas Cega (Blind) e Cegas-Cisalhantes (Blind 
Shear Rams) 
5.3.4 Gaveta super-cisalhante (Casing Shear 
Rams - CSR ou Super Shear Rams - SSR) 
São gavetas cisalhantes de grande capacidade de 
corte o que se consegue com sistema hidráulico 
dimensionado para alta razão de fechamento e 
lâminas de material e geometria especiais. 
Entretanto não proporcionam estanqueidade, 
ou seja, não são gavetas cegas. Na prática são 
instaladas em BOP´s de pelo menos 5 cavidades, 
imediatamente abaixo da gaveta cega-cisalhante 
convencional, atualmente obrigatórios em 
sondas com escopo exploratório tendo em vista 
a possibilidade de perfuração de poços sem 
margem de segurança de riser. O objetivo é 
preservar esta última de possíveis danos 
oriundos do corte de tubulação e ao mesmo 
tempo garantir que qualquer revestimento até 
13 3/8" além de "drill pípes" até 6 5/8", HW 
"heavy wall" possam ser cortados. A seqüência 
de "EDS" é programada de tal modo que ocorre 
primeiro o fechamento da "Super Shear", a qual 
se encarrega de cortar a tubulação, e logo após 
um retardo "delay time" adequadamente 
projetado ocorre o fechamento da BSR, 
fechando e selando o poço e garantindo a 
efetividade da barreira de segurança. Este 
processo confere redundância e aumento 
apreciável de confiabilidade. 
A Agência Americana“BOEMER” que substituiu o 
“MMS’ após o blowout no campo de Macondo, 
está exigindo para operação marítima BOP 
submarino com 6 cavidades sendo 2 gavetas 
cegas-cisalhantes e 1 super-cisalhante. 
O único inconveniente da utilização dessas 
gavetas é o aumento no tempo da seqüência de 
EDS em função do grande volume de fluido 
hidráulico necessário para atuar completamente 
os pistões da "Super Shear", tornando 
praticamente inviável uma operação de 
desconexão de emergência do LMRP em lâminas 
dáguas menores que1000m. O API recomenda 
tempo máximo para completar a sequência do 
EDS de até 90 segundos. Essa limitação pode ser 
contornada instalando "boosters" hidráulicos 
para reduzir o tempo de atuação ou quando isto 
não for possível retirar a SSR da seqüência em 
poços abaixo de certa lâmina d´água, calculada 
em função do máximo ângulo para desconexão 
segura do LMRP em uma sonda DP em deriva 
causada por "black out" ocorrido quando a 
unidade encontra-se no limiar do "offset" 
máximo para alarme vermelho, sob 
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efeito da resultante de determinadas condições 
oceano-meteorológicas. Todavia nesse caso a 
SSR pode continuar disponível, com atuação 
independente ("manual"), para aplicações 
específicas (descida de revestimento, por 
exemplo). 
A gaveta supercisalhante de fabricação Shaffer é 
denominada "Casing Shear Rams" e as da 
Cameron e da Hydrill são denominadas de "Super 
Shear Rams". É importante observar certas 
limitações: a CSR da Shaffer só garante o corte de 
tubos de perfuração com diâmetro externo 
acima de 4 1/2" (ao fechar permanece um 
orifício central por onde passa o corpo de um 
tubo de 3 1/2", por exemplo), ao passo em que 
as gavetas da Hydril e Cameron (CSR e SSR) não 
têm essa limitação. Porém nenhuma "Super 
Shear" é capaz de cortar "tool joint" de "drill 
pipe" ou BHA, e isso precisa ser levado em conta 
no planejamento das operações em sondas DP. A 
figura a seguir mostra duas gavetas super 
cisalhantes, uma Hydrill e uma Shaffer. 
FIGURA 5-13 GAVETA SUPER CISALHANTE HYDRILL 
FIGURA 5-14 GAVETA CSR SHAFFER 
5.3.5 Operação de “Hang off” 
Tanto as gavetas de diâmetro fixo como as de 
diâmetro variável, permitem operação de “Hang 
off” que consiste na sustentação do peso de 
parte das colunas de dril pipes ou tubings 
quando em determinadas operações ou em 
situações de emergência, onde se faz necessário 
o corte das mesmas.
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5.3.6 Sistema de trava das gavetas 
Todo BOP submarino tipo gaveta deve ter um 
sistema de trava automático das gavetas com 
finalidades de manter a gaveta fechada e 
vedando o poço e ainda sustentar a coluna de 
perfuração (hang off), mesmo sem atuação do 
sistema hidráulico em seus pistões. 
Normalmente, isso acontece em situações de 
desconexão de emergência do LMRP em sondas 
ou navios de posicionamento dinâmico. Cada 
fabricante tem seu tipo e modelo de sistemas de 
trava de gavetas conforme será descrito e 
mostrado a seguir. 
5.3.6.1 Travas de BOP SHAFFER 
Os BOP´s de gaveta Shaffer mais utilizados em 
unidades flutuantes são os tipos SL e SLX. O SL 
está disponível na classe de pressão de 3000psi a 
15.000psi e diâmetro de 7 1/16" a 21 1/4". 
O modelo SLX está disponível nos diâmetros de 
13 5/8" x 15.000psi e diâmetro de 18 3/4" nas 
pressões de 5.000 psi, 10.000 psi e 15.000 psi. O 
NXT lançamento mais recente da Shaffer está 
disponível no diâmetro de 18 3/4" x 15.000 psi. 
O fabricante SHAFFER tem os seguintes sistemas 
de trava: Pos-lock, Multilock e Ultra-lock e suas 
versões.
FIGURA 5-15 BOP DE GAVETAS SHAFFER COM TRAVA POS-LOCK E PRINCIPAIS PARTES
5.3.6.1.1 TRAVA POS-LOCK 
No sistema pos-lock a trava é atuada próximo ao 
final do curso do pistão quando os selos frontais 
das gavetas se encostam. O princípio de 
funcionamento consiste basicamente na 
aplicação de uma pressão de fechamento que 
desloca o pistão até que as borrachas das 
gavetas se encontrem ocorrendo um aumento 
na pressão de fechamento para o valor regulado. 
Neste ponto os segmentos “trava” (locking 
segment) se encontram perto da sede de 
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travamento (locking shoulder) localizada na 
parede interna do cilindro e com a aplicação de 
uma pressão maior (normalmente uma pressão 
hidráulica de fechamento de 1.500psi ou 
2.100psi para os BOP`s de 15.000psi x 11” e de 
15.000psi x 13 3/8”), a borracha da gaveta é 
comprimida e os segmentos “trava” (locking 
segment) se movimentam em direção radial 
para fora do pistão e se encaixam na sede de 
travamento (locking shoulder) devido a força 
exercida pelo deslocamento do cone de 
travamento (locking cone) dentro do próprio 
pistão. Após os segmentos “trava” se moverem o 
cone de travamento avança bloqueando 
qualquer retração dos segmentos travando as 
gavetas na posição fechada. A mola (spring) atrás 
do cone de travamento evita que o mesmo possa 
vibrar e sair da posição travada. 
Na abertura das gavetas com aplicação de 
pressão na câmera de abertura a operação é 
inversa à operação de fechamento. A pressão de 
abertura força o cone de travamento retroceder 
comprimindo a mola o qual permite por sua vez 
que os segmentos de travamento se 
movimentem radialmente para dentro, 
destravando a gaveta e permitindo o 
deslocamento do pistão no sentido de abrir a 
mesma. 
FIGURA 5-16 SISTEMA DE TRAVA POS-LOCK 
5.3.6.1.2 TRAVA MULTILOCK 
Este sistema foi desenvolvido para permitir o 
travamento do pistão em dois diâmetros de 
gavetas ou duas posições. Isto foi conseguido 
com modificações no projeto original do Pos-
lock. O projeto original do Pos-lock trabalha com 
4 segmentos de trava defasados de 90º, dois 
desses segmentos foram modificados para o 
sistema multilock, aumentando-se o chanfro do 
diâmetro externo. Esses dois segmentos travam 
primeiro no tubo de maior diâmetro. O cone 
trava foi modificado introduzindo um rebaixo de 
forma que os outros dois segmentos “trava” 
fiquem aí alojados quando os dois primeiros 
estão travados. 
5.3.6.1.3 TRAVA ULTRA-LOCK 
A trava ultra-lock da Shaffer foi projetada para 
travar a gaveta em qualquer diâmetro de tubo 
dentro de um determinado range, similar às 
travas dos fabricantes Cameron e Hydrill. Neste 
sistema não existe anel de trava, mas um pistão-
trava que se desloca internamente ao pistão que 
está preso à haste da gaveta. Quando a gaveta 
atinge seu curso final no fechamento este pistão-
trava se desloca promovendo o travamento. 
Compõem também o sistema o locking segment 
e o locking rod. 
FIGURA 5-17 SISTEMA DE TRAVA ULTRA-LOCK 
5.3.6.2 Trava do BOP Hydrill 
O sistema de trava do BOP de gavetas de 
fabrificação Hydrill utilizado em unidades 
flutuantes é o tipo MPL (Multiple Position Lock) 
possuindo um sistema automático cujo 
travamento e destravamento são controlados 
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por um mecanismo de engrenagem unidirecional 
e uma porca de trava. 
A engrenagem unidirecional mantém a porca e a 
gaveta na posição travada até que o mecanismo 
seja desacoplado pela aplicação de pressão 
hidráulica de abertura da gaveta. Essa pressão 
desacopla as placas frontal e posterior e a 
engrenagem, para permitir que a porca de trava 
gire e a gaveta abra. Como a gaveta e o pistão 
movem-se para a posição de abrir a gaveta, a 
porca de trava e a placa frontal da engrenagem 
giram livremente. 
A haste do conjunto do pistão possui dois tipos 
de roscas: em uma extremidade da haste, rosca 
ACME a esquerda, é usada para enroscar a haste 
no pistão; na outra extremidade uma rosca 
helicoidal que possibilita um deslocamento de 
um pé a cada 3 voltas. 
FIGURA 5-18 SISTEMA DA TRAVA DO BOP HYDRILL 
FIGURA 5-19 COMPONENTES DA TRAVA MPL 
5.3.6.3 Travas de BOP Cameron 
A Cameron tem três tipos de travas usadas nos 
“BOP`s de gaveta” submarinos modelos “U”, “U-
II”, TL e Ram Lock. Essas travas são: 
 A trava wedge lock com acionamento
independente do acionamento da gaveta,
utilizada nos modelos de BOP U e U-II;
 A trava wedge lock com acionamento
automático conjugado com o acionamento
da gaveta utilizada no modelo de BOP TL;
 A trava Ram Lock utilizada no modelo de
BOP de última geração que recebe o mesmo
nome da trava “BOP Ram Lock”.
5.3.6.3.1 TRAVAS DOS BOPS U E UII 
Esses modelos de BOP Cameron utilizam o 
sistema de trava wedge lock, o qual consiste em 
uma haste em forma de cunha transversal a 
haste da gaveta, porém com sistema de 
acionamento independente da gaveta, ou seja, 
primeiro aciona-se a gaveta para fechar e 
somente após o fechamento da mesma é que se 
aciona a trava. É um sistema muito simples e com 
a vantagem de travar a gaveta em qualquer 
diâmetro de tubo, dentro de um determinado 
range. 
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FIGURA 5-20 BOP DE GAVETA CAMERON TIPO U OU UII COM TRAVA WEDGE LOCK 
5.3.6.3.2 TRAVA DO BOP TL 
Neste modelo de BOP o sistema de trava é o 
wedge lock, porém com acionamento 
automático e conjugado com a gaveta, ou seja, 
quando se aciona a gaveta, automaticamente a 
trava é atuada após o seu fechamento. Logo que 
o pistão alcança o seu curso final a haste na sua
parte anterior do pistão é travada pelo
deslocamento de uma haste menor cujo fluido 
de acionamento atua concomitantemente. 
O modelo TL é uma versão melhorada dos 
modelos U e UII e está disponível nos diâmetros 
de 13 3/8" x 10.000psi e 18 3/4" nas pressões de 
5000psi, 10.000psi e 15.000psi mostrado na 
figura abaixo. Quanto aos blocos de gavetas 
pode ser: simples, duplo ou triplo.
FIGURA 5-21 SISTEMA DE TRAVA WEDGE LOCK COM ACIONAMENTO AUTOMÁTICO 
5.3.6.3.3 TRAVA DO BOP RAM LOCK 
Este modelo de BOP não utiliza o sistema de 
trava wedge lock. É um lançamento de última 
geração da Cameron cujo travamento é feito 
internamente como ocorre com os dos 
fabricantes Shaffer e Hydrill e recebe a mesma 
denominação da trava “BOP de gaveta Ram 
Lock”.
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FIGURA 5-22 BOP DE GAVETA COM TRAVA RAM LOCK 
5.3.6.3.4 TRAVAMENTO MANUAL BOP DE 
SUPERFÍCIE 
Após o acionamento hidráulico, usar os volantes 
de acionamento manual girando-os a direita para 
que as hastes recuem até que o ressalto ou 
ombro tope na cabeça do cilindro. Cada haste de 
trava possui um ombro interno e a cabeça do 
cilindro possui um encaixe para esse ombro. O 
travamento se completa quando o ombro 
penetra e topa nesse encaixe. 
No caso do BOP de gaveta da Cameron, após o 
acionamento hidráulico, o travamento consiste 
no avanço da haste de travar até topar no pistão 
a frente. Após o travamento a gaveta não abre 
em caso de pane no sistema hidráulico. Fig. 5-23 
FIGURA 5-23 TRAVAMENTO MANUAL BOP CAMERON 
FIGURA 5-24 TRAVAMENTO MANUAL BOP HYDRIL 
FIGURA 5-25 TRAVAMENTO MANUAL BOP SHAFFER 
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a) Fechamento manual
(1) Colocar a válvula de acionamento
hidráulico na posição fechada ou
quebrar as duas linhas de acionamento
(a de fechar e a de abrir). É necessário
que câmara de abertura esteja
despressurizada ou ventilada;
(2) Girar a haste de trava para a direita
enquanto se mover. Com isso estará
deslocando a gaveta para a posição de
fechar e ao fim do deslocamento a
gaveta estará travada.
OBSERVAÇÃO: O fechamento manual não é um 
sistema confiável em virtude da demora. A 
principal função deste sistema é o travamento. 
b) Abertura da gaveta quando fechada
manualmente
(1) Colocar a válvula de fechamento
hidráulico na posição aberta ou quebrar
a linha de fechar;
(2) Girar a haste de trava para a esquerda
até ela topar (retornar 1/8 de volta após
ela topar);
(3) Aplicar pressão hidráulica para abrir.
Essa é a única maneira da gaveta ser
aberta.
5.4 Razões de operação 
Um BOP de gaveta é projetado para fechar 
qualquer gaveta de tubo contra a pressão 
nominal atuando no seu interior. Seja por 
exemplo um BOP de gaveta 18 ¾” x15000psi no 
test stump com a gaveta cega-cisalhante fechada 
e sendo testada com uma pressão de 15 000psi. 
Qualquer outra gaveta abaixo da gaveta cega-
cisalhante, ao ser acionada deverá fechar com 
essa pressão atuando no interior do corpo do 
BOP. 
 Chamam-se razões de operação, 
denominadas de razão de fechamento ou razão 
de abertura, as razões entre as áreas de atuação 
da pressão de acionamento sobre o pistão e a 
resultante das áreas de atuação da pressão do 
interior do BOP sobre a gaveta, na direção 
transversal à haste da mesma. 
FIGURA 5-26 RAZÃO DE OPERAÇÃO SOBRE O PISTÃO 
5.4.1 Razão de fechamento 
A razão de fechamento de um BOP de gavetas 
(RFC) é a razão entre a área de operação do 
pistão onde a pressão hidráulica de fechamento 
pode ser aplicada (área do pistão) e a área da 
seção transversal da haste do pistão (área da 
haste). 
𝐑𝐅𝐂 =
Á𝐫𝐞𝐚 𝐝𝐨 𝐩𝐢𝐬𝐭ã𝐨
Á𝐫𝐞𝐚 𝐝𝐚 𝐡𝐚𝐬𝐭𝐞
As razões de fechamento “RFC”, variam, 
geralmente, entre 6:1 e 10:1, dependendo do 
fabricante e do modelo do BOP e podem ser 
usadas, por exemplo, para a determinação da 
pressão hidráulica requerida para fechar uma 
gaveta contra uma pressão conhecida do poço. 
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As perdas friccionais não serão consideradas 
nesses cálculos. 
Para o dimensionamento do volume de 
acumuladores do sistema de controle do BOP 
conforme o API RP 16E a pressão mínima 
necessária para fechar um BOP de gavetas contra 
a pressão nominal de trabalho no interior do BOP 
stack, excluindo-se a gaveta cisalhante, é 
definida em função da razão de fechamento do 
BOP, conforme a fórmula abaixo. 
𝐏𝐌𝐅 =
𝐌á𝐱𝐢𝐦𝐚 𝐩𝐫𝐞𝐬𝐬ã𝐨 𝐝𝐨 𝐩𝐨ç𝐨 𝐧𝐨 𝐁𝐎𝐏 𝐬𝐭𝐚𝐜𝐤
𝐑𝐅𝐂
 PMF: Pressão mínimade fechamento
EXEMPLOS: Determinar a pressão mínima 
necessária para fechar uma gaveta de tubo dos 
BOPs de gavetas abaixo, contra a máxima 
pressão atuando em seus interiores. 
1) BOP de gaveta Cameron 18 3/4" x 10.000 psi,
modelo U-II:
Tem-se:
Razão de Fechamento (RFC) tabelada = 7,4:1
Máxima pressão esperada no BOP stack = 10.000
psi
Então:
PMF = 10.000 / 7,4 = 1.531 psi
2) BOP de gaveta Cameron 18 3/4" x 10.000psi,
modelo TL:
Tem-se:
Razão de Fechamento (RFC) tabelada = 10,3:1
Máxima pressão do poço no BOP stack = 10.000
psi
Então:
PMF = 10.000 / 10,3 = 970 psi
3) BOP de gavetas Hydrill 18 3/4" x 15.000psi,
com trava MPL:
Tem-se:
Razão de Fechamento (RFC) tabelada = 7,27:1
Máxima pressão do poço no BOP stack = 15.000
psi
Então:
PMF = 15.000 / 7,27 = 2.063 psi
5.4.2 Razão de abertura 
Quando o BOP de gaveta está fechado a pressão 
do poço atua somente em uma pequena área em 
frente aos blocos de gavetas que mudam o efeito 
resultante da força de abertura comparada com 
a força de fechamento. Para abrir a gaveta com a 
máxima pressão do poço atuando no BOP stack a 
pressão hidráulica de abertura requerida deve 
gerar uma força que supere a força de 
fechamento, bem como algumas perdas por 
fricção. A razão de abertura de um BOP de gaveta 
é a razão entre a área de atuação da pressão no 
pistão e a resultante do diferencial de área do 
bloco de gavetas após o fechamento, ou seja, a 
área exposta à pressão do poço. 
RAB =
Área de atuação da pressão do pistão
Área exposta à pressão do poço
PMA =
Máxima pressão do poço no BOP stack
RAB
 PMA: Pressão mínima para de conseguir
abrir o BOP.
FIGURA 5-27 ESQUEMA DE PRESSÕES NO PISTÃO 
Após o fechamento das gavetas a pressão do 
poço atua para manter a gaveta fechada. 
EXEMPLOS: Determinar a pressão mínima 
necessária para abrir uma gaveta de tubo dos 
BOPs de gavetas abaixo, contra a máxima 
pressão atuando em seus interiores. 
1) BOP de gavetas Cameron 18 3/4" x 10.000 psi,
modelo U:
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EXEMPLOS (CONTINUAÇÃO): 
Tem-se: 
Razão de Abertura (RAB) tabelada = 3,7:1 
Máxima pressão do poço no BOP stack, após o 
fechamento = 10.000 psi 
Então: 
PMA = 10.000 / 3,7 = 2.702 psi 
2) BOP de gavetas Hydrill 18 3/4" x 15.000psi,
com MPL:
Tem-se:
Razão de Abertura (RAB) tabelada = 2,15: 1
Máxima pressão do poço no BOP stack = 15.000
psi
Então:
PMA = 15.000 / 2,15 = 6.976 psi
Se a pressão de abertura deste BOP é de 1.500 
psi, a máxima pressão do poço com a qual se 
poderia abrir este BOP seria: 1.500 x 2,15 = 3.225 
psi 
OBSERVAÇÃO: Não se deve abrir uma gaveta 
submetida a diferencial de pressão. Deve-se 
drenar primeiro a pressão para zerar o 
diferencial e somente depois abrir a gaveta. 
5.5 Cuidados no transporte de BOP de 
gaveta 
Os preventores com orelhas de içamento 
fundidas no corpo devem ser içados enrolando-
se uma corrente ou um cabo, de resistência 
suficiente, ao redor da orelha. 
Nos preventores sem orelha de içamento, 
colocar uma correia ou corrente ao redor da 
porta plana tão próximo do corpo quanto 
possível. Elevar o preventor fixando essa 
corrente ao cabo de içamento. 
Nunca levantar o preventor pelos cilindros. Estes 
não foram projetados para suportar os esforços 
na suspensão do BOP. 
Isso danificará os cilindros, o conjunto pistão 
e/ou haste de gaveta e impedirá sua operação 
correta. 
Durante o manuseio ou transporte dos E.S.C.P’s, 
os flanges devem ficar devidamente protegidos 
por uma chapa de aço ou madeira. Essa proteção 
evita danos na sede do anel de vedação. Ver Fig. 
5-28.
FIGURA 5-28 TRANSPORTE DO BOP DE GAVETA 
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6 CAPÍTULO - BOP TIPO ANULAR
6.1 Função do BOP anular 
O BOP Anular tem como função principal fechar 
o poço em qualquer situação, independente da
coluna que esteja sendo usada, isto é, todos os
formatos e dimensões de haste de perfuração
(Kelly), comandos, drill pipes, tool joint,
revestimento e cabos de aço, exceto contra
estabilizadores, reamers e hole openners, como
também, permitir a realização de operações de
stripping (movimento de coluna com o BOP
fechado e o poço pressurizado).
Pela sua versatilidade deve ser o primeiro
preventor do conjunto BOP a ser acionado para
o fechamento do poço em kick. Os principais
fabricantes são: Shaffer, Cameron e Hydrill. As
figuras mostram os tipos de BOP anular desses
fabricantes. Os fabricantes não garantem
vedação contra comando espiralado, embora na
prática, não se tenha conhecimento desse tipo
de falha.
FIGURA 6-1 ANULAR SHAFFER 
FIGURA 6-2 ANULAR HYDRIL 
FIGURA 6-3 ANULAR CAMERON 
Tipo de BOP’s anulares 
6.2 Funcionamento 
O elemento de vedação é posicionado sobre o 
pistão contrativo topando no alojamento 
superior ou no cabeçote. A pressão de 
acionamento aplicada na câmera de fechamento 
desloca o pistão para cima e este força o 
fechamento radial do elemento de vedação ao 
redor do tubo comprimindo a borracha. Com a 
pressurização da câmera de abertura e alívio da 
pressão da câmera de fechamento o pistão é 
deslocado para baixo e o elemento de vedação 
naturalmente retorna à posição original pela 
descompressão da borracha. Um elemento de 
vedação tem até 45 minutos para a retração 
total, conforme o API. 
A pressão do poço auxilia na vedação sendo que 
em alguns modelos de BOP anular fabricados 
pela Hydrill, este auxílio é relevante se 
comparado com os demais fabricantes. O BOP 
anular pode trabalhar imerso não possui sistema 
de trava e por esta razão não confere ao controle 
do poço a mesma segurança de um BOP de 
gaveta, que, como sabemos, tem sistema de 
trava que garante a vedação do poço caso ocorra 
uma perda total do sistema de controle. 
A pressão de acionamento varia em função dos 
dois seguintes parâmetros: diâmetro do tubo 
posicionado em seu interior e da pressão do 
poço. Os anulares de fabricação Shaffer e 
Cameron trabalham com pressão de fechamento 
de 1.500 psi, variando para menos quando se 
trata de revestimento. Como vimos no parágrafo 
anterior, o BOP Hydrill tira bastante proveito da 
pressão do poço para auxílio na manutenção da 
vedação. 
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Se operado corretamente e com pressões de 
acionamento adequadas, o BOP anular é um 
componente muito importante do conjunto BOP, 
devido a sua grande versatilidade de aplicação e 
simplicidade funcional. Dispõe basicamente de 
apenas duas partes móveis: o pistão e o 
elemento de vedação, este, conhecido como 
unidade vedadora ou borracha do BOP. As partes 
fixas são: a parte superior (tampa, alojamento 
superior ou cabeçote), a parte inferior (corpo) e 
o sistema de anéis de vedação internos (o-rings).
Existe um desgaste normal do elemento de
vedação, devido ao seu esmagamento contra a
coluna de perfuração, embora esteja em
condição estática, e em operações de stripping
ou ainda devido à deterioração provocada pelos
fluidos do poço. Embora o BOP anular seja
projetado para fechar o poço sem coluna em seu
interior, deve-se evitar essa operação tendo em
vista o alto desgaste provocado.6.3 Material do elemento de vedação 
Existem três tipos de elementos de vedação 
quanto ao material utilizado na sua fabricação: 
borracha natural, borracha de nitrila e de 
neoprene. As duas últimas são compostos 
sintéticos. Cada um desses elementos têm 
características diferentes quanto ao fluido de 
perfuração utilizado e as temperaturas do 
ambiente e do fluido. 
 Nitrila ou Buna-n: É um composto sintético
para uso em lama base óleo, para ponto de
anilina entre 74OC e 1180C e temperatura
entre -7oC e 880C. Identificada por uma
faixa vermelha, com número de série e
sufixo “NBR” (é menos atacada pelo H2S).
Esse código de cores é do fabricante Hydrill;
 Neoprene: Para baixas temperaturas e lama
base óleo. Temperaturas entre -35oC e
770C. É melhor que a borracha natural para
lama base óleo. Tem melhor elasticidade
que a nitrila para baixas temperaturas, mas 
é afetada por alta temperatura. Pode ser
usada quando a borracha natural e a nitrila 
não atenderem as condições de operação. É 
identificada por uma faixa verde e número 
de série com sufixo “CR” se for do fabricante 
Hydril; 
 Natural: É um composto natural para uso em
lama base água e temperatura entre -35ºC
e +107ºC. Em cor preta é identificada por
um número de série com uma letra de
código “R” ou “NR”, se for do fabricante
Hydril.
6.4 BOP anular Shaffer 
Devido ao formato interior da tampa superior ser 
em forma de uma calota esférica, esses BOP´s 
são conhecidos também como esféricos. O 
pistão em forma de "S" empurra a borracha para 
cima e o formato esférico da tampa ou 
alojamento superior força a borracha a fechar 
radialmente. Os insertos de aço têm como 
função controlar a extrusão da borracha e fazer 
o contato “metal x metal” com a superfície da
tampa em forma de calota esférica reduzindo o
atrito e desgaste da borracha.
6.4.1 Modelos de BOP anular Shaffer 
Em função da fixação da tampa ao corpo 
principal, podem ser: 
 Wedge-cover spherical BOP: quando a
tampa ou alojamento superior é preso no
corpo principal através de acunhamento;
FIGURA 6-4 WEDGE SPHERICAL BOP 
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FIGURA 6-5 BOLTED COVER SPHERICAL BOP 
 Bolted-cover spherical BOP: quando a tampa
ou alojamento é preso por parafusos,
conhecido também por cabeçote travado;
 Dual Wedge-cover Spherical BOP: quando
tem dois elementos de vedação.
FIGURA 6-6 DUAL-COVER SPHERICAL BOP
6.4.2 Pressão de acionamento 
A pressão de acionamento deve ser de 1.500psi 
quando para fechar ao redor de um tubo de até 
7” de diâmetro. Para descida de revestimentos a 
pressão de acionamento deve ser ajustada em 
função do diâmetro do revestimento conforme 
mostra a tabela abaixo. Este ajuste da pressão 
além diminuir o desgaste prematuro da 
borracha, previne quanto ao colapso do 
revestimento. 
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6.4.3 Componentes de um BOP anular Shaffer 
As figuras seguintes mostram em vista explodida, os componentes dos BOP´s anulares Bolted Cover, Wedge 
Cover e Wedge Dual Cover. 
FIGURA 6-7 BOLTED COVER FIGURA 6-8 WEDGE COVER 
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FIGURA 6-9 WEDGE DUAL COVER 
6.4.4 BOP anular rotativo Shaffer 
O BOP rotativo tipo 79 da Shaffer é uma cabeça 
rotativa que veda firmemente ao redor do kelly, 
drill pipe, drill colar, tubbing ou revestimento. 
Pode ser usado em áreas susceptíveis de Kicks ou 
Blowouts ou quando se circula com gás ou ar. O 
PCWD é o mais recente lançamento da Shaffer. 
É um BOP rotativo para aplicação em perfuração 
sub balanceada. Este sistema modular inclui 
todos os componentes que são requeridos 
quando em perfuração sub-balaceada. A 
convencional perfuração overbalanced 
geralmente tem um efeito negativo sobre a 
produtividade e custo do poço, devido a danos 
na formação. Em face disto a indústria de 
petróleo está agora voltando-se para métodos 
tais como a perfuração Underbalanced para 
incrementar a produtividade e reduzir o custo 
global do poço. Fig.6-10 
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 Benefícios do PCWD:
o Pressão de teste: 10.000 psi;
o Pressão de trabalho: 5.000 psi;
o Rotação: 200 rpm.
 Elemento de vedação:
o Durabilidade no stripping;
o Inserto: Metálico reforçado.
FIGURA 6-10 PCWD 
FIGURA 6-11 BOP ROTATIVO SHAFFER
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6.5 BOP Anular Hydril 
6.5.1 Modelos de BOP Anular Hydril 
 Preventor anular modelo “MSP”, não é
utilizado em sondas flutuantes;
 Preventor anular modelo “GK”, não é
utilizado em sondas flutuantes;
 Preventor anular modelo “GX”, utilizado em
sondas flutuantes;
 Preventor anular modelo “GL”, utilizado em
sondas flutuantes.
As figuras seguintes mostram os modelos mais 
utilizados. A Hydril fabrica também o BOP anular 
duplo e o BOP anular com a flex joint acoplada. 
FIGURA 6-12 BOP MODELO GL 
FIGURA 6-13 BOP MODELO GX 
FIGURA 6-14 BOPS ANULARES COM DUPLO ELEMENTO DE 
VEDAÇÃO E COM FLEX JOINT ACOPLADA 
6.5.2 Componentes dos BOPs Hydril modelos 
GL e GX 
As figuras mostram os componentes dos BOP´s 
GL e GX. Observa-se que a conicidade do 
elemento de vedação é invertida em relação aos 
BOP´s da Shaffer. O elemento de vedação topa 
no cabeçote travado numa placa denominada 
placa de desgaste. 
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FIGURA 6-15 COMPONENTES DOS BOPS ANULARES GL E GX 
6.5.3 Funcionamento do BOP anular Hydril 
Quando a câmera de fechamento é pressurizada 
o deslocamento do pistão para a posição
superior força o elemento de vedação fechar.
Os insertos de aço exercem uma importante
função de impedir a extrusão excessiva da 
borracha. No fechamento ocorre primeiramente 
a formação de um seio na borracha. As figuras 
seguintes mostram o elemento de vedação nas 
posições aberta e fechada. 
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BOP anular na posição: 
(A) Aberta (B) Fechando (C) Fechado
6.5.4 Generalidades sobre o BOP Anular GL 
O BOP Hydril GL foi projetado e desenvolvido 
tanto para operações de superfície quanto para 
operações submarinas. A unidade vedadoraoferece fechamento completo à pressão máxima 
de serviço contra poço aberto ou contra o que 
estiver no interior do BOP, tais como a tubulação 
de perfuração e revestimentos. Não ocorre 
vedação se fechada ao redor de estabilizadores, 
reamer etc. As características do GL são 
especialmente vantajosas para perfuração de 
poços submarinos profundos. 
As câmeras secundárias, uma exclusividade do 
BOP GL, proporcionam a esta unidade uma 
grande flexibilidade na sua ligação de controle e 
funciona como câmera de fechamento de 
reforço aumentando os fatores de segurança em 
situações críticas, tais como altas pressões e 
back-up de outros equipamentos. Esta câmera 
pode ser ligada de maneiras diferentes 
apresentando as seguintes vantagens: 
 Volumes mínimos de fluidos de abertura e
fechamento;
 Redução da pressão de fechamento;
 Compensação automática para efeitos de
pressão hidrostática em água profunda;
 Operação como segunda câmera de
fechamento.
6.5.4.1 Arranjos de interligação das câmaras 
a) Este arranjo de instalação do BOP anular
Hydril GL recomendado para lâmina d’água
até 800 pés reduz a pressão de fechamento 
da câmera principal para 67% do valor 
requerido. 
b) Este arranjo de instalação do BOP anular
Hydril GL recomendado para lâmina d’água
maior que 800 pés reduz a pressão de
fechamento da câmera principal para 33%
do valor requerido. Aumenta o volume e o
tempo de fechamento.
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6.5.4.2 Análise gráfica 
Nos BOPs de fabricação Hydril a pressão do poço 
incrementa a força na unidade de vedação. O 
fabricante fornece os gráficos para cada tipo de 
BOP anular que dão os valores para os quais 
serão reduzidas as pressões de fechamento em 
função da pressão do poço. No caso dos BOPs 
tipo GL que possui uma câmera secundária 
conectada à câmera de abertura. As figuras 
seguintes mostram os gráficos para fechamento 
do BOP anular GL 18 3/4"x5000 psi e o gráfico de 
ajuste de pressão considerando-se a 
profundidade d´água e peso do fluido de 
perfuração e gráfico das pressões de fechamento 
do anular GX 18 3/4" x 5000psi e 10.000 psi. 
GRÁFICO DO BOP ANULAR HYDRIL GL 18 3/4" x 5000 psi 
Incremento de pressão devido a lâmina d´água 
GRÁFICO DO BOP ANULAR HYDRIL GX 18 3/4" x 10000psi 
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6.5.5 Tipos de borrachas de BOP anular Hydrill 
 Borracha natural: Para ser usada em lama
base água. Para operar em temperaturas
entre - 35ºC e 107ºC. Em cor preta é
identificada por um número de série com
uma letra de código "R" ou "NR";
 Borracha de nitrilo (composto sintético):
Para ser usada em lama base óleo. Para
operar em temperatura entre -1ºC e 82ºC.
Em cor vermelha é identificada por um
número de série com uma letra de código
"NBR";
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 Borracha de neoprene: Para ser usada em
lama base óleo. Para operar em
temperaturas entre -35ºC e77ºC. Em cor
verde é identificada por um número de série
com uma letra de código "N" ou "CR".
OBSERVAÇÃO: A presença de H2S e CO2 não afeta 
a seleção do elemento de vedação a ser utilizado. 
O H2S e o CO2, normalmente, reduzem a vida útil 
dos elementos de borracha, porém, a maneira de 
selecionar o elemento de vedação Hydril deve 
ser em função do tipo de fluido de perfuração 
utilizado. Ver o manual do fabricante. 
FIGURA 6-16 BORRACHA NATURAL FIGURA 6-17 BORRACHA NITRILO FIGURA 6-18 BORRACHA NEOPRENE 
6.5.6) Pressões de acionamento de BOP anular de superfície 
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FIGURA 6-19 GRÁFICOS DAS PRESSÕES DE FECHAMENTO 
6.6 BOP anular Cameron 
6.6.1 Modelos de BOP Cameron 
Podem ser do tipo DL e D, sendo que o mais 
utilizado em unidade flutuante é o modelo DL 
que pode ser simples, com um só elemento de 
vedação ou duplo, com dois elementos de 
vedação. 
Comparando-se os elementos de vedação dos 
BOP´s Hydril, Shaffer e Cameron, nota-se que o 
elemento de vedação do BOP Cameron não tem 
conicidade como acontece com os outros 
fabricantes. Os insertos de aço que controlam a 
extrusão da borracha também são de formato e 
posicionamento diferentes. 
FIGURA 6-20 BOPS ANULARES MODELOS DL SIMPLES E DUPLO 
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6.6.2 Funcionamento do BOP anular Cameron 
No BOP anular Cameron a pressão de 
fechamento é de 1500psi independente do 
diâmetro da tubulação no qual fechará. A 
pressão do poço não afeta a pressão de 
fechamento assim sendo não existe redução da 
pressão de fechamento em função da pressão do 
poço. A pressão de fechamento deve ser 
aplicada continuamente no sistema operacional 
para segurar o packer na posição fechada. Esta 
independência da pressão do poço permite ao 
operador o controle do esforço da borracha na 
tubulação e pode aumentar consideravelmente 
a vida útil do packer quando BOP é usado em 
“Stripping”. 
O fluído hidráulico é direcionado para a câmara 
de fechamento e força o pistão e a placa de 
arraste para cima contra o Donut. A placa de 
arraste comprime o Donut fazendo com que o 
Donut se expanda para dentro. O deslocamento 
para dentro do Donut força o Packer em direção 
do centro do furo. 
Na abertura, o fluido hidráulico é direcionado 
para a câmera dentro de abertura para forçar o 
pistão e a placa para baixo. Quando a placa de 
arraste é afastada, o Donut retorna à sua forma 
natural, permitindo que o packer retorne 
também à sua posição natural completamente 
aberta, conforme a figura abaixo.
6.6.3 Componentes do BOP anular Cameron 
Na figura abaixo observa-se os componentes de um BOP anular da Cameron com as principais partes 
nominadas. 
A) Elemento de vedação
completamente aberto;
B) Elemento de vedação fechado
numa tubulação;
C) Elemento de vedação fechado
sem tubulação (C.S.O).
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6.7 Operações de stripping com BOP 
anular 
A operação de stripping é a operação mais severa 
a que se pode submeter um BOP anular. Trata-se 
da movimentação da coluna com o BOP anularfechado e o poço pressurizado, podendo ser 
descendo a coluna, stripping in ou retirando a 
coluna, stripping out. 
Em BOP submarino faz-se necessário a instalação 
de um acumulador na linha de fechamento do 
preventor anular para evitar aumentos 
excessivos de pressão durante uma operação de 
STRIPPING devido a passagem dos tool joints 
pelo BOP. A pressão de pré-carga de nitrogênio 
deve ser dimensionada levando-se em 
consideração a pressão hidrostática da água do 
mar, geralmente a pressão na superfície fica na 
faixa de 500psi a 600psi. Deve-se consultar o 
manual do operador. 
EXEMPLO: Calcular a pressão de pré-carga de 
nitrogênio para um acumulador de stripping de 
um BOP anular cuja lâmina d`água de operação 
será 2000m e o fabricante recomenda 600psi 
como pressão de pré-carga inicial. 
Ppc = Pi + 1,45 psi/m x LA = 600 + 1,45 x 2000 = 
3500 psi 
FIGURA 6-21 OPERAÇÃO DE STRIPPING COM UM BOP ANULAR SHAFFER 
A vida mais longa da unidade vedadora é obtida 
ajustando a pressão na câmera de fechamento 
ao nível suficientemente baixo para manter a 
vedação na tubulação com um pequeno 
vazamento de fluido de perfuração ao passar o 
tool joint pela unidade vedadora. Este 
vazamento de fluido de perfuração indica a mais 
baixa pressão de fechamento possível para um 
mínimo de desgaste da unidade vedadora e 
fornece lubrificação para a movimentação da 
tubulação de perfuração pela unidade vedadora. 
O stripping lento do tool joint’s reduz os golpes 
de pressão prolongando assim, a vida da unidade 
vedadora. A válvula reguladora de pressão deve 
ser ajustada para prover e manter a pressão 
apropriada na câmera de fechamento. Caso a 
válvula reguladora de pressão não reaja com 
suficiente rapidez para permitir controle efetivo, 
deve-se instalar um acumulador (amortecedor 
de pulsos de pressão) na linha de controle da 
câmera de fechamento ao lado do BOP. Pré 
carrega-se o acumulador até 50% da pressão de 
fechamento necessária. A figura abaixo mostra 
este esquema para um BOP da Shaffer. 
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FIGURA 6-22 ACUMULADOR DE STRIPPING
O gráfico da figura abaixo aplica-se aos diversos 
BOP´s da Shaffer mostrando a pressão inicial de 
fechamento para a operação de stripping. 
Lembrando que a pressão de fechamento em 
operação normal é de 1500 psi devendo ser 
reduzida conforme o gráfico para valores 
compatíveis com a pressão do poço em que 
ocorrerá a operação de stripping e o diâmetro 
dos tubos que serão utilizados na operação.
FIGURA 6-23 GRÁFICO PARA OPERAÇÃO DE STRIPPING PARA O BOP ANULAR SHAFFER
Na operação submarina de qualquer BOP anular 
a pressão hidrostática da coluna de fluido de 
perfuração no “riser” exerce uma força de 
abertura sobre a unidade vedadora. 
Consequentemente, a pressão de fechamento é 
igual à pressão de fechamento de instalações de 
superfície mais uma pressão compensadora (∆P) 
para contrabalançar a força de abertura causada 
pela coluna de fluido de perfuração.
A câmara secundária do BOP anular GL deve ser 
ligada por três métodos diferentes para o melhor 
aproveitamento das vantagens do BOP GL. As 
superfícies das câmeras de abertura e 
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fechamento são iguais e portanto, a pressão 
hidrostática não produz efeito diferencial. Duas 
dessas maneiras de ligação necessitam ajuste da 
pressão de fechamento por pressão adicional (∆ 
P) para compensar a pressão hidrostática da
coluna de fluido de perfuração no “riser” (função
da lâmina da água e da densidade do fluido de
perfuração).
Uma técnica de ligação de contrabalanço
compensa automaticamente o efeito das 
operações submarinas. A superfície da câmera
secundária é igual à superfície sobre a qual atua
a pressão hidrostática da coluna de fluido de
perfuração. Assim quando a câmera secundária
se acha ligada ao “riser” a força de abertura
exercida pela coluna e fluido de perfuração se
acha automaticamente contrabalançada.
Um amortecedor de picos de pressão (um
acumulador de aproximadamente 10 galões)
deve ser ligado à câmara de fechamento e à
câmera de abertura. O amortecedor de picos de 
pressão pode ser eliminado na câmera de 
abertura, caso o circuito de controle de fluido de 
descarga opere sem queda excessiva de pressão. 
Este amortecedor de picos de pressão evita esses 
picos repentinos de pressão dentro do BOP 
durante o stripping de tool joint’s da coluna de 
perfuração, enquanto o BOP está vedando com a 
pressão do poço. A pressão ideal de fechamento 
que resulta na maior vida da unidade vedadora 
permite um pequeno vazamento de fluido de 
perfuração durante a passagem da tubulação 
pela unidade vedadora, para garantir que haja 
lubrificação enquanto a tubulação passa pela 
unidade vedadora e que está operando a um 
nível mínimo de tensão. A menor pressão de 
fechamento efetiva resultará na mais longa vida 
da unidade vedadora. A figura abaixo mostra os 
arranjos de instalação do acumulador de 
stripping. 
Quando operando com o anular 
Cameron o mesmo cuidado é 
requerido quanto a passagem dos tool 
joints pelo elemento de vedação sendo 
necessário ajuste na pressão de 
fechamento conforme o gráfico da 
figura seguinte. Como ocorre com o 
BOP Shaffer a pressão inicial de 
fechamento em operação normal é de 
1500 psi. 
FIGURA 6-24GRÁFICO PARA OPERAÇÃO DE STRIPPING 
PARA O BOP ANULAR CAMERON 
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7 CAPÍTULO - CHOKE MANIFOLD E VÁLVULAS 
7.1 Funções do Choke Manifold em 
Sistema BOP Submarino 
A principal função do choke manifold é permitir 
o controle do poço, localmente ou remotamente
criando perdas de cargas localizadas nos chokes
para pressurizar ou despressurizar o poço e
direcionar os fluidos efluentes do poço para o
separador atmosférico, ou para o queimador, ou
para o trip tank/stripp tank ou ainda para uma
das linhas de ventilação do diverter. Se a linha de
ventilação do diverter tiver separador
atmosférico, a conexão da linha proveniente do
choke manifold com esta linha, deve ser a
montante do separador.
7.1.1 Arranjo do Choke Manifold BOP 
submarino 
O choke manifold para águas profundas e/ou 
ultra-profundas deve atender os seguintes 
requisitos: 
 As linhas de kill ou choke devem permitir
circulação nos sentidos de retorno do poço
ou no sentido de injeção no poço, ou seja,
projetadas para serem utilizadas como kill
line ou como choke line;
 Ter pelo menos dois chokes em cada lado e
pelo menos um dos chokes, de cada lado,
deve ser de acionamento remoto;
 Ter redundâncias de barreiras nas interfaces 
de alta pressão com baixa pressão.
Exemplos: Nas interfaces com o Stand Pipe
Manifold, com a atmosfera e com a câmera
de expansão;
 Ter pelo menos um sensor de pressão
isolado por válvula tipo gaveta, na chegada
de cada linha, kill e choke, para
monitoramento das pressões da cabine do
Sondador;
 Ter um painel com três manômetros para
leitura local de pressão da kill, da choke line
e do stand pipe manifold, preferencialmente
com fundos de escala de: 1000psi, 5000psi e
 10.000 psi ou 15.000 psi, a depender da
pressão de trabalhodo BOP tipo gaveta;
 Ter entradas laterais de 2” para conexões
externas com a unidade de cimentação ou
outras operações;
 Ter conexão com o stand pipe manifold;
 Ter a câmera de expansão dividida em duas
seções;
 Ter saídas em cada seção da câmera de
expansão para o trip tank e stripping tank,
para o separador atmosférico e para uma
das linhas de ventilação do diverter;
 Todas as válvulas instaladas antes dos
chokes (a montante) e inclusive os chokes,
pertencem ao “up-stream” do choke
manifold e devem ter a mesma pressão de
trabalho do BOP de gavetas;
 As válvulas instaladas depois dos chokes (a
jusante) pertencem ao “down-stream” e
devem ter pressão de trabalho pelo menos
igual a 50% da pressão do BOP de gavetas;
 As linhas devem ser redundantes para
funcionarem indistintamente como: “choke
line”, “kill line” ou como linha de
monitoramento de pressão;
o Choke line quando utilizada para
circular retornando do poço para a
sonda;
o Kill line quando utilizada para circular
bombeando da sonda para o poço;
o Linha de monitoramento quando
utilizada para monitorar as perdas de
carga na choke line durante a circulação
de kicks.
 Cada linha, “choke line” ou “kill line”, deve
dispor de um choke ajustável hidráulico e
um choke ajustável de acionamento manual;
 Deve dispor de manômetros locais para
permitirem o monitoramento de pressão do
anular do poço pelas linhas “kill line”, “choke
line” e pressão do interior da coluna no
“stand pipe manifold”;
 O choke manifold HPHT (WP = 15 Kpsi) deve
atender os seguintes requisitos:
o Pontos de injeção de inibidor de hidrato
(MEG ou monoetilenoglicol) a
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montante dos chokes na kill line e choke 
line; 
o Pelo menos uma válvula gaveta a
montante de cada choke deve ser de
acionamento remoto;
o Nipple de erosão a jusante dos chokes.
 O “down-stream” do choke manifold deve
permitir alinhamento do poço pelo menos
para os seguintes locais:
o Separador atmosférico;
o Trip tank;
o Stripping tank;
o Linhas de ventilação do diverter.
 O choke manifold deve permitir interligação
com o “stand pipe manifold” e o “cement
manifold” para permitir a realização das
seguintes operações:
o Realização de teste de absorção (leak
off test);
o Aplicação do método volumétrico
dinâmico.
 Na condição normal de operação para o
fechamento do poço pelo método brusco
(“hard shut-in method”) o BOP deve
permanecer alinhado com a “choke line”,
“choke manifold” e separador atmosférico;
 Todas as válvulas do alinhamento do BOP
até o separador atmosférico na condição
normal de operação para o fechamento do
poço pelo brusco (“hard shut-in method”)
devem permanecer abertas, exceto as
válvulas submarinas (“fail safe close”) e os
“chokes”;
 Todas as válvulas do alinhamento para o
fechamento do poço pelo método brusco
(“hard shut-in method”), que devem
permanecer abertas na condição normal de
operação, seus volantes devem ser pintados
na cor verde;
 Não devem ser usados
“sensores/transmissores” de pressão que
transmitam o valor real da pressão para os
painéis de controle nos postos de trabalho;
 As válvulas instaladas imediatamente após 
cada choke, tem a finalidade de isolar os
chokes para permitir a manutenção durante 
a circulação de um kick e por essa razão têm 
sentido útil de bloqueio de pressão contrário 
ao sentido do fluxo do poço. 
7.1.2 Descrição de seus componentes 
Os principais componentes de um choke 
manifold serão descritos a seguir: 
FIGURA 7-1 CAMERON GATE VALVE 
7.1.2.1 Válvula gaveta 
É um dos principais componentes onde se 
permite fazer todas as opções de arranjos 
possíveis, tais válvulas devem ter classe de 
pressão compatível com o ESCP, e permitir 
vedação nos dois sentidos de bloqueio, 
tradicionalmente o diâmetro da válvula não deve 
ser jamais inferior a 3” para evitar restrição e, 
consequentemente, uma maior perda de carga 
na superfície.
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7.1.2.2 Choke de acionamento remoto 
É uma válvula que permite a variação de sua 
abertura por acionamento local ou 
remotamente controlada através de uma 
unidade de controle (painel de controle de kick) 
localizada na cabine do sondador. Seu diâmetro 
de passagem quando totalmente aberta não 
deve ser inferior a 1 1/2” para não gerar perda 
de carga excessiva na vazão reduzida de 
circulação do kick. É importante que toda saída 
de chokes seja protegida por um nipple de 
erosão, evitando assim o desgaste prematuro de 
válvulas que instaladas imediatamente após a 
saída dos chokes. Todo choke remoto deve ter 
redundância em sua operação, inclusive 
podendo ser operado manualmente em caso de 
rompimento das mangueiras do sistema de 
controle. 
7.1.2.3 Choke de acionamento manual 
É uma válvula com as mesmas características do 
choke de acionamento remoto com a diferença 
de ser operado manualmente sendo que para 
controle de kick manualmente se faz necessário 
um mini painel instalado no choke manifold com 
leitura das pressões das linhas de kill, choke e 
pressão do stand pipe. 
FIGURA 7-2 CHOOKE MANUAL INSTALADO 
FIGURA 7-3 MINI PAINEL 
7.1.2.4 Sensores de pressão 
São os elementos que fazem as tomadas para as 
leituras de pressão, constituindo-se assim em 
elementos de grande importância do conjunto 
choke manifold. Os manômetros devem ser 
localizados em cada lado do choke manifold, ou 
seja, nas linhas de kill e choke, como também nas 
câmaras de expansão em poços HPHT. 
Tradicionalmente os sensores de pressão são do 
tipo pistão e hidráulicos ou conjugado com 
transdutores, praticamente o tipo com 
diafragma não deve mais ser usado devido a 
indução de erros e baixa confiabilidade 
operacional.
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7.1.2.5 Manômetros 
São instrumentos que medem pressão 
manométrica que é o diferencial de pressão 
entre a pressão absoluta e a pressão 
atmosférica. Servem para monitorar 
diretamente as pressões na superfície em todas 
as operações do poço: perfuração completação, 
intervenções e testes, dentre outras, tais como 
controle de poço em kick, etc. Os manômetros 
locais devem ser especificados para serviço 
pesado e anti vibratórios, localizados um em 
cada lado das linhas de kill e choke e na câmera 
ou câmeras de expansão em poço HPHT. As 
conexões dos manômetros têm que ser do tipo 
integral não sendo recomendas conexões 
rosqueadas. A escala dos manômetros locais não 
deverá exceder a 100 psi por divisão. O ideal é o 
uso de sistemas de manômetros analógicos em 
cascata com precisão de leitura de 10 psi. 
Nipple de erosão é um tubo de paredes 
reforçadas instalado imediatamente após a saída 
dos chokes com o objetivo de prevenir desgaste 
das peças imediatamente após os chokes, por 
erosão devido as altas velocidades dos fluidos. 
7.2 Choke Manifold e Válvulas de BOP 
de Superfície 
7.2.1 Operação 
Tem como função dirigir e controlar o fluxo para 
o caminho desejado. Sua operação deve ser
perfeitamente entendida. Deve-se efetuar uma
inspeção diária pois o mesmo deve estar
preparado para uso a qualquer momento. Sua
operaçãoconsiste em passar o fluido vindo do
poço por um dos estranguladores de fluxo,
controlando assim a contra-pressão (perda de
carga) que se quer dar ao fluido, aumentando-a
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ou diminuindo-a conforme se desejar, 
direcionando-o após isso para o tanque de lama 
(desgaseificador), queimador ou tanque de 
surgência. 
7.2.2 Recomendações 
Para um bom desempenho, o conjunto de 
válvulas de estrangulamento deve atender às 
seguintes recomendações: 
 Para conjuntos com pressão de trabalho de
5.000 psi ou mais, deve possuir um mínimo
de 3 válvulas de estrangulamento ajustáveis,
sendo uma delas de acionamento
hidráulico, e para pressões menores, no
mínimo duas válvulas de estrangulamento
ajustáveis;
OBSERVAÇÃO: Algumas unidades com 
pressão de trabalho de 5.000 psi ou mais 
possuem choke simétrico, com dois choke 
ajustáveis e dois hidráulicos. 
 Toda linha do conjunto deve ter duas
válvulas de bloqueio, isto é, para que se
possa reparar um elemento qualquer do
conjunto. Sempre se tem uma válvula de
serviço a ser fechada antes do elemento e a
outra de segurança/reserva caso haja
alguma falha na primeira;
 O conjunto deve ser mantido preparado
para uma operação de emergência. A
sequência de válvulas, na qual deve estar o
estrangulador hidráulico, devem ser
mantidas abertas e seus volantes pintados
de verde para sua fácil identificação. No caso
do fechamento do poço em situação de
emergência basta abrir a válvula HCR da
linha de estrangulamento, e dessa maneira
evita-se um possível bloqueio instantâneo
da pressão. No caso de se adotar o
procedimento soft de fechamento;
OBSERVAÇÃO: No procedimento hard os 
chokes ajustáveis permanecem fechados. 
 Deve ser posicionado em local de fácil
acesso e fora da subestrutura;
 Deve ter um manômetro instalado em uma
posição tal que permita registrar as pressões
do fluido antes que passe em um dos 
estranguladores e possa ser substituído sem
interrupção do fluxo;
 A pressão de trabalho das válvulas a
montante dos estranguladores deve ser
compatível com a dos preventores de
gavetas, enquanto aquelas à jusante dos
estranguladores podem ser de pressão -
menor. Na Fig.7-4 tem-se os tipos
recomendados para 3.000 psi.
FIGURA 7-4 CONJUNTO DE VÁLVULAS DE ESTRANGULAMENTO - 3000 PSI 
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7.2.3 Identificação do fluxo e áreas de alta e 
baixa pressão 
7.2.3.1 Em condições normais 
A injeção de lama é feita pelo interior da coluna 
e retorna pelo anular, saindo pela flow line. A 
pressão do fluido na injeção é aquela que lemos 
no bengala. Isto significa que os equipamentos 
de superfície estão pressurizados. Na flow line 
temos fluido que retorna à pressão atmosférica; 
7.2.3.2 Em condições de controle de poço 
Neste caso o fluxo é feito pela linha do choke ou 
linha de estrangulamento, visto que o BOP está 
fechado. A linha de estrangulamento está sob 
pressão, conforme a indicação no manômetro do 
choke. Em condições dinâmicas, a jusante do 
choke ajustável, temos o fluido com baixa 
pressão porém superior à atmosférica. 
7.2.4 Válvulas e Chokes 
7.2.4.1 Válvulas de gaveta tipo-FMC 
São válvulas cuja abertura e fechamento são 
realizados pelo o movimento de uma gaveta de 
aço no sentido perpendicular ao fluxo. A gaveta 
possui uma abertura central que permite o fluxo 
com a abertura plena. Em algumas válvulas deve 
ser observada a direção de bloqueio de pressão 
para que sua correta instalação possa realizar a 
vedação. 
a) Recomendações:
 Nunca usar uma válvula de gaveta para
regular um fluxo. Utilizá-la sempre
totalmente aberta ou totalmente fechada.
Para regulagem de fluxo deve ser usado um
estrangulador;
 Quando abrir ou fechar uma válvula de
gaveta, sempre retorne o volante ¼ de volta
das posições totalmente aberta ou fechada;
 Nunca usar “mão de força” ou outro artifício
para aplicar uma força excessiva ao volante.
Se a válvula não abrir ou fechar com
facilidade é porque existe algum problema.
7.2.4.2 Válvula Tipo M-20 - 3000/5000 psi 
Suas características principais estão mostradas 
na Fig.7-5 
a) Funcionamento:
A Vedação é proporcionada pela
compressão da sede, que possui um
elemento plástico de vedação (KY-NAR),
contra a gaveta, pela utilização da pressão
da linha.
Uma mola “belleville” situada atrás da sede,
à montante da gaveta, projeta-a contra a
gaveta dando início a vedação. Quando a
gaveta está fechada a pressão da linha força-
a contra a sede à jusante, vedando-a. Ao
mesmo tempo a sede à montante da gaveta,
atua como um pistão, forçando, pela ação da
pressão da linha, o elemento plástico de
vedação contra esse lado da gaveta.
O aumento de pressão sempre aumenta a
vedação entre as sedes e a gaveta, estando
essa aberta ou fechada. Se houver
vazamento por essas vedações é possível
energizar a sede a jusante da gaveta, como
será mostrada adiante.
FIGURA 7-5 VÁLVULA DE GAVETA - M 20 5.000 PSI 
b) Direção de bloqueio:
Observar, sempre na instalação, a direção
de bloqueio de pressão. Existe uma seta
externa, gravada no corpo da válvula,
indicando essa direção.
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A diferença primária entre uma válvula M20-
5.000 psi para uma válvula de 2.000 e 3.000 
psi consiste na existência de um alojamento 
da haste de balanceamento que as de 
menores pressões não possuem. Podem 
também ser fornecidas com rosca até o 
diâmetro de 3 1/8” Fig.7-5 e 7-6 
FIGURA 7-6 VÁLVULA DE GAVETA M 20 - 3.000 PSI 
7.2.4.3 Tipo M-30 - 10.000 / 15.000 psi 
Suas características principais estão mostradas 
na Fig.7-7. 
a) Funcionamento:
É idêntico à válvula M-20, porém a vedação
é metal-metal da sede contra a gaveta pela
utilização da pressão da linha. Possui duas
molas “belleville” atuando na sede a
montante da gaveta.
Sendo a vedação de tipo metal-metal não
existe elemento plástico (KYNAR) para ser
energizado por injeção de plástico (TEFLON).
Os orifícios de acesso às sedes são para
injeção de graxa para a lubrificação das 
mesmas o que irá diminuir o torque de
abertura ou fechamento de válvula.
b) Direção de bloqueio:
Observar sempre na instalação a direção de 
bloqueio de pressão. Existe uma seta 
externa, gravada no corpo da válvula, 
indicando essa direção. 
FIGURA 7-7 VÁLVULA DE GAVETA - M 30 - 10.000, 15.000
PSI 
7.2.4.4 Tipo M-40 - 20.000 psi 
Está disponível nas dimensões de 1” a 3 1/16”. A 
vedação é metal-metal. Fig.7-8 
. 
FIGURA 7-8 VÁLVULA DE GAVETA TIPO M-40 - 20.000 PSI 
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7.2.4.5 Válvulas da série 100 
a) Válvula M-120 - 2.000 / 3.000 e 5.000 psi:
É uma válvula simétrica que veda o fluxo em
ambas as direções. O movimento da gaveta
se processa sem o deslocamento da haste,
somente com sua rotação, visto que a rosca
encontra-se na própria gaveta.
A vedação é do tipo metal-metal entre sedese gaveta, sem insertos resilientes,
lubrificantes ou injeção de vedantes. Uma
mola “belleville” situada atrás de cada sede
projeta-as contra a gaveta de modo a dar
início a vedação que é aumentada com o
acréscimo da pressão.
Cada sede possui um perfil duplo de vedação
metal-metal na face posterior. Quando a
válvula é fechada, a pressão atuante sobre a
gaveta força a sede contra o alojamento
gerando a vedação por pressão. A vedação
da haste é proporcionada por um conjunto
de gaxetas, e além dessa vedação ela possui
outra secundária, tipo metal-metal que é
realizada da seguinte maneira: após a
válvula ser fechada, deve-se afrouxar
ligeiramente a capa do bonnet e em seguida
girar o volante no sentido de fechar até que
o ressalto existente na haste tope no
bonnet, proporcionando assim a vedação
secundária nesse ponto. Com a gaveta baixa
ao máximo, a haste é mecanicamente
travada nessa posição. A estanqueidade da
vedação é verificada através do bujão de
dreno do bonnet.
A Fig. 7-9 mostra uma válvula M-120. Pode
se observar que a haste gira com o volante
ao passo que a rosca do parafuso é na
posição invertida comparada com a válvula
M-20. Quando o volante gira a haste gira
sem movimento na vertical ao passo que a
gaveta é que se movimenta verticalmente,
no sentido de abrir ou fechar conforme o
giro do volante.
FIGURA 7-9 VÁLVULA DE GAVETA M-120 - 2.000 / 3.000 E 
5.000 PSI 
b) Válvula M-130 - 10.000 / 15.000 psi:
Como antes, a M-30, a vedação desta
válvula é metal-metal com a diferença de
que veda em ambos os sentidos. Está
disponível nas pressões de 10.000 e 15.000
psi. No movimento para abrir ou fechar a
válvula, a haste não se desloca
verticalmente e sim a gaveta. As válvulas de
10.000 psi estão disponíveis nos diâmetros
de 1 13/16” a 6 3/8”. As de 15.000 psi nos
diâmetros de 1 13/16” a 3 1/16”.
FIGURA 7-10 VÁLVULA M-130 
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c) Válvula M-140 - 20.000 psi:
A diferença para a válvula M-40 é que não
tem sentido de bloqueio e a rosca na haste
de acionamento, como acontece com as
válvulas M-120 e M-130, fica na parte
inferior da válvula. No acionamento a haste
não se move e sim a gaveta. Está disponível
nos diâmetros de 1” a 3 3/16”.
d) Válvula Cameron Tipo - F:
Na Fig. 7-11 estão suas principais
características.
FIGURA 7-11 VÁLVULA CAMERON TIPO - F 
 Funcionamento:
É uma válvula com sede dupla, isto é, a
vedação se dá em ambos os sentidos e é do
tipo metal-metal. Quando a válvula é
fechada, a pressão atuante sobre a gaveta
força-a contra a sede gerando a vedação
metal-metal por pressão sem inserto
resiliente, lubrificantes ou injeção de
vedantes.
 Descrição:
(1) Uma engrenagem semelhante a
linguetas de catraca, no diâmetro
interno da sede, permite uma fração de
rotação da mesma sempre que a válvula 
é operada. Essa rotação sempre coloca 
nova parte da sede nos pontos de maior 
desgaste prolongando sua vida útil. O 
movimento é provocado por um 
sobressalto na parte inferior da gaveta; 
(2) Conjunto de gaveta, sede e placa
retentora. Que podem ser rapidamente
e facilmente substituída sem precisar
de ferramentas especiais;
(3) Gaveta;
(4) Mancais de escora axiais, que absorvem
as cargas na abertura e fechamento da
gaveta, reduzindo os esforços para essa
movimentação;
(5) Sistema de vedação da Haste. Permite
que a capa superior possa ser removida
mesmo com pressão na cavidade da
válvula, se houver necessidade de
trocar os rolamentos ou substituição do
sistema de atuação da haste;
(6) A haste é dotada de uma saliência que
se encaixa em um apoio no bonnet,
fornecendo uma vedação secundária da
haste e permitindo a troca da vedação
da haste sob pressão;
(7) Pino de segurança, que não permite
torques inadvertidamente elevados na
haste. Ele se rompe antes de qualquer
outro elemento interno;
(8) Bujão sangrador;
(9) Corpo.
7.2.4.6 Válvula de gaveta - Shaffer 
A válvula de gaveta tipo B é uma válvula 
disponível nas pressões de 5.000 / 10.000 e 
15.000 psi, de acionamento manual, tanto na 
posição aberta como fechada deve se retornar o 
volante cerca de ¼ de volta. A haste fica presa ao 
volante com rosca na extremidade inferior, para 
as válvulas de pressão 5.000 e 10.000. Nas 
válvulas de 15.000 psi, a rosca da haste fica na 
parte superior indicando que a haste se desloca 
verticalmente. Possui a haste de balanceamento 
na parte inferior da gaveta. Fig. 7-12. 
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FIGURA 7-12 VÁLVULA DE GAVETA SHAFFER 
7.2.4.7 Válvula de gaveta com atuador 
hidráulico 
a) Válvula - FMC:
É um sistema aplicado em uma válvula de
gaveta que permite seu acionamento
hidráulico a distância. É montado
diretamente na válvula, adaptando-se o
cilindro ao bonnet da válvula.
A pressão atuando na parte superior do
pistão promove o deslocamento da haste da
gaveta para baixo e esse movimento
descendente promove a abertura da válvula.
Observar que nesse caso a gaveta está
posicionada com o furo para cima. Quando
a câmara superior do cilindro é
despressurizada a válvula fecha pela ação da
mola. A projeção da haste para fora do
cilíndro é uma indicação visual clara de que
a válvula se encontra na posição fechada.
Para a operação hidráulica o cilindro é
dimensionado para atuar com 1.500 psi de
pressão máxima de trabalho (o
deslocamento da mola deve se iniciar com
800 psi).
 Problemas que podem ocorrer:
o Vazamento pela haste superior:
Normalmente, esta vedação é
conseguida por meio de anéis
montados em uma luva guia.
Troque os elementos de vedação e 
corrija qualquer dano na haste que 
possa vir a danificar a vedação; 
o Vazamento no pistão: Se houver queda
de pressão na linha de controle
hidráulico do atuador verificar se há
vazamento na unidade. Caso negativo,
testar o atuador, verificando se há
vazamentos através do bujão na parte
inferior da camisa. Constatando o
vazamento substituir as gaxetas do
pistão;
o O atuador não retorna: Verificar se o
atuador foi despressurizado e depois
verificar se a mola está em boas 
condições e se não está quebrada. Caso
positivo substituí-la.
A Fig. 7-13 mostra um atuador hidráulico do 
sistema fabricado pela FMC. 
FIGURA 7-13 ATUADOR HIDRÁULICO 
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b) Válvula Cameron:
Tem um sistema que permite seu
acionamento hidráulico a distância. Esse
acionamento pode também ser
pneumático.
Para a operação hidráulica o cilindro é
dimensionado para atuar com 1.500 psi.
Para a operação pneumática muda-se o
cilindro para operar a uma pressão de 125
psi de ar.
 Características:
o Ambos os modelos podem ser
adaptados para operação de
fechamento manual. A abertura só
pode ser feita com pressão, e nesse
caso a haste de acionamento manual
deve ser mantida totalmente aberta;
o Sobrecargas e pressões de testes
aplicadas para abertura são absorvidas
pelo parafuso de ajuste na cabeça do
cilindro blindado e assim não são
transmitidas para a haste;
o Sobrecargas e pressões de testes para
fechamento são absorvidas pelo
impacto do fundo do pistão contra o 
stuffing-box da haste; 
o A haste de acionamento e a contra-
haste inferior,são equipadas com uma
saliência que se encaixam em apoios no
corpo da válvula, fornecendo vedação,
que permite a troca do engaxetamento
da haste estando a válvula sobre
pressão;
o Utiliza um corpo especial, havendo um
stuffing-box na parte inferior da
mesma, através do qual passa a contra-
haste da gaveta. Essa contra-haste tem
as seguintes finalidades:
1) Atua para balanceamento da haste
de acionamento da gaveta;
2) É um compensador para o volume
deslocado pela haste de
acionamento;
3) Serve para indicador da posição da
gaveta. Se ela estiver para fora, a
válvula está fechada, e se ela
estiver recolhida para o interior do
corpo, a válvula está aberta.
FIGURA 7-14 VÁLVULAS DE ACIONAMENTO HIDRÁULICO CAMERON
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7.2.4.8 Válvulas Shaffer 
É o tipo DB que também pode ser acionada 
manualmente quando ocorre pane no sistema 
hidráulico ou quando se deseja travar a válvula 
na posição fechada. 
O sistema manual não pode ser usado para abrir 
a válvula. O tipo DB também pode ser fornecido 
sem o sistema manual de acionamento Fig.7-15. 
O tipo HB é largamente utilizado em BOP 
submarino nas linhas do kill e choke. Fig.7-16. 
Pode possuir uma ou duas linhas de 
acionamento, a depender da situação a 
conversão de um sistema em outro pode ser 
necessário quando o BOP STACK é modificado e 
um maior ou menor número de funções torna-se 
necessário. 
Quando tem apenas uma linha de acionamento 
é porque a ação de uma mola a válvula é mantida 
fechada quando a pressão hidráulica de 
operação é perdida. (Mais informações ver 
manual do fabricante). 
FIGURA 7-15 VÁLVULA DE ACIONAMENTO HIDRÁULICO
SHAFFER TIPO DB FIGURA 7-16 VÁLVULA DE ACIONAMENTO HIDRÁULICO
SHAFFER TIPO H 
7.2.4.9 Válvula de retenção 
Posicionada na linha de matar sua função é reter 
automaticamente o fluxo proveniente do poço, 
permitindo passagem de fluxo somente no 
sentido bomba de lama para o poço. 
A válvula de retenção Cameron-MS pode ser 
usada com óleo, gás ou fluídos de perfuração a 
base de água mas deve ser especificada se for 
trabalhar na presença de H2S. 
Como é uma válvula de fluxo unidirecional, deve 
ser instalada na direção apropriada de fluxo 
como está indicado no corpo da mesma, através 
de uma seta. 
Suas dimensões no comprimento e flanges, são 
idênticas às válvulas de gaveta API e podem 
trabalhar em um range de temperatura de -20ºF 
a 650ºF. 
A vedação é do tipo metal-metal, aumentando 
sua vida útil quando do ataque de agentes 
químicos dos fluidos utilizados ou produzidos 
pelo poço. Fig.7-17 
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FIGURA 7-17 VÁLVULA DE RETENÇÃO 
7.2.4.10 Estranguladores de fluxo 
a) Manual:
São válvulas utilizadas para criar resistência
ao fluxo mediante a restrição da área de
fluxo. Essa restrição causa uma contra-
pressão no poço, que é utilizada para o
controle das erupções.
Essa contra-pressão é registrada no
manômetro instalado na entrada do
conjunto de válvulas de estrangulamento e
mede a perda de carga quando da passagem
do fluido pelo estrangulador, a qual
depende das características do fluido, da
vazão e da abertura do mesmo. Os
estranguladores de fluxo não são fabricados
para serem utilizados como válvulas de
bloqueio, podendo, no entanto,
proporcionar vedação.
FIGURA 7-18 ESTRANGULADORES DE FLUXO FMC TIPO JW 
(1) Corpo do bonnet;
(2) Engaxetamento da haste;
(3) Anel de junção;
(4) Anel de retenção;
(5) O-ring do corpo do bonnet;
(6) Haste com agulha;
(7) Corpo;
(8) Bean;
(9) Porca;
(10) Indicador de posição;
(11) Anel de retenção;
(12) Parafuso de fixação;
(13) Volante;
(14) Porca sextavada;
(15) Parafuso para travamento da haste.
A válvula de estrangulamento fixa, também 
denominada positiva, possui um orifício de 
restrição ao fluxo de diâmetro fixo, que pode ser 
substituído por outros orifícios de diâmetros 
diversos. Esses orifícios são feitos de material 
resistente à abrasão como o tungstênio. 
A válvula de estrangulamento ajustável tem a 
capacidade de variar rapidamente a restrição ao 
fluxo dos fluidos do poço por meio da variação 
do diâmetro do seu orifício, que pode ser feita 
manualmente ou com acionamento hidráulico a 
distância. Permite assim obter contrapressões 
variáveis no poço, adequadas à situação do 
momento. 
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b) Hidráulico:
É uma válvula de estrangulamento ajustável
com acionamento hidráulico à distância,
controlada remotamente a partir de um
painel que registra os valores de pressão no
interior da coluna de perfuração, da pressão
anular e o volume injetado no poço.
 Cameron:
O estrangulador Cameron possui um orifício
de passagem de 2”. A luva de vedação e a
sede são fabricadas em carbureto de
tungstênio e são reversíveis para uma dupla
duração.
A operação consiste em aproximar ou
afastar a luva da sede, através de pressão
hidráulica que movimenta a haste do
atuador, diminuindo ou aumentando a área 
para o fluxo. A luva, que é uma gaveta 
cilíndrica e a grande cavidade do corpo, 
permite à válvula alta capacidade de fluxo. 
O indicador de posição da luva está no painel 
de controle remoto. Uma bomba hidráulica 
de acionamento pneumático fornece 
energia hidráulica para o acionamento. 
Pressão hidráulica de 300 psi, aplicada no 
atuador, resulta em uma força de abertura 
ou de fechamento, na luva, de 21.500 lbs. 
O projeto desse estrangulador não permite 
um fechamento completo e por isso ele não 
veda totalmente quando em testes com 
água. No entanto, geralmente ele vedará 
quando o fluído utilizado for o fluído de 
perfuração. Fig 7-19 
FIGURA 7-19 CHOKE HIDRÁULICO CAMERON 
No painel remoto existe um sistema para 
regulagem da máxima pressão permissível 
no choke, regulando automaticamente. 
Trata-se de um importante dispositivo de 
segurança que prevê o crescimento da 
pressão no revestimento dentro de limites 
operacionais seguros. Ajustando-se a 
pressão máxima permissível para uma 
pressão de 40 a 50 psi abaixo da máxima 
pressão calculada, no sistema de controle. 
O manômetro da pressão máxima 
permissível indica apenas a máxima pressão 
que for definida e para a qual o 
estrangulador está regulado. Não lê pressão 
de flutuação no conjunto de válvulas de 
estrangulamento. É estabelecida 
manualmente regulando o botão de 
ajustagem da pressão máxima permissível 
para a máxima pressão desejado no poço. 
O interruptor liga-desliga da pressão 
máxima permissível tem uma luz verde 
indicando que está ligado, e uma luz 
vermelha indicando desligado. 
Quando o interruptor está desligado todas 
as funções do sistema estrangulador são 
controladas manualmente. 
Quando o interruptor está na posição ligado 
e se a pressão do poço excede a pressão pré-
estabelecida o console ignorará o controle 
manual abrindo automaticamente o 
estrangulador, com isso reduzindo a 
contrapressão para um valor menor que a 
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máxima permissível. O sistema então, 
através de um circuito de memória, faz 
retornar o estrangulador para a posição 
original e retorna o painel ao controle 
manual. 
 Swaco:
Permite uma abertura máxima de 1,92
po12, equivalente a um diâmetro de 1
9/16”. Sua dimensão nominal é de 2 9/16” e
sua pressão de trabalho é de 10.000 psi.
Sua operação consiste no movimento
relativo de dois discos de tungstênio, cada
um com uma abertura semicircular (ver Fig.
7-20), fornecendo o estrangulamento.
A variação da abertura é obtida pela rotação
do disco, a montante, contra o disco fixo, a
jusante do fluxo. O disco móvel pode girar
até 180º pela ação de rotação hidráulica da
haste atuadora.
O disco de estrangulamento, situado a
jusante do fluxo, é assentado em um
condutor especial protegido por uma camisa
de desgaste de 1/2” de espessura. Essa
camisa absorve o impacto da pressão e
abrasividade do fluido assim que ele passa
através dos discos de estrangulamento, e se
excede 1/8” além da face do flange de
descarga do corpo do estrangulador para
proteger os anéis de vedação de erosão. A
substituição dessa camisa é feita com
facilidade sem necessidade de ferramentas
especiais.
A ação de rotação do disco de tungstênio
corta pedaços de folhetos desmoronados,
facilitando dessa maneira possíveis
desentupimentos do mesmo.
Uma sobreposição dos dois discos
desenvolve uma eficiente vedação mesmo
após essas partes haverem sido expostas a
um desgaste considerável. A diferença entre
as pressões agindo em cada lado dos discos
atua auxiliando a vedação disco-disco.
O movimento dos disco para a abertura ou
fechamento não é afetado pela queda de
pressão através dos mesmos ou pelas 
oscilações de pressão na coluna de lama
durante as operações de combate a influxos.
FIGURA 7-20 CHOKE SWACO 
O painel de acionamento do Super choke 
Swaco possui uma alavanca marcada com 
“OPEN, HOLD ou CLOSE” que controla o 
movimento de fluido pelo conduto principal 
para acionar o movimento do disco a 
montante do fluxo para abrir ou fechar (Fig. 
7-21, item 6). A velocidade de operação é
controlada pela válvula “HYDRAULIC
o Descrição das partes da Fig. 7-21 (Painel
remoto do Choke Swaco)
(1) Reservatório de Óleo Hidráulico;
(2) Bomba Manual;
(3) Interruptor do Contador de Cursos
da Bomba de Lama;
(4) Regulador de Ar;
(5) Válvula de Suprimento de Ar;
(6) Alavanca de Controle;
(7) Manômetros de Pressão;
(8) Contador de Cursos e Velocidade
da Bomba de Lama;
(9) Alavanca da Bomba Manual;
(10) Indicador de Posição;
(11) Regulador Hidráulico;
(12) Manômetro da Pressão Hidráulica;
(13) Válvula de Alívio;
(14) Lubrificador de Ar.
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FIGURA 7-21 PAINEL REMOTO DO CHOKE SWACO 
o Em situação de emergência:
1) Falha do ar comprimido ou o da
bomba pneumática:
a) Instalar a alavanca (9) e usar a
bomba manual (2). Fig. 7-23;
b) Para mudar a abertura do choke,
manter a alavanca de controle na
posição desejada enquanto aciona
a bomba manual.
2) Ruptura na linha hidráulica ou
conexão:
a) Se a linha de abrir partir, cortar a
linha de fechar. Se a linha se fechar
partir, cortar a de abrir;
b) Instalar a alavanca de 5/8” em um
dos furos do indicador do choke (no
choke hidráulico) e movimentar
manualmente o choke até a
posição desejada. (Fig. 7-22).
OBSERVAÇÃO: A barra de 5/8” deve ser 
mantida armazenada dentro da 
alavanca de acionamento da bomba 
manual. 
FIGURA 7-22 FECHAMENTO MECÂNICO 
o Bomba manual:
Sua operação deve ser da seguinte
maneira:
1) Conectar a linha de suprimento de
fluido no orifício de entrada da
bomba. Checar o nível de óleo
hidráulico no reservatório (deve ser
de aproximadamente 2/3 do
volume total). Abrir o orifício de
ventilação do reservatório;
2) Conectar a linha de pressão do
sistema no orifício da saída da
bomba;
3) Drenar o ar do sistema abrindo a
linha de retorno e operando
totalmente a alavanca
aproximadamente 12 vezes. Fechar
a linha de retorno;
4) Movimentar o cilindro da bomba
no mínimo a metade de seu
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deslocamento. Então abrir a linha 
de retorno e retrair 
completamente o cilindro, 
expelindo assim., todo ar trapeado 
entre a linha de conexão e o 
cilindro. Fechar a linha de retorno; 
5) Abrir a linha de pressão para o
sistema e atuar a bomba o
necessário para obter a posição
desejada do estrangulador,
dirigindo o fluxo através da
alavanca de controle no painel;
6) Para a liberação da pressão do
sistema hidráulico abrir a linha de
retorno permitindo que o óleo
retorne para o reservatório. Fig.7-
23.
FIGURA 7-23 BOMBA MANUAL 
O diagrama da figura 7-24 representa o 
circuito de suprimento de fluído para operar 
o Super Choke Swaco.
Como observado pelo circuito, sempre que
houver necessidade de utilização da bomba
manual, a linha de pressão deve ser
desconectada da bomba pneumática e
conectada na saída da bomba manual, a
menos que o circuito já esteja preparado
para ambas as bombas. Fig.7-24
FIGURA 7-24 CIRCUITO DE SUPRIMENTO DE FLUIDO DO SUPER
CHOKE SWACO 
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8 CAPÍTULO - SISTEMA DE CONTROLE DE BOP 
8.1 Sistema de Controle de BOP de 
Superfície 
8.1.1 Unidade Hidráulica de Acionamento do 
BOP 
É uma unidade acumuladora e acionadora do 
BOP e das válvulas HCR´s, utilizando fluido 
hidráulico pressurizado. 
Nos primórdios da perfuração o fechamento do 
BOP era apenas manual o que não era uma via 
confiável em face da lentidão envolvida. Um 
passo a frente quanto ao fechamento manual foi 
a utilização das bombas de lama no fechamento 
do BOP, mas logo se verificou que este 
procedimento não era adequado. 
Nos anos 50 deu-se um passo importante com a 
invenção de uma unidade de fechamento que 
consistia de uma bomba e um tanque para 
armazenar fluido hidráulico. 
O fluido era bombeado para o BOP e não 
acumulava fluido pressurizado. Apresentava suas 
desvantagens como risco de pane na bomba 
quando na sua utilização. 
Posteriormente chegou-se a um sistema mais 
confiável, cujo princípio é o que é utilizado até 
hoje, a bomba não envia fluido hidráulico para o 
BOP e sim o sistema acumula fluido hidráulico 
pressurizado que é utilizado na operação de abrir 
e fechar o BOP. Consegue-se isto acumulando 
pressão de nitrogênio, o gás utilizado na pré-
carga. É injetado num diafragma num 
acumulador que posteriormente será 
pressurizado pela injeção do óleo pela bomba ou 
bombas não fazendo contato com o gás. Quando 
aciona-se o BOP cria-se um diferencial de 
pressão responsável pelo fluxo de óleo 
pressurizado que acionará o BOP ou válvulas de 
gaveta de acionamento hidráulico. 
O acumulador atinge a pressão de trabalho a 
3.000 psi, embora nenhum elemento do BOP 
stak necessite desta pressão no acionamento, 
(exceto o acionamento da gaveta cisalhante) 
portanto a unidade possui válvulas que reduzem 
esta pressão para um valor necessário para 
acionamento do BOP. Os fabricantes mais 
conhecidos são Shaffer Fig.8-1 e Koomey fig.8-2.As partes que compõem a unidade são 
mostradas na Figura 
FIGURA 8-1ACCUMULATOR PUMP UNIT 
(1) Filtro de ar;
(2) Lubrificador do ar;
(3) Manômetro indicando pressão de
alimentação de ar;
(4) Válvula by-pass de ar e de isolamento;
(5) Válvulas de isolamento do suprimento
de ar para as bombas;
(6) Pressostato hidropneumático;
(7) Tanque de fluido hidráulico;
(8) Bombas hidráulicas de acionamento
pneumático;
(9) Válvulas de retenção das linhas de
descarga das bombas de acionamento
pneumático;
(10) Filtros de sucção das bombas de
acionamento pneumático;
(11) Válvulas de sucção das bombas de
acionamento pneumático;
(12) Motor elétrico da bomba triplex;
(13) Pressostato hidroelétrico;
(14) Bomba triplex;
(15) Filtro de sucção da bomba de
acionamento elétrico;
(16) Válvula de sucção da bomba de
acionamento elétrico;
(17) Partida do motor elétrico;
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(18) Válvula de retenção da linha de
descarga da bomba de acionamento
elétrico;
(19) Válvula da linha de recalque da bomba
triplex;
(20) Filtro;
(21) Válvula de segurança dos 
acumuladores;
(22) Linha base de abastecimento do banco
de acumuladores;
(23) Válvulas de isolamento dos 
acumuladores; 
(24) Garrafas acumuladoras;
(25) Válvula reguladora de pressão do
manifold (1.500psi);
(26) Válvula By-pass do regulador de pressão
do manifold;
(27) Manifold;
(28) Válvula de acionamento de função do
BOP;
(29) Cilindro para atuação remota da válvula
de 4 vias;
(30) Válvula de segurança dos 
acumuladores;
(31) Manômetro do manifold;
(32) Regulador de ar;
(33) Seletor unidade/painel remoto do
sondador da válvula reguladora do
anular;
(34) Seletor unidade/painel remoto do
sondador da válvula reguladora do
anular;
(35) Manômetro do acumulador;
(36) Válvula de dreno do manifold;
(37) Regulador pneumático de pressão do
preventor anular;
(38) Manômetro do preventor anular;
(39) Transmissor pneumático de pressão do
preventor anular;
(40) Regulador de ar;
(41) Transmissor pneumático de pressão do
manifold;
(42) Transmissor pneumático de pressão do
acumulador;
(43) Caixa de junção de dutos pneumáticos.
FIGURA 8-2 UNIDADE ACUMULADORA / ACIONADORA KOOMEY
8.1.2 Procedimentos operacionais 
As bombas succionam o óleo hidráulico do 
tanque e o armazenam nos acumuladores a 
3.000 psi. Os preventores de gaveta e as válvulas 
de acionamento hidráulico da linha de 
estrangulamento são atuados a mesma pressão, 
normalmente 1.500 psi. Por essa razão existe 
uma válvula reguladora que regula a pressão de 
3.000 psi em 1.500 psi, alimentando a linha na 
qual estão instaladas as válvulas de 4 vias que vão 
acionar essas funções. 
Como o preventor anular dever ser atuado por 
uma pressão que varia em função do diâmetro 
do tubo que está em seu interior e da pressão do 
poço, existe outra válvula que regula a pressão 
de 3.000 psi para a pressão desejada. 
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Em situações de emergência, caso algum 
preventor de gaveta não vedar normalmente, 
deve-se acionar a válvula “by pass” que isola a 
válvula reguladora, e assim pressurizar o 
manifold e as linhas de acionamento com 3.000 
psi. 
A koomey recomenda que as bombas 
pneumáticas e elétricas entrem em 
funcionamento igualmente quando houver 
queda de pressão no sistema. Outros 
argumentam que a bomba elétrica deve entrar 
primeiro e posteriormente, caso a pressão 
continue a cair, entre as pneumáticas. Em face da 
manutenção de menor custo das bombas 
pneumáticas outros argumentam que elas 
devem entrar em funcionamento primeiro. 
Algumas unidades da Petrobras adotam este 
procedimento. Se durante a operação de 
controle de poço ocorrer pane nos pressostatos 
as bombas podem ser ligadas manualmente. 
A unidade de acionamento deve ser protegida 
contra impactos de objetos pesados. Deve ser 
posicionada em lugar seguro entre 100 e 150 pés 
distante da boca do poço. Mantenha legíveis as 
inscrições das plaquetas de identificação das 
respectivas alavancas de acionamento. 
Todas as alavancas de atuação das funções 
devem ser mantidas, quando em operação, nas 
posições ABERTA ou FECHADA, conforme o caso, 
nunca na posição NEUTRA. 
Para evitar o acionamento acidental da gaveta 
cega: 
 Usar uma gaiola de proteção;
 Não usar garra pois assim estará impedindo
o acionamento através do painel remoto;
 Manter a válvula “by pass” fechada. Acionar
essa válvula apenas em condições
excepcionais;
 Verificar a pré-carga de nitrogênio dos
acumuladores a cada poço ou pelo menos 
uma vez por mês.
8.1.2.1 Acumuladores 
Pode ser com sistema de garrafas ou esfera. 
Possui, no seu interior, um diafragma onde é 
colocado o nitrogênio para a pré-carga, na 
são armazenados fluido sob pressão que será 
utilizado para operar o BOP. 
8.1.2.2 Válvula de 4-vias 
É uma válvula seletora da linha em que se quer 
colocar pressão. Ela possui uma entrada de fluido 
sobre pressão e pode direcioná-lo para uma das 
duas linhas de acionamento. Possui também 
mais uma saída para descarregar pressão. 
Existem dois modelos, uma delas é apenas 
seletora, isto é, quando se retorna para a posição 
neutra, a linha que estava pressurizada continua 
com pressão, que será descarregada quando se 
pressurizar a outra linha. Nesse caso recomenda-
se deixar a linha de trabalho acionada porque 
devido ao pequeno volume da mesma, qualquer 
vazamento irá despressurizá-la. 
A outra é uma válvula manipuladora, isto é, 
quando se retorna para a posição neutra as duas 
linhas de pressão entram em contato com a saída 
de descarga. Fig 8-3 
FIGURA 8-3 VÁLVULA DE 4-VIAS 
8.1.3 Dimensionamento dos acumuladores 
Uma unidade acumuladora/acionadora, para 
BOP de superfície, deve ter capacidade de 
armazenar um volume de fluido útil capaz de 
fechar todos os preventores do conjunto do BOP 
e abrir a válvula de acionamento hidráulico da 
linha de estrangulamento, mais 50% como fator 
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de segurança. Fluido útil é definido como fluido 
armazenado a 200 psi acima da pressão de pré-
carga dos acumuladores, até a pressão máxima 
de trabalho dos mesmos. 
O fator de segurança de 50% é recomendado 
para prover um completo reenchimento de 
fluido nas linhas de fechamento quando o 
preventor é acionado. Esse fator também 
compensa alguma perda de fluido pela válvula 
quatro vias, quando da mudança de posição, 
assim como alguma perda através das vedações 
dos preventores. 
Para uma unidade 3.000 psi de pressão de 
trabalho deve-se ter nos acumuladores, uma 
pré-carga de nitrogênio de 1.000 psi e, portanto, 
o volume útil de fluido será armazenado entre
1.200 e 3.000 psi.
Então com a utilização de garrafas com um
volume total de 11 galões (volume útil de 10
galões - 1 galão é ocupado pelo elemento interno
de borracha), temos para o gás utilizado:
P × V = n × Z × R × T 
Onde: 
 P: pressão a que o gás está submetido
(pressão absoluta);
 V: volume ocupado pelo gás;
 n: número de moles;
 Z: Fator de compressibilidade (1 para
gazes ideais);
 R: constante dos gases;
 T: temperatura a que o gás está
submetidoComo durante a compressão do gás não haverá 
mudanças em n, Z, R e T temos a lei de Boyle: 
P1 × V1 = P2 × V2 
P1 = 1.015 psi (absoluta); 
V1 = 10 gal; 
P2 = 3.015 psi (absoluta); 
V2 = ? 
V2 = (1.015 × 10)/3.015 
V2 = 3,37 gal 
Portanto a 3.000 psi o volume ocupado pelo óleo 
hidráulico será: 
10 − 3,37 = 6,63 gal 
O volume ocupado pelo gás a 1.200 psi é: 
V3 = (1.015 × 10)/1.215 
V3 = 8,35 gal 
Assim o volume de óleo, quando o sistema 
estiver pressurizado a 1.200 psi será: 
10 − 8,35 = 1,65 gal 
Portanto o volume útil de óleo no sistema é 
(entre 3.000 e 1.200 psi): 
6,63 − 1,65 = 4,98 gal (5 gal) 
Para se determinar o número de garrafas de 11 
galões necessárias em uma unidade de 3000 psi, 
basta dividir o volume necessário a ser 
armazenado por 5. 
8.1.4 Painel Remoto de Acionamento do BOP 
(Painel do Sondador) 
É um painel pneumático localizado na plataforma 
de perfuração onde se tem registradas todas as 
pressões que se tem na unidade 
acumuladora/acionadora e do qual também é 
possível atuar todos os preventores, as HCR’s, 
regular a pressão de fechamento do preventor 
anular e atuar o by-pass da válvula reguladora do 
manifold. Fig 8-4. 
8.1.4.1 Recomendações 
a) Diariamente verificar a pressão de ar que
deve ser mantida em aproximadamente 120
psi;
b) O acesso ao painel deve permanecer
desimpedido;
c) Quando for acionada qualquer das válvulas
do painel remoto lembrar que a válvula
mestra de entrada de ar tem que ser
acionada por 5 segundo simultaneamente
com a válvula desejada;
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d) A válvula de entrada de ar deve ser mantida
sistematicamente aberta;
e) Verificar se as pressões indicadas nos
manômetros coincidem com as da unidade.
Se não coincidirem, regular os transmissores
de pressão ou aferir os manômetros. Fig8-4;
f) Manômetro indicando a pressão no
manifold de acionamento dos preventores
na unidade;
g) Manômetro indicando a pressão nas
garrafas da unidade.
8.1.4.2 Componentes 
FIGURA 8-5 PAINEL DE ACIONAMENTO 
(1) Alavanca acionadora do preventor
anular;
(2) Alavanca acionadora da válvula by-pass;
(3) Válvula mestra de entrada de ar;
(4) Válvula de ajuste da válvula reguladora
da pressão de acionamento do
preventor anular;
(5) Manômetro indicando a pressão de ar;
(6) Manômetro indicando a pressão no
manifold de acionamento dos
preventores na unidade;
(7) Manômetro indicando a pressão nas
garrafas da unidade;
(8) Manômetro indicando a pressão no
manifold de acionamento do preventor
anular;
(9) Placas indicadoras dos BOPs;
(10) ?
(11) Placa indicadoras dos BOP´S;
(12) Alavanca acionadora da válvula by-pass;
(13) Alavanca acionadora da HCR;
(14) Placa indicadora do carretel de
perfuração;
(15) Alavanca acionadora da HCR;
(16) Filtro de ar;
(17) Lubrificador;
(18) Placas da mangueira de ar.
FIGURA 8-4 PAINEL REMOTO DO SONDADOR 
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8.2 Sistema de controle de BOP 
submarino 
É o sistema de monitoramento e acionamento de 
todas as funções do BOP a partir de painéis de 
controle remotos instalados na cabine do 
Sondador e no escritório do Toolpusher. É um 
sistema aberto quando projetado para operar 
em águas tropicais, não possibilitando o retorno 
do fluido hidráulico de acionamento das funções 
do BOP para a superfície, utilizando água potável 
aditivada com concentrado solúvel e 
biodegradável. Com relação ao tipo de 
acionamento e monitoramento, pode ser de 
controle por piloto hidráulico ou multiplexado. 
8.2.1 Controle por piloto hidráulico 
Tipo de sistema de controle de BOP submarino, 
cujos acionamentos e monitoramentos são 
processados e transmitidos por sinal elétrico e 
hidráulico com utilização de umbilicais “hose 
bundle” para permitir a transmissão de pulsos de 
pressão de 1500psi ou 3000psi através de linhas 
piloto até as válvulas SPM nos PODs hidráulicos e 
destes direcionados para as funções do BOP. O 
comando entre o painel de controle remoto e a 
caixa de soleinóides na unidade hoidráulica é 
efetuado por sinal elétrico. A figura 8-6 abaixo 
mostra um sistema tipo piloto hidráulico de 
controle do BOP: 
FIGURA 8-6 LAYOUT EQUIPAMENTOS CONTROLE DE POÇOS 
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3000psi
GAVETA
ANULAR
1500PSI
1500PSI
LINHA/AR
PRESSOSTATO
PNEUMÁTICAS
TRIPLEX
1 2
1 2
SUPERFÍCIE
FUNDO DO MAR
TANQUE DE ÓLEO
SPM
SPM
POD
HOSE 
BUNDLE
SELETORA DO POD
PILOTO ANULAR
PILOTO 
GAVETA
PILOTO 
ACUMULADO
RES FUNDO
REGULADORA 
ANULAR
REGULADORA 
MANIFOLD
diverter
produção
Apresentação
FIGURA 8-7 SISTEMA DE CONTROLE TIPO PILOTO HIDRAULICO
8.2.2 Princípio de funcionamento 
O princípio de funcionamento do sistema de 
piloto hidráulico partindo do painel de controle 
até a função selecionada pode ser descrito da 
seguinte forma: 
Ao se acionar a botoeira em um dos painéis de 
controle, fecha-se o circuito elétrico que 
energiza uma solenóide na caixa de solenoides 
da unidade hidráulica, esse solenóide abre uma 
válvula que permite a passagem de ar para 
acionar o cilindro pneumático que abre a válvula 
piloto da função selecionada que comunica com 
os acumuladores do sistema piloto (3.000 psi) a 
linha piloto que irá abrir a SPM no POD 
selecionado, permitindo a comunicação da 
pressão regulada com a câmara de acionamento 
da função selecionada. A pressão de operação, 
(3.000 psi ou 5.000 psi), a depender da UH (HPU) 
é reduzida para a pressão regulada desejada. 
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FIGURA 8-8 VÁLVULA MANIPULADORA 
8.2.3 Válvulas manipuladoras e seletoras 
Válvulas localizadas no painel da HPU são do tipo 
MANIPULADORAS e válvulas localizadas no 
painel dos carreteis são do tipo SELETORAS. A 
diferença entre essas válvulas não veremos 
externamente, mas os componentes internos 
são diferentes. As manipuladoras ventilam as 
duas linhas piloto quando na posição “CENTRO” 
enquanto as seletoras isolam quando na posição 
“CENTRO”. 
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FIGURA 8-9 VÁLVULA SELETORA 
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FIGURA 8-10 FUNÇÃO TRÊS POSIÇÕES, GAVETA NA POSIÇÃO “OPEN” 
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FIGURA 8-11 FUNÇÃO TRÊS POSIÇÕES, GAVETA NA POSIÇÃO “BLOCK” 
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FIGURA 8-12 FUNÇÃO TRÊS POSIÇÕES, GAVETA NA POSIÇÃO “CLOSE” 
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FIGURA 8-13 SISTEMA DE 
PILOTAGEM HIDRAULICO 
8.2.4 Controle multiplexado 
Tipo de sistema de controle de BOP cujo 
processamento é realizado por sistemas 
eletrônicos computadorizados e a transmissão 
dos sinais digitais de controle e monitoramento 
entre a superfície e o BOP submarino é efetuada 
através de fibra ótica. No BOP os sinais de 
controle e monitoramento são processados nos 
módulos eletrônicos submersos, dois em cada 
POD (SEM-A e SEM-B), sendo convertidos em 
sinais elétricos e hidráulicos, passando pelas SPM 
até o acionamento das funções do BOP. 
FIGURA 8-14 SPM VALVE 
Os painéis de controle remoto do BOP devem 
dispor de dispositivo de segurança para prevenir 
acionamento acidental de funções do BOP e 
devem atender a convenção “Green Mode” do 
API 16D conforme abaixo: 
 As funções que devem permanecer abertas 
na condição normal de operação devem ter
a cor verde;
 As funções que devem permanecer
fechadas na condição normal de operação
devem ter a cor vermelha;
 As funções ventiladas devem ter a cor
âmbar.FIGURA 8-15 SHUTTLE VALVE 
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FIGURE 8-1 SISTEMA MULTIPLEXADO DE ACIONAMENTO E CONTROLE DO BOP 
8.2.5 Unidade hidráulica do BOP 
A unidade hidráulica do BOP (HPU-BOP) tem 
como função pressurizar os acumuladores do 
sistema de controle do BOP e mantê-los 
pressurizados na pressão nominal de trabalho, 
na superfície e no fundo do mar, constando do 
sistema principal e dos back-ups: acústico e 
autoshear ou deadman (EHBS = electro hydraulic 
back-up system). 
O sistema automático de recuperação da 
pressão dos acumuladores deve ser regulado 
para ligar as bombas sempre que a pressão cair 
10% e desligar quando a pressão atingir o valor 
da pressão de trabalho. Para HPU de WP 5000psi, 
deve operar na faixa de 4500psi a 5000psi; 
A válvula de alívio de pressão deve ser regulada 
para abrir quando a pressão dos acumuladores 
atingir a faixa de pressão de 5300psi a 5500psi; 
O sistema reserva de suprimento de energia 
elétrica (UPS) deve ter capacidade para manter o 
sistema de controle do BOP energizado por um 
período de pelo menos 2h; 
As bombas devem ter capacidade para 
pressurizar todos os acumuladores até a pressão 
de trabalho (5000psi) em até 15 minutos. 
8.2.6 Acumuladores 
O volume dos acumuladores deve ser 
dimensionado atendendo os requisitos do API 
16D edição 2004 conforme os seguintes 
métodos: 
 Método A: Aplicado no cálculo de volume de
acumuladores de superfície, considerando a
pré-carga com gás ideal, transformação
isotérmica e pressão de trabalho menor que
5015psia;
 Método B: Aplicado no cálculo de volume de
acumuladores de superfície ou
acumuladores de fundo do sistema principal
instalados no BOP, considerando a pré-carga
com gás real, transformação isotérmica e
pressão de trabalho maior que 5015 psia;
 Método C: Aplicado no cálculo de volume de
acumuladores de fundo dos sistemas que
requerem descarga rápida para o
acionamento das funções, acumuladores da
autoshear ou deadman (EHBS), sistema
acústico e sistemas dedicados de gavetas
cisalhantes, considerando a pré-carga com
gás real e transformação adiabática.
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A pressão de pré-carga de nitrogênio dos 
acumuladores de superfície, deve ser de 
aproximadamente 1/3 da pressão de trabalho da 
HPU com uma tolerância de +/- 100psi. A pré-
carga dos acumuladores de fundo deve ser 
estimada em função da lâmina dágua de 
operação e da variação de temperatura entre a 
sonda e o fundo do mar. Gradiente de pressão da 
água do mar 1,45psi/m. 
As figuras seguintes mostram de forma 
esquemática os três métodos de 
dimensionamento de volume de acumuladores 
de sistemas de controle de BOP submarino e um 
exemplo de dimensionamento pelo método A: 
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8.2.7 Sequência de desconexão de 
emergência (EDS) 
O sistema de desconexão de emergência do 
LMRP deve permitir a atuação do EDS tanto pelo 
POD azul como pelo POD amarelo e desconectá-
lo em um tempo máximo de 45 segundos. A 
sequência de desconexão do EDS deve ser 
completada em um tempo máximo de 90 
segundos. 
O primeiro passo do EDS deve fechar a gaveta 
cisalhante que cortará a coluna, o segundo passo 
deve ventilar (função block) todas as funções do 
BOP stack para garantir o fechamento de todas 
as válvulas “fail safes” da choke line e da kill line, 
para isolar o poço antes de deconectar o LMRP. 
Antes do acionamento do EDS, deve ser 
verificado se a gaveta cega-cisalhante faz parte 
da sequência a ser utilizada para a desconexão 
do LMRP, para ser armada ou desarmada a 
autoshear ou o EHBS. A figura abaixo mostra uma 
foto de parte do painel de controle do BOP onde 
pode ser vista a botoeira da desconexão de 
emrgencia (EDS) e em seguida um relatório de 
uma sequência de uma de desconexão do LMRP 
de um navio DP, observar que no instante inicial 
do EDS a gaveta super-shear foi fechada 
(cavidade-2). O passo-1 do EDS é sempre cisalhar 
a coluna. 
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FIGURA 8-16 PROTEÇÂO BOTEIRA OPERAÇÔES CRITICAS 
8.2.8 Back-ups do Sistema de Controle do 
BOP 
8.2.8.1 Hot-Stab operado com auxílio de ROV 
O ROV deve dispor de bomba de alta pressão, 
mínimo 3000psi na vazão máxima, com 
reservatório de fluido hidráulico de volume 
mínimo suficiente para fechar a gaveta cega-
cisalhante durante os testes de fundo do mar e 
ter opção de comutação da sucção da bomba 
para succionar água do mar para acionar todas 
as funções críticas em uma situação de 
emergência e dispor de plug compatível com o 
sistema “hot-stab” do painel instalado no BOP. 
Funções doBOP consideradas críticas e que 
devem constar no sistema “hot-stab” para 
acionamento com ROV: 
 Fechar e travar a gaveta cega-cisalhante
(cavidade do topo do stack);
 Fechar a gaveta de “hang-off” 
(preferencialmente a superior);
 Abrir as duas válvulas da kill line
imediatemente abaixo da gaveta de “hang-
off”;
 Abrir as duas válvulas da choke line
imediatemente abaixo da gaveta de “hang-
off”;
 Acionar as funções necessárias para
desconectar o LMRP;
 Destravar o conector da cabeça do poço
(WHC).
A figura abaixo mostra um sistema hot-stab 
operado com auxílio de ROV e um sistema 
acústico portátil de acionamento de funções 
do BOP submarino: 
FIGURA 8-17 SISTEME HOT-STAB 
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FIGURA 8-18 SISTEMA ACÚSTICO DO BOP E SISTEMA HOT-STAB
COM ROV 
8.2.8.2 Acústico de acionamento do BOP 
O sistema acústico de acionamento de funções 
críticas do BOP deve dispor de pelo menos dois 
receptores de fundo do mar instalados em 
braços mecânicos acionados remotamente por 
sistema hidráulico para retrair e distendê-los. 
O sistema de controle submarino do acústico 
deve dispor de baterias capaz de manter o 
sistema operacional pelo menos por 180 dias 
considerando pelo menos 100 acionamentos 
nesse período. 
Funções do BOP consideradas críticas e que 
devem ser acionadas pelo acústico: 
 Fechar e travar a gaveta cega-cisalhante
(cavidade do topo do stack);
 Fechar a gaveta definida para “hang-off”
(preferencialmente a gaveta superior);
 Abrir as duas válvulas da kill line
imediatemente abaixo da gaveta de “hang-
off”;
 Abrir as duas válvulas da choke line
imediatemente abaixo da gaveta de “hang-
off”;
 Acionar as funções necessárias para
desconectar o LMRP.
8.2.8.3 Autoshear 
Autoshear é um sistema mecânico e hidráulico 
que fecha automaticamente a gaveta cega-
cisalhante após ser desconectado o LMRP. É 
considerado como um sistema que demanda 
discarga rápida por parte dos acumuladores e 
deve dispor de um banco de acumuladores 
dedicados e dimensionados pelo método-C (API 
16D edição 2004) e ter dispositivo para ser 
armado e desarmado “funções: ARM e DISARM”. 
8.2.8.4 Deadman 
Deadman é um sistema electrohidráulico que 
fecha automaticamente a gaveta cega-cisalhante 
se faltar simultaneamente pressão hidráulica e 
sinal elétrico no BOP STACK pelos dois PODs (Y e 
B) amarelo e azul. É considerado como um
sistema que demanda discarga rápida por parte
dos acumuladores e deve dispor de um banco de
acumuladores dedicados e dimensionados pelo
método-C (API 16D edição 2004) e ter dispositivo
para armado e desarmado “funções: ARM e
DISARM. O EHBS é um deadman system.
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FIGURA 8-19 SISTEMA ACUSTICO 
a) Acumuladores dos backups:
Os acumuladores dos backups (acústico e
autoshear ou EHBS), são dedicados e devem
ser dimensionados pelo método-C do API
16D versão 2004. Durante as operações
normais de poço os bancos de
acumuladores dos back-ups podem operar
interconectados, desde que exista uma
válvula de bloqueio entre os mesmos para
permitir o isolamento desses bancos com
intervenção de ROV ou por acionamento
remoto pelo sistema de controle do BOP
com objetivo de eliminar o ponto de simples
falha em uma situação de vazamento em um
deles.
Devem ser instalados no BOP STACK e
devem dispor de um sistema de
monitoramento de pressão por ROV ou pelo
sistema de controle do BOP. A figura abaixo
mostra os bancos de acumuladores dos
back-ups do sistema de controle do BOP
submarino de uma sonda DP:
8.2.9 Recomendações gerais 
 A pressão nominal dos equipamentos do
sistema de controle de poço deve atender a
pressão máxima estimada no BOP calculada
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em função da pressão de poros máxima 
prevista para o objetivo mais profundo 
considerando o poço cheio de gás com 
gradiente de pressão igual a 0,34psi/m; 
 O arranjo do conjunto BOP para perfuração
sem margem de segurança de riser deve ter
pelos menos 01(uma) gaveta cega-
cisalhante na cavidade número “1” (topo do
stack) e 01(uma) gaveta cega-cisalhante ou
super-cisalhante na cavidade número “2” e
03 (três) gavetas de tubo, dispostas do topo
para a base conforme abaixo:
o BOP anular superior (UA);
o BOP anular inferior (LA);
o Cavidade 1: gaveta cega-cisalhante
(BSR);
o Cavidade 2: gaveta super-
cisalhante (SS) ou cega-cisalhante
(BSR);
o Cavidade 3 (superior): gaveta de
tubo de diâmetro fixo ou variável
(UPR);
o Cavidade 4 (intermediária): gaveta
de tubo de diâmetro fixo ou
variável (MPR);
o Cavidade 5 (inferior): gaveta de
tubo de diâmetro fixo (LPR).
NOTAS SOBRE ARRANJOS DE BOP: 
 As gavetas variáveis apresentam limitação
de temperatura de trabalho (WP=180 graus
F) podendo ser menor que a temperatura
máxima na coluna de TFR no interior do BOP 
durante o período de fluxo;
 Quando a sonda operar com compensador
ativo de heave instalado no “guincho”, deve
ser verificado se na desconexão do LMRP a
coluna de perfuração será cisalhada pelas 2
gavetas cisalhantes. Neste caso deverá ser
prevista a redundância de selo para
isolamento do poço em uma situação de
desconexão de emergência do LMRP em
sonda DP;
 Os sensores de pressão instalados no BOP
podem ser utilizados para auxiliar no
controle das seguintes operações:
perfuração com retorno de gás, gás de riser,
perda de circulação total;
 Deve ser evitado uso de anéis de unitização
dos componentes do bloco do BOP e linhas,
dos tipos: AX, CX ou VX, por apresentarem
baixa resistência ao colapso;
 Conforme o API RP 53, este arranjo é
classificado como CLASSE 7 A2-R5 (sete
preventores, sendo dois BOP’s anulares (A)
e cinco BOP’s gavetas (R)).
 A gaveta de “hang-off” deve ser a gaveta de
tubo superior. Em sonda DP somente será a
gaveta intermediária se a distância entre o
topo da gaveta superior e a base da gaveta
cisalhante for menor que o comprimento
equivalente a soma dos comprimentos de 2
tooljoints (caixa + pino) + 1 up-set;
NOTA: Não deve ser usada a gaveta inferior como 
gaveta de hang-off em operações de controle de 
poço e nem para desconexão de emergência do 
LMRP. 
 Com objetivo de conferir maior
confiabilidade ao conjunto BOP durante a
circulação de kicks, a “choke line” deve ser a
linha com conexão imediatamente abaixo da
gaveta de “hang-off”;
 O ângulo de inclinação da cabeça do poço
para continuação das operações de
perfuração não deverá ser maior que 1,5
graus;
 Conector hidráulico da cabeça do poço
“WHC” deve atender os seguintes
requisitos:
o Haste indicadora das posições travado e
destravado (“lock” e “unlock”);
o Sistema release gasket no anel de
vedação acionado pelo sistema MUX;
o Sistema com POCV para manter as 
câmaras de travamento pressurizadas
após uma desconexão de emergência
do LMRP;
o Face interna do anel de vedação deve
ser pintada com faixas em cores
alternadas para facilitar sua visualização
com ROV e ter indicação da face em
contato com a cabeça do poço;
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NOTA: Quando o WHC não dispor de sistema 
“release gasket” ou o se mesmo não estiver 
operacional, o anel de vedação da cabeça do 
poço deve ser descido com auxílio do ROV e 
assentado na cabeça do poço, para evitar 
manobra do BOP para troca do anel. 
o Pelo menos 02 (dois) dias antes da
descida do BOP, deve ser efetuado um
teste de destravamento do mandril do
“test stamp” com apenas um circuito
(primário ou secundário) para
verificação do funcionamento e
identificação de possíveis falhas,
observando os limites de pressão
(inferior e superior) recomendados pelo
fabricante.
 Todas as válvulas submarinas devem ser do
tipo “fail safe close” exceto as válvulas
isoladoras que devem ser do tipo “fail safe
open”;
 Em baixo de cada BOP anular deve ter uma
linha conectada a choke line (“bleed off
 line”), para circulação e retirada de gás
aprisionado no interior do BOP após a
circulação de kicks ou reconexão do LMRP
após desconexão de emergência. Figura
abaixo mostra um conjunto BOP submarino
com todos os componentes identificados.
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9 CAPÍTULO - EQUIPAMENTOS AUXILIARES 
9.1 Válvulas de prevenção interna 
São denominadas como válvulas de prevenção 
interna as válvulas que constituem barreiras de 
segurança pelo interior da coluna e por essa 
razão todas devem ter a mesma pressão de 
trabalho do BOP de gavetas: Inside BOP, 
Dropping Check Valve, Válvula de Segurança de 
Coluna, Válvulas do Kelly e Válvulas do Top Drive. 
Embora a float valve não seja considerada uma 
barreira de segurança ela será abordada neste 
capítulo como uma válvula de prevenção interna 
pois com certeza essa válvula na pior das 
hipóteses minimizará a entrada de gás para o 
interior da coluna em um kick principalmente se 
este for causado por pistoneio mecânico. 
9.1.1 Inside BOP 
O inside BOP constitui-se em um componente da 
coluna (SUB) com uma válvula de Retenção 
(check valve) em seu interior quando instalado 
na coluna de drill pipes permitindo fluxo apenas 
no sentido da superfície para o poço. Tem como 
função auxiliar na realização das operações de 
stripping e deve permanecer no piso de 
perfuração na posição aberto e travado e pronto 
para a instalação. 
O inside BOP deve ser instalado sobre a válvula 
de segurança de coluna (VSC) para a realização 
do stripping e neste caso não esquecer de abrir a 
VSC. Veja a figura abaixo. 
FIGURA 9-1 INSIDE BOP 
O inside BOP não deve ser utilizado para o 
fechamento do interior de coluna de drill pipes 
quando no fechamento de um poço em 
manobras por apresentar restrição ao fluxo 
mesmo estando aberto o que torna sua 
instalação muito difícil quando existe fluxo pelo 
interior da coluna. Lembre-se que um kick em 
manobra é causado ou por falta de ataque ao 
poço ou por pistoneio mecânico e neste último 
caso o kick gera um fluxo pelo interior da coluna. 
9.1.2 Válvula de segurança de coluna de 
perfuração 
A válvula de segurança de coluna é uma válvula 
esférica operada com auxílio de uma chave alen 
e funciona totalmente fechada ou totalmente 
aberta é similar as válvulas inferiores do Kelly e 
do Top Drive. No API é denominada Drill Pipe 
Safety Valve (DPSV) na sonda é conhecida 
também como TIW sigla do fabricante (Texas 
Iron Work) ou Full Opening Safety Valve (FOSV) e 
tem como função fechar o interior da coluna de 
drill pipes quando por ocasião do fechamento de 
um poço em manobras e deve permanecer no 
piso de perfuração em posição aberta e pronta 
para a instalação conforme mostrada na figura 
abaixo. 
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FIGURA 9-2 VÁLVULA DE SEGURANÇA DE COLUNA (VSC,
DPSV, FOSV OU TIW) 
9.1.3 Válvulas do Kelly e do Top Drive 
As válvulas tanto do Kelly como do top drive têm 
como função proteger os equipamentos de baixa 
pressão do sistema de circulação da sonda e em 
condições normais operam sempre abertas e no 
caso do top drive a válvula superior é de 
acionamento remoto denominada de I-BOP 
(Internal BOP). Tanto no sistema de Kelly como 
com Top Drive, deve-se prevê uma situação em 
que a pressão pelo interior da coluna venha 
atingir a pressão de trabalho dos equipamentos 
de circulação da sonda e neste caso a circulação 
somente poderá ser feita com a unidade de 
cimentação. 
FIGURA 9-3 I-BOP 
9.1.4 Dropp-in Check Valve 
A dropp-in check é um tipo de inside BOP 
constituída de uma válvula de retenção instalada 
internamente em um substituto de espera da 
coluna de drill pipes instalado no topo do BHA 
denominado “dripp-in sub”, permitindo fluxo 
somente no sentido de cima para baixo, tendo 
como função auxiliar nas operações de stripp-in. 
Ao contrário do inside BOP que faz a retenção na 
parte superior da coluna e por isso 
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impossibilitando qualquer operação a cabo pelo 
interior da coluna, a dropping check valve cria a 
retenção no topo do BHA deixando o interior da 
coluna livre para essas operações. 
A dropping check valve somente cria a retenção 
após o lançamento de um “dart” a partir da 
superfície para se alojar no dropping sub 
previamente instalado na coluna no topo do BHA 
e acima de bumper ou jar se existirem. Após a 
realização da operação de stripping a retenção 
poderá ser desfeita com auxílio de arame sem 
que seja preciso manobrar a coluna para a 
retirada do “dart” bastando para isso descer a 
ferramenta de pescaria do dart com arame 
conforme mostrado na figura da sequência de 
operações. A dropping check valve como válvula 
de prevenção interna fica limitada ao uso em 
poços verticais não sendo possível sua instalação 
no topo do BHA em poços direcionais. O uso da 
dropping check valve instalada no topo de 
barriletes de testemunhagem em campos de gás 
previni o retorno de gás pelo interior da coluna 
durante a manobra de retirada. 
FIGURA 9-4 SEQUÊNCIA DE OPERAÇÕES COM A DROPPING 
CHECK VALVE NA INSTALAÇÃO E PESCARIA DO DART
9.1.5 Float Valve 
A float valve não é considerada uma barreira de 
segurança porque não tem confiabilidade em 
virtude do seu uso contínuo em fluxo o que a 
torna susceptível ao desgaste e em contrapartida 
apresenta a impossibilidade de ser submetida a 
teste de pressão quando em poço aberto. 
Mesmo com essas restrições a float valve 
embora desgastada cria restrição ao fluxo de gás 
pelo interior da coluna quando com o poço em 
kick. 
O uso de float valve na perfuração das fases de 
grandes diâmetros impede o retorno de fluido do 
anular para o interior da coluna nas conexões 
evitando entupimento dos jatos da broca por 
cascalhos e nas fases dos objetivos do poço 
protege contra sólidos os equipamentos de 
perfilagem de coluna. Existem dois tipos de float 
valves: tipo flaper e tipo pistão que podem ser 
vazadas “port” ou cegas “no port”. Na fase dos 
objetivos a float valve deve ser vazada para 
permitir o monitoramento de pressão pelo 
interior da coluna duranteas operações de 
controle de poço. 
FIGURA 9-5 FLOAT VALVE 
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9.1.6 Drilling Stand e Kill Assembly 
São arranjos de válvulas usados na perfuração de 
poços HPHT em virtude da alta incidência de 
kicks e prisão por diferencial de pressão neste 
tipo de poço. 
Os intervalos dos objetivos devem ser perfurados 
com a drilling standard, sempre instalada no 
topo da coluna funcionando como um falso kelly. 
E a kill assembly será usada em uma situação de 
kick e prisão da coluna caso a pressão pelo 
interior da coluna apresente risco de atingir a 
pressão de trabalho do sistema de circulação da 
sonda. Abaixo a figura mostrando uma drilling 
standard e uma kill assembly. 
9.2 Separador atmosférico 
9.2.1 Definição 
São separadores bifásicos abertos para a 
atmosfera projetados para processar a 
separação da mistura das fases: “gás livre e 
líquido” efluentes do poço, via “choke manifold” 
ou via “diverter”. São denominados em inglês 
como “poor boy degasser” podem ser verticais 
ou horizontais. Na figura abaixo fotos de 
separadores atmosféricos de sonda flutuante.
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9.2.2 Princípio de funcionamento 
 As placas defletoras de entrada são placas
perpendiculares ao fluxo de entrada que
causam mudanças bruscas de direção no
fluxo de entrada efluente do poço em kick,
baseando-se na lei da inércia, para
pulverizar a mistura no interior do corpo do
separador;
 A mistura pulverizada no interior do corpo
do separador propicia a separação das 
bolhas de gás e das gotas de líquido pela
ação da gravidade durante a queda dessa
mistura entre a entrada do separador e o
nível do selo hidráulico. Por essa razão deve
ser estimado um tempo de residência não
inferior a 1,0 minuto para se processar a
separação considerando uma velocidade de
queda da fase líquida não superior a 8,4
pés/minuto;
 O selo hidráulico na parte inferior do
separador deve prover o isolamento entre o
interior do separador e o tanque das
peneiras, criando uma pressão hidrostática
não inferior as pressões de fricção
desenvolvidas pela vazão de gás ao longo da
linha de ventilação principal do separador
que deve se prolongar até 4,0m acima do
bloco de coroamento em sondas marítimas
e em sondas de terra pode-se encontrar a
linha de ventilação principal fixada no
mastro da sonda com extremidade acima do
bloco de coroamento ou fixada no chão
direcionada para o queimador.
9.2.3 Requisitos do Separador Atmosférico 
 O separador atmosférico do choke manifold
pode ser compartilhado para processar a
mistura bifásica de gás livre e líquido
efluente do poço via “diverter”, desde que
tenha sido dimensionado para essa situação;
 O separador atmosférico deve ter
dimensões (diâmetro, distância da entrada
ao nível do selo hidráulico, linha de
ventilação e tubo em “U” ou “dip tube”)
capaz de processar a máxima vazão da
mistura de gás e líquido estimada para kicks
de gás de volume mínimo de 30bbl no 
modelo da bolha única na profundidade 
vertical que maximize a vazão de gás na 
entrada do separador e em fluido base água, 
circulado com vazão reduzida de 150gpm, 
operando na capacidade máxima de lâmina 
d’água da sonda no caso de sonda de 
perfuração marítima; 
 O separador deve ter capacidade para
processar a separação da mistura bifásica de
gás livre e líquido com massa específica de 7
lb/gal na vazão de 10 MMSCF/D (dez
milhões de pés cúbicos de gás por dia) e
fluido do selo hidráulico com massa
específica de 5 lb/gal (API SPEC 12J);
 O separador atmosférico deve dispor de
sistema de medição de pressão que permita
o monitoramento simultâneo da condição
de fluxo do tubo “U” ou “dip tube” (0-50psi)
e monitoramento do selo hidráulico (0-
15psi) a partir da cabine do Sondador e ter
alarme de perda do selo hidráulico;
 Deve ter válvula de dreno para limpeza e
desobstrução do separador instalada na
base do tubo em “U” ou do “dip tube”,
descarregando para o sistema de fluidos;
 Deve ter linha de ventilação secundária a
jusante do tubo “U” ou “dip tube” com
extremidade 3,0m acima do topo do
separador, para eliminar o efeito sifão que
atua sobre o selo hidráulico devido as perdas
de cargas na linha de descarga no trecho
entre o separador e o tanque das peneiras 
ou “Gumble Box”;
 Deve ter pressão de trabalho para suportar
uma pressão equivalente a pressão 
hidrostática de uma coluna de fluido de
perfuração de altura igual a distância do
separador a extremidade da linha de
ventilação principal, com o maior peso
específico permitido pela sonda conforme
estudo de análise de esforços no riser “riser
analysis” ou fluido de densidade 2,2
aproximadamente 18 lb/gal conforme a
norma NORSOK D-010;
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NOTA: Não é recomendada a utilização de 
dispositivos de alívio de pressão em 
separadores atmosféricos, com pressão de 
alívio menor que a pressão hidrostática 
máxima que poderá ser gerada no interior 
da linha de ventilação principal. 
 Recomenda-se ter na parte superior uma
conexão de uma linha com origem no
tanque de mistura para limpeza e
desobstrução do tubo “U” ou “dip tube” e
para permitir recirculação de fluido de
perfuração retornado do poço com grande
quantidade de gás livre;
 Deve ter portas de visitas na parte superior
para permitir inspeção da placa defletora de
entrada e na parte inferior para permitir 
limpeza e desobstrução da base; 
 Podem ser do tipo vertical ou horizontal e
embora o tipo horizontal tenha uma
superfície maior de contato gás-liquido e
sentidos ortogonais dos fluxos de gás e de
líquido que contribuem para melhorar a
eficiência da vazão de processo o tipo
vertical é o mais usado em sonda de
perfuração por questão de lay-out e
simplicidade funcional.
Na figura abaixo o desenho esquemático do 
sistema de separador atmosférico e 
desgaseificador de sonda de perfuração 
marítima com as linhas de ventilação: 
FIGURA 9-6 ESQUEMA SEPARAÇÂO DO GAS 
9.2.4 Exemplo de dimensionamento da altura 
do selo hidráulico 
9.2.4.1 Cálculo das perdas de carga na linha 
de ventilação principal 
 Le (comprimento da linha de ventilação
principal) = 200 pés;
 Qg (Vazão de gás) = 7,25 MMSCF/D =
7.250.000 scf/d;
 DN (diâmetro nominal da linha) = 8 pol;
 ID (diâmetro interno da linha) = 7,25 pol;
𝐏𝐟 =
𝟓. 𝟏𝟎−𝟏𝟐. 𝐋𝐞. 𝐐𝐠
𝟐
𝐃𝟓
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𝐏𝐟 =
𝟓. 𝟏𝟎−𝟏𝟐. 𝟐𝟎𝟎. 𝟕𝟐𝟓𝟎𝟎𝟎𝟎𝟐
𝟕, 𝟐𝟓𝟓
𝐏𝐟 = 𝟐, 𝟔𝟐 𝐩𝐬𝐢 
9.2.4.2) Cálculo da altura mínima do selo 
hidráulico para essa vazão 
 Massa específica do fluido do tubo em “U”
= 5 lb/gal (API SPEC 12J)
𝐇𝟐 =
𝐏𝐟
𝟎, 𝟏𝟕. 𝛒𝐚𝐪
𝐇𝟐 =
𝟐, 𝟔𝟐
𝟎, 𝟏𝟕. 𝟓, 𝟎
𝐇𝟐 = 𝟑, 𝟎𝟖 𝐦 
9.3 Trip tank 
É um tanque de pequeno volume que pode 
receber retorno de fluido do poço via choke 
manifold (downstream) para permitirmedição 
de volumes de fluidos e monitoramento do poço 
via choke line com o BOP fechado ou pela flow 
line em situação de poço aberto. 
 Deve ter precisão para medir variação de
volume de meio barril;
 Deve permitir monitoramento remoto na
cabine do sondador;
 Deve dispor de régua com escala de precisão
para medir variação de volume de 1/2 barril,
posicionada no deck de perfuração em local
visível ao sondador;
 Deve dispor de válvula de retenção ou
válvula de acionamento remoto na linha de
abastecimento do poço, posicionada
próxima ao “diverter” em sonda flutuante;
 Deve dispor de sensores de gás combustível
(CH4) e gás sulfídrico (H2S) em sonda
flutuante;
 Linha de abastecimento deve ter
extremidade mergulhada e posicionada a
0,50m do fundo para evitar formação de
espuma;
 Volume suficiente para manobra de pelo
menos 50 seções de dril pipes;
 Deve ter sistema de alarme de tanque vazio
instalado na cabine do sondador;
 A linha de dreno e limpeza deve ser
conectada ao sistema de fluidos.
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9.4 Desgaseificador a Vácuo 
 Funciona com pressão negativa (vácuo
parcial) na faixa de 5psi a 10psi negativos
equivalentes a faixa de: -10inHg a -20inHg
(inHg = polegadas de mercúrio) baseando-se
na lei da solubilidade dos gases para
extração das pequenas bolhas de gás
trapeadas nas forças géis do fluido de
perfuração. O vácuo parcial no interior do
desgaseificador pode ser gerado por efeito
venturi ou por conjunto moto-bomba de
vácuo;
 Deve ser instalado após o tanque das
peneiras com a sucção no segundo tanque
decantador e descarregando no terceiro
tanque decantador;
NOTA: Para permitir o reprocessamento do 
fluido de perfução e em consequência melhorar 
a eficiência na extração do gás trapeado, 
recomenda-se a instalação com a sucção no 
segundo tanque decantador e a descarga para o 
primeiro tanque decantador. 
 Deve ter vazão de processo de pelo menos 
1000gpm, ter manômetro para medida da
perda de carga localizada no ejetor,
vacuômetro para medida do vácuo parcial
do interior do tanque de processo e sistema
de controle do nível de líquido no interior do
desgaseificador. Na figura abaixo, os dois
tipos de desgaseificadores a vácuo em
função da geração do vácuo: (a) por bomba
de vácuo e (b) por efeito venturi.
9.5 Stripping tank (tanque de 
stripping) 
É um tanque de pequeno volume utilizado em 
sonda flutuante que recebe retorno de fluido do 
poço via choke manifold (downstream), utilizado 
para medir volumes de fluido drenado do poço 
durante operação de stripping e deve atender os 
seguintes requisitos: 
 Precisão para medir variação de volume de
¼ de barril;
 Permitir monitoramento remoto na cabine
do sondador;
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 Dispor de sensores de gás combustível (CH4)
e gás sulfídrico (H2S);
 A linha de abastecimento deve ter
extremidade mergulhada e posicionada
próxima ao fundo para evitar formação de
espuma;
 Volume mínimo de 8bbl;
 A linha de limpeza e de dreno deve ter
retorno direto para o sistema de fluidos.
OBSERVAÇÃO: O tanque de stripping não requer 
grande volume porque não há necessidade de 
acumular os volumes de fluidos drenados do 
poço. 
9.6 Tanques de lama 
São importantes para se manter o volume 
necessário de fluido de perfuração na superfície, 
permitindo o correto desempenho do sistema de 
circulação. 
Mesmo em perfurações rasas o número de 
tanques não deve ser inferior a dois. O número 
de tanques vai depender da perfuração a ser 
realizada que também depende da capacidade 
da sonda. Quando se tem perfuração mais 
profunda, cuja lama no retorno tem temperatura 
elevada, a tancagem é importante para o 
resfriamento da mesma e assim, preservar os 
sobressalentes das bombas de lama. 
9.6.1 Tanque de sucção 
A este tanque estão conectadas as bombas de 
lama. Para o correto funcionamento das 
mesmas, o fluido de perfuração, neste tanque, 
deve ter uma temperatura adequada e um teor 
de sólido dentro de um range aceitável o que 
requer que os extratores de sólidos estejam 
funcionando corretamente. 
No caso de um controle de kick, a lama a ser 
succionada pelas bombas deve está isenta de 
contaminação com gás o que vai facilitar o 
controle. Torna-se necessário, portanto, que os 
desgaseificadores estejam funcionando 
corretamente. Como o separador atmosférico 
vertical não retira o gás em solução, a lama, para 
chegar ao tanque de sução, deve passar por um 
desgaseificador a vácuo. Algumas unidades 
utilizam apenas o desgaseificador centrífugo 
rotativo, mas vale lembrar que este é apenas um 
desgaseificador atmosférico. 
9.6.2 Tanque de retorno 
É o tanque no qual estão posicionadas as 
peneiras de lama. Neste tanque é posicionado o 
detector de gás e no caso de um kick a lama que 
chega a este tanque deve já está praticamente 
isenta de gás livre. O fluido de perfuração que 
chega no tanque da peneira, proveniente do 
choke manifold, deve ter passado pelo separador 
atmosférico vertical. 
9.6.3 Equipamentos de mistura 
Quando se usa material pesado na lama, existe a 
conveniência de evitar sua breve decantação no 
fundo dos tanques, pois parando a circulação, a 
tendência do material pesado é decantar em 
parte ou todo. Para se evitar isto deve-se ligar os 
misturadores que podem ser agitadores e 
pistolas. Servem para homogeneizar a lama nos 
tanques e assim assegura a uniformidade da 
massa específica do fluido a ser injetado. 
O funil de mistura é ligado a um compartimento 
do tanque de sucção, nominado tanque de 
mistura, utilizado quando se adiciona aditivo ao 
fluido de perfuração, é o caso da adição de 
baritina, quando em controle de kick, para 
aumentar a massa específica do fluido de 
perfuração.
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9.7 Sistema de tratamento dos fluidos 
A fase de tratamento ou de condicionamento do 
fluido de perfuração consiste na eliminação de 
sólidos ou de gás que se incorporam a ele 
durante a perfuração e, quando necessário, na 
adição de produtos químicos para ajustes de 
suas propriedades. 
FIGURA 9-7 ETAPAS TRATAMENTO DE FLUIDOS 
O primeiro equipamento é a peneira vibratória, 
cuja função é separar do fluido de perfuração os 
sólidos mais grosseiros, tais como cascalhos e 
grãos maiores que a areia. Em seguida, o fluido 
passa por um conjunto de dois a quatro 
hidrociclones, conhecidos como desareiadores, 
que são responsáveis pela retirada da areia do 
fluido. 
Saindo do desareiador, o fluido passa pelo 
dessiltador, um conjunto de hidrociclones, cuja 
função descartar partículas de dimensões 
equivalentes ao silte. O equipamento seguinte, o 
mud cleanner, nada mais é que um dessiltador 
com uma peneira que permite recuperar 
partículas. 
Parte desse material é descartado e parte 
retorna ao fluido, reduzindo os gastos com 
aditivos. Algumas sondas utilizam ainda uma 
centrífuga, que retira partículas ainda menores 
que não tenham sido descartadas pelos 
hidrociclones. 
Um equipamento sempre presente na sonda é o 
desgaseificador, que elimina o gás do fluido de 
perfuração.Durante a perfuração de uma 
formação com gás, ou quando da ocorrência de 
um influxo de gás, contido na formação para 
dentro do poço, as partículas de gás se 
incorporam ao fluido de perfuração e a sua 
recirculação no poço é perigosa.
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10 CAPÍTULO - INSTRUMENTAÇÃO DE DETECÇÃO DE KICK 
Os instrumentos de detecção de kick são 
projetados para medir os indícios primários de 
kicks: aumento da vazão de retorno e aumento 
de volume no tanque ativo. 
10.1 Medidor da variação da vazão de 
retorno (Mud Flow Fill Sensor) 
Usa um sensor tipo flapper instalado na flow line 
e o princípio de funcionamento é baseado no 
percentual da seção transversal molhada da flow 
line em função do ângulo formado com a vertical. 
FIGURA 10-1 MEDIDOR VARIAÇÂO DE RETORNO 
10.2 Medidor de Volume e Totalizador 
(MVT = Mud Volume Totalizer) 
Com sistema de boias ou sensores sônicos 
instalados em todos os tanques mede o volume 
dos tanques e a variação de volume em função 
do nível de fluido dos tanques. 
Periodicamente conforme os procedimentos de 
teste deste manual são calibrados para detectar 
os indícios primários de “kick” nas seguintes 
situações: aumento de até 20% na vazão de 
retorno e ganho de até 10bbl no tanque ativo. 
O sistema de detecção de “kick” de sondas 
flutuantes deve medir o ganho ou perda de 
volume no tanque ativo baseado na média de 
pelo menos 2 (dois) sensores para conferir 
melhor confiabilidade ao sistema de detecção. 
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A capacidade do tanque ativo não deve ser maior 
que 60 bbl/pé = 2 bbl/cm para operação em 
poços convencionais e nem maior que 30bbl/pé 
= 1 bbl/cm para operação em poço HPHT para 
conferir sensibilidade ao sistema nas medidas 
dos parâmetros. Quando operando com pelo 
menos 02 (dois) sensores acústicos por tanque 
ativo, desde que aprovado por teste, a 
capacidade do tanque ativo pode ser maior que 
60bbl/pé = 2 bbl/cm.
10.3 Sistema EKD de detecção de kick 
O sistema EKD (earlier kick detection) funciona 
com flowmeter eletromagnético ou coriolis 
instalado na parte vertical do by-pass da flow line 
para operar com fluido a base de água ou 
flowmeter coriolis para operar com fluido base 
água ou base óleo. O EKD mede a vazão de 
retorno e em uma situação de aumento na vazão 
de retorno o EKD integra a curva de vazão em 
função do tempo e calcula o volume ganho a 
cada instante. A figura abaixo mostra o desenho 
esquemático e uma foto de uma instalação de 
um sistema EKD. 
Na figura abaixo flowmeters dos tipos 
eletromagnético e coriolis.
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Na figura abaixo está mostrado o resultado de 
um teste de sistema de detecção de kick 
comparando o EKD com o sistema da sonda. 
Observar que com 25s o EKD detectou o 
aumento de vazão de retorno e calculou o ganho 
de volume em função do tempo igual a 5bbl, 
enquanto o sistema da sonda detectou o ganho 
somente 135s depois do início da transferência 
do trip tank para o sistema ativo quando o ganho 
já estava em 27bbl.
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11 CAPÍTULO - SISTEMA DIVERTER
Enquanto um sistema BOP tem como filosofia 
operacional permitir que as operações de 
controle do poço sejam realizadas com o poço 
fechado e pressurizado, um sistema Diverter tem 
como filosofia operacional permitir que as 
operações sejam feitas com o poço aberto ou o 
RISER, ventilados para a atmosfera. 
Especialmente no caso de BOP Submarino o 
diverter é utilizado apenas para circulação de gás 
de riser. 
11.1 Função do Diverter 
A função de um diverter é prover a sonda de um 
sistema de controle de baixa pressão e alta vazão 
para com objetivo de impedir que fluidos 
efluentes do poço ou do riser cheguem ao piso 
de perfuração, direcionando esses fluidos para 
um local seguro e a favor dos ventos para fora da 
embarcação ou da locação em sondas de 
perfuração terrestres, garantindo a integridade 
física das pessoas e dos equipamentos. 
Conforme o API RP 64 um local seguro deve estar 
fora da embarcação ou da locação e a jusante 
dos ventos com relação ao poço. 
Um sistema diverter não é projetado para fechar 
o poço ou conter o fluxo do mesmo. A pressão
máxima de operação do sistema diverter em
sondas de terra e em plataformas fixas ou
apoiadas no fundo do mar é definida pela
pressão de fratura das formações, enquanto que
em plataforma flutuante a pressão máxima de
operação é definida pela pressão de trabalho dos
packers da junta telescópica.
O procedimento de teste de um sistema diverter
deve constar das seguintes etapas:
 Teste de funcionamento, e neste caso, deve-
se observar o funcionamento das válvulas
“in-loco”;
 Teste de circulação com água pelas linhas.
No caso de diverter de flutuante essa
circulação deve ser efetuada pela “booster
line”;
 O API RP 64 define o teste de estanqueidade
limitado a 200psi.
O método de controle de kick com diverter é o 
amortecimento dinâmico “dynamic Kill”. Este 
procedimento de controle consiste na circulação 
direta da kill mud com vazão máxima, 
preferencialmente duas bombas em paralelo, 
para completar o poço no menor tempo possível. 
11.2 Diverter em Jack-ups, Plataformas 
Fixas e/ou Sondas Terrestres 
Nesses tipos de sondas de perfuração, o sistema 
diverter é utilizado para perfuração da fase inicial 
de poços em áreas com possibilidade de 
existência de gás raso ou água pressurizada. Nas 
plataformas de perfuração marítimas devem 
existir duas linhas de ventilação com diâmetros 
mínimos de 12 polegadas posicionadas de forma 
a divergir o gás no sentido do vento para fora da 
embarcação. 
Em sonda de perfuração terrestre o diverter 
necessita apenas de uma linha de ventilação com 
diâmetro mínimo de 6 polegadas direcionada 
para a área do queimador e deve ter 
extremidade livre e dentro de uma área de 
contenção dos fluidos efluentes do poço em uma 
situação de controle do poço. Como boa prática 
da indústria a área do anular do poço não deve 
ser maior que a área da seção transversal da 
linha de ventilação do diverter. 
A taxa de falha de sistema diverter em operações 
de controle de poço em situação de gás raso, 
historicamente é muito alta, implicando na baixa 
confiabilidade desses sistemas para essa 
aplicação. Em virtude dessa baixa confiabilidade 
deixou de ser utilizado em unidades flutuantes 
para controle de poço em situação de gás raso, 
sendo substituído pela perfuração de poços de 
pesquisa (poços pilotos) auxiliado por estudo de 
sísmica rasa. Se na interpretação da sísmica rasa 
não for constadada a presença de estruturas 
capazes de formar reservatórios rasos, pode-se 
iniciar o poço sem a necessidade de perfurar 
poço piloto. 
Em função da baixa confiabilidade, devem ser 
tomadas as seguintes medidas preventivas,
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quando na perfuração de zonas de gás raso com 
Jack-ups: 
 Estudo prévio de análise de risco;
 Treinamento das equipes no procedimento
de controle e amortecimento do poço em
caso de kick;
 Kill mud com peso igual a pelo menos 1,0
ppg acima do fluido de perfuração utilizado,
mas limitado ao valor da pressão de fratura
da formação mais frágil exposta abaixo da
sapata do revestimento de superfície;
 Volume mínimo de kill mud deve ser pelo
menos uma vez e meia o volume final do
poço;
 Procedimento em plataformas marítimas,
fixa e/ou jack-ups, em caso de kick a
plataforma deverá ser evacuada;
 Teste de funcionamento de todas as funções 
e circulação com água antes de iniciar a
perfuração do poço. O funcionamento das
válvulas deve ser observado “in loco”;
11.3 Diverter em Flutuantes 
Em unidades flutuantes o sistema diverter é 
utilizado somente para circulação de gás de riser 
com a “booster line”. Se a sonda não tiver 
“booster line” a circulação deve ser feita por uma 
linha que permita circulação no sentido de 
bombeio para o poço, kill line ou choke line, 
através da conexão mais superior dessa linha 
com o conjunto BOP. 
Gás de riser pode ser proveniente das seguintes 
situações: 
 Vazamento no BOP durante a circulação de
um kick;
 Abertura do BOP após a circulação de um
kick sem que antes seja aplicado o 
procedimento de retirada do gás trapeado
no BOP;
 Em águas profundas quando operando com
fluido sintético cujo ponto de bolha esteja
acima do BOP;
 Na perda do controle do poço “blowout”.
Neste caso o diverter deve permanecer
fechado mesmo após a desconexão do
LMRP com objetivo de evitar que os gases
que tenham entrado no interior do riser
cheguem ao deck de perfuração, mas não
deve ser alinhado para o separador
atmosférico devido ao risco de explosão;
 Gás residual embaixo de “tubing hanger” em
uma operação de reentrada de poço e
desassentamento do TH caso não tenha sido
aplicado o procedimento de retirada do gás;
 Reentrada de poço após o corte do tampão
de superfície.
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Em unidades flutuantes, como procedimento, 
sempre que o BOP for fechado o RISER deve ser 
alinhado para o tanque de manobras (trip tank), 
para monitoramento do volume de fluido do seu 
interior e isolamento do poço pelo BOP. 
11.4 Partes Principais do Diverter 
Os componentes principais de um sistema 
diverter são: 
 Elemento Anular;
 Linhas de ventilação;
 Válvulas das linhas de ventilação, flowline e
trip tank;
 Sistema de controle.
11.4.1 Elemento anular 
O elemento anular é o componente do diverter 
que tem como função principal, impedir que o 
gás proveniente do poço ou do riser, atinja o 
deck de perfuração. 
O diverter com o elemento de vedação tipo 
anular é projetado para fechar e vedar sobre 
qualquer diâmetro e forma de tubos que estejam 
no seu interior, inclusive o kelly. O elemento de 
vedação tipo anular deve ter um diâmetro 
interno suficiente que permita a passagem de 
equipamentos requeridos para todas as 
operações no poço, por exemplo: dril pipes, 
revestimentos de 9 5/8” OD e 13 3/8” OD, Riser 
de Completação, etc. O diverter 
com elemento de vedação tipo introduzido 
utiliza unidades vedadoras ou selantes (insert 
packer) que são projetadas para fechar e vedar 
contra vários diâmetros de tubos (drill collars, 
drill pipes, revestimentos 9 5/8” e 13 3/8”, riser 
de completação, etc.). A função hidráulica 
(lockdown dogs) tem como função prender o 
insert packer. O diâmetro do insert packer 
instalado deve ser compatível com os diâmetros 
dos tubos a serem utilizados nas diversas 
operações. O modelo KFDS do fabricante Vetco, 
utiliza insert packers de ID=10” para diâmetros 
de tubos até 8” e ID=15” para diâmetros de tubos 
até 13 3/8”. Este tipo de elemento de vedação é 
facilmente substituível. 
11.4.2 Válvulas do sistema Diverter 
As válvulas utilizadas nas linhas de ventilação ou 
nas linhas de fluxo do diverter para as peneiras 
devem ser de abertura plena, tendo pelo menos 
abertura igual ao diâmetro interno das linhas nas 
quais serão instaladas e serem capazes de abrir 
antecipadamente ao fechamento do elemento 
anular quando submetidas a pressão de trabalho 
do sistema. 
A figura seguinte mostra uma válvula seletora 
das linhas de ventilação, com a instalação de um 
separador horizontal atmosférico bifásico. A 
existência de um separador atmosférico bifásico 
na linha de ventilação possibilita a circulação 
direta de gás do riser com a booster line sem 
descarte de fluido para o mar, com vantagem 
econômica e sem danos ao meio ambiente. Após 
a separação nas fases líquida e gasosa, pelo 
separador, o líquido com microbolhas de gás e 
gás em solução e direcionado para o tanque das 
peneiras onde será processado pelo 
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desgaseificador a vácuo, enquanto o gás é 
direcionado para a linha de ventilação principal. 
11.4.3 Linhas de ventilação do Diverter 
As linhas de ventilação devem ser 
preferencialmente ausentes de curvas e 
possuírem diâmetro que permita liberdade de 
fluxo interno possibilitando a redução das perdas 
de carga e das velocidades de fluxo ao longo das 
mesmas e como consequência minimizando os 
efeitos da erosão e das contrapressões sobre o 
sistema “diverter – riser”. As mudanças de 
direção devem ter raio em curvatura de pelo 
menos 20 (vinte) vezes o diâmetro interno ID da 
linha conforme o API RP 64. 
A figura abaixo mostra um sistema de linha de 
ventilação de diverter com um separador 
atmosférico bifásico instalado. Neste sistema a 
circulação de gás de riser pode ser feita com 
circulação contínua de todo o volume do riser 
sem descarte de fluido de perfuração ou de 
completação para o mar, além da vantagem 
econômica a operação será realizada sem causar 
dano ao meio ambiente e sem o risco de 
incêndios por criação de atmosfera explosiva na 
área da flowline e tanque das peneiras.
FIGURA 11-1 SISTEMA DE LINHAS DE VENTILAÇÃO DE DIVERTER COM SEPARADOR ATMOSFÉRICO
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11.4.4 Sistema de controle do Diverter 
O sistema de controle do diverter é usualmente 
hidráulico ou pneumático, ou uma combinação 
de ambos os tipos, que podem ser controlados 
eletricamente e capazes de operar o sistema 
diverter por duas ou mais unidades de controle. 
O sistema de controle do diverter pode ser auto-
suficiente ou pode ser uma parte do sistema de 
controle do BOP. A sequência de acionamento 
deve ser projetada para não permitir o 
fechamento do sistema, deixando-o sempre 
ventilado. Ver o circuito hidráulico da figura 
abaixo. 
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11.5 Tempo de Resposta do Diverter 
O tempo de fechamento do sistema diverter 
deve ser capaz de atuar as válvulas da linha de 
ventilação e da linha fluxo, quando necessário, e 
fechar o elemento do anular packing no tubo em 
uso dentro de 30 (trinta) segundos de atuação se 
o elemento tiver um diâmetro nominal de 20
(vinte) polegadas ou menos. Para um elemento
de 20 (vinte) polegadas ou mais de diâmetro
nominal, o sistema de controle do diverter deve
ser capaz de atuar as válvulas das linhas de
ventilação e da linha de fluxo, quando
necessário, e fechar no tubo em uso dentro de
45 (quarenta e cinco) segundos. As condições do
poço podem exigir um tempo de fechamento
mais rápido que o recomendado. Esta
possibilidade deve ser considerada durante o
projeto ou seleção de um novo sistema de
fechamento do diverter.
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12 CAPÍTULO - TESTE DOS EQUIPAMENTOS DO SISTEMA BOP 
12.1 Procedimentos gerais de testes de 
BOP submarino 
12.1.1 Frequência dos testes 
Os equipamentos do Sistema de Controle de 
Poço devem ser submetidos periodicamente a 
testes de funcionamento e a testes de pressão 
nas situações abaixo: 
 Na superfície antes da descida do BOP;
 Na instalação do BOP;
 Antes de iniciar uma nova fase do poço;
 Antes de teste de formação de poço
exploratório;
 Após manutenção do sistema BOP;
 A cada 21 dias, conforme o API STD 53, se
não ocorrer nenhuma das situações acima.
NOTAS: 
 A autoshear e o deadman (EHBS) devem ser
submetidos a testes funcionais por ocasião
dos testes de superfície do BOP;
 A gaveta cega-cisalhante, além dos testes de
superfície e testes de instalação, pode ser
testada somente antes do início de cada
nova fase do poço, a critério do cliente;
 Embora o API STD 53 recomende o teste de
funcionamento do sistema de controle do
BOP a cada 7 (sete) dias, algumas 
Companhias Operadoras não adotam essa
diretriz.
12.1.2 Pressões de teste 
Os equipamentos do sistema de controle de 
poço devem ser submetidos a testes de baixa 
pressão e de alta pressão, exatamente nesta 
ordem, na freqüência definida pelo API STD 53 e 
a pressão deve ser aplicada no sentido útil de 
bloqueio do preventor. 
12.1.2.1 Teste de baixa pressão 
O teste de baixa pressão tem como finalidade 
verificar o funcionamento dos elastômeros e o 
valor dessa pressão deve ficar na faixa de 250 psi 
a 350 psi com tempo de observação de 5 
minutos, não sendo recomendado retornar a 
essa faixa quando a pressão ultrapassar o valor 
de 500 psi, devendo nessa situação, a pressão ser 
drenada até 0 psi (zero psi) e ser reiniciada uma 
nova pressurização. 
12.1.2.2 Teste de alta pressão 
O teste de alta pressão tem como finalidade 
testar a estanqueidade dos equipamentos para 
garantir o fechamento e o isolamento do poço na 
situação de máxima pressão esperada no BOP e 
deve ter tempo de observação de 5 minutos. 
NOTAS: 
 Os testes de pressão devem ser aplicados
conforme o sentido útil de bloqueio de cada
componente e devem ser registrados em
carta de pressão;
 O teste de pressão do BOP anular deve ser
limitado a 70% da sua pressão nominal.
Situações em que a pressão de teste do BOP
anular precise ser testada com 100% da
pressão nominal deve ser submetida a
estudo de gestão de mudança;
 O BOP anular deve ser testado com a coluna
de menor diâmetro prevista para ser usada
no poço. A pressão de acionamento deve ser
compatível com o diâmetro da coluna em
teste conforme recomendação do
fabricante;
 As gavetas de tubo devem ser testadas com
a câmera de fechamento ventilada (posição
block) para permitir o teste do sistema de
travamento somente nos testes de
superfície e de instalação; As gavetas
variáveis devem ser testadas no menor e no
maior diâmetro somente no teste de
superfície, nos testes subsequentes devem
ser testadas no menor diâmetro.
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12.1.3 Fluido de teste 
O teste de superfície e o teste de instalação 
devem ser efetuados com água. Os testes 
subsequentes, a critério da companhia 
operadora (contratante), podem ser com o 
próprio fluido do poço. 
12.1.4 Testes de função 
Os testes de função têm como finalidade 
verificar individualmente o funcionamento de 
cada componente integrado ao sistema de 
controle do BOP e medir seus tempos e volumes 
de acionamento para verificar a estanqueidade e 
a conformidade com os requisitos do API 16D 
para garantir a confiabilidade requerida nas 
operações de controle de poço. 
Todas as funções principais do sistema de 
controle de poço devem ser acionadas 
individualmente pelo POD amarelo e pelo POD 
azul. Um teste deve ser efetuado com o 
acionamento a partir do painel principal de 
controle do BOP instalado na cabine do sondador 
e o outro teste deve ser efetuado com o 
acionamento a partir do painel de controle 
auxiliar instalado no escritório do Toolpusher. 
O relatório de teste deve constar os tempos e os 
volumes de acionamento de todas as funções do 
BOP pelo POD amarelo e pelo POD azul. 
TEMPOS DE ACIONAMENTO DE FUNÇÕES DO BOP (API 16D 2005) 
BOP de gavetas 
SUB 18 3/4" deve fechar em 45s 
SUP 13 5/8” deve fechar em 30s 
BOP anular 
SUB 18 3/4" deve fechar em 60s 
SUP 13 5/8” deve fechar em 45s 
Válvulas submarinas 
Devem abrir ou fechar em até 45s ou menor que o 
tempo de fechamento das gavetas de tubo 
LMRP Desconectar em 45s 
EDS Deve completar a sequência em até 90s 
12.2 Testes da unidade hidráulica do 
BOP (HPU-BOP submarino) 
12.2.1.1 Testes de funcionamento 
(1) Verificação da pré-carga de nitrogênio
de cada acumulador = 1500psi +/-
100psi;
(2) Registro das pressões de operação:
acumuladores = 5000psi; manifold =
1500psi;
(3) Anular = depende do fabricante do BOP,
modelo e diâmetro do tubo no seu
interior;
(4) Verificação dos sistemas automáticos
de recuperação da pressão dos
acumuladores. Pressostato elétrico:
Entrada = 4500psi / Saída = 5000psi;
(5) Teste da válvula de alívio de pressão.
HPU 5000psi deve abrir entre 5300psi e
5500psi HPU 3000psi deve abrir entre 
3300psi e 3500psi. 
12.2.1.2 Testes de capacidade 
a) Testes de Capacidade das Bombas:
Com todos os acumuladores
despressurizados, ligar as bombas e medir o
tempo para pressurizá-los até a pressão de
trabalho (5000psi), o tempo não deve
exceder 15 minutos.
b) Testes de Capacidade dos Acumuladores:
Com os acumuladores pressurizados na
pressão de trabalho (5000psi) e o BOP na
base de teste, seguir os seguintes passos:
(1) Posicionar a chave do painel elétrico
das bombas na posição desligado;
(2) Posicionar um tubo no BOP;
(3) Fechar e abrir o BOP anular de maior 
volume de acionamento;
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(4) Fechar e abrir 3 gavetas de tubo, uma
de cada vez;
(5) Retirar o tubo do BOP;
(6) Fechar e abrir a gaveta cega-cisalhante;
(7) Registrar a pressão dos acumuladores.
Esta não deve ser menor que o valor da
pressão de trabalho do BOP dividido
pelarazão de fechamento da gaveta de
tubo.
12.3 Teste do Desgaseificador a Vácuo 
O desgaseificador a vácuo deve ser testado na 
mesma frequência de testes do BOP. 
12.3.1 Procedimento do teste de 
funcionamento 
(1) Abrir as válvulas da sucção e da
descarga;
(2) Ligar o conjunto moto-bomba de vácuo;
(3) Ler e registrar o valor do vácuo parcial
do interior do tanque de processo. Deve
ser pelo menos 8 inHg (inHg =
polegadas de mercúrio);
(4) Ler e registrar o valor da perda de carga
no ejetor. Deve ser 4 (quatro) vezes o
peso do fluido de perfuração e não deve
ser menor que 30 psi;
(5) Verificar se o sistema de controle do
nível interno do tanque de processo
está funcionando. O sistema externo
deve se movimentar alternadamente.
OBSERVAÇÃO: Não deve ser fechada a válvula da 
linha de descarga com o conjunto moto-bomba 
ligado. 
12.3.2 Procedimento do teste de eficiência de 
vazão 
(1) Antes de colocar o desgaseificador em
funcionamento, registrar o volume do
tanque de sucção;
(2) Ligar o desgaseificador e registrar o
volume succionado durante 30
segundos;
(3) Calcular a vazão real em GPM dividindo
o volume succionado pelo tempo;
(4) Eficiência (%) = vazão real dividida pela
vazão nominal multiplicado por 100.
OBSERVAÇÃO: A vazão real não deve ser menor 
que 600gpm para perfurar a fase de 12 ¼” se for 
a fase intermediária ou a fase dos objetivos. Para 
a fase de 8 ½” deve ser pelo menos 400 gpm. 
12.4 Teste do sistema de 
monitoramento de pressão do 
separador atmosférico de sonda 
marítima 
O sistema de monitoramento de pressão do selo 
hidráulico do separador atmosférico deve ser 
testado na mesma frequência de teste do 
sistema BOP a partir do teste de instalação. 
12.4.1 Monitoramento do selo hidráulico 
(1) Encher o tubo “U” ou “deep tube” com
água ou próprio fluido do poço;
(2) Registrar a pressão indicada no
manômetro da cabine do sondador;
(3) Conferir com o valor calculado;
(4) Abrir a válvula de dreno do selo
hidráulico e registrar a pressão em que
o sistema vai alarmar (deve ser em
torno de 80% da pressão hidrostática).
OBSERVAÇÃO: Manômetro do corpo do 
separador deve ser aferido semestralmente. 
12.5 Teste de funcionamento dos 
chokes 
Antes de cada início de um novo contrato, deve 
ser realizado um teste de funcionamento dos 
chokes, circulando com água com a bomba de 
lama da sonda na vazão reduzida de circulação 
de 4 bbm. 
(1) Abrir totalmente cada choke;
(2) Alinhar a bomba da sonda para o choke
a ser testado;
(3) Circular com água na vazão reduzida de
circulação igual a 4 bpm;
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(4) Registrar a perda de carga localizada no
choke (deve ser próximo de zero);
(5) Fechar o choke até ¼ da sua abertura
total;
(6) Registrar a perda de carga localizada no
choke;
(7) Fechar o choke até ½ da sua abertura
total;
(8) Registrar a perda de carga localizada no
choke;
(9) Fechar o choke até ¾” da sua abertura
total ou até atingir 50% da pressão de
trabalho;
(10) Registrar a perda de carga localizada no
choke;
(11) Circular com a vazão reduzida por 2h.
A figura abaixo mostra o resultado dos testes de 
funcionamento dos chokes feitos em um navio 
DP: 
12.6 Teste do sistema de detecção de 
kick da sonda 
Antes de cada início de poço deve ser testado o 
sistema de detecção de kick da sonda. 
Medidores de volume dos tanques e medidor 
diferencial da vazão de retorno. 
12.6.1 Procedimento para testar o sistema de 
detecção de ganho de volume 
 Ajustar o sistema de detecção para medir
ganho de até 10 bbl;
 Encher o tanque de manobras (trip tank);
 Alinhar o tanque de manobra para o sistema
de circulação da sonda;
 Ligar a bomba centrífuga do tanque de
manobras até retornar lama no sistema para
retirar o ar da linha de abastecimento;
 Registrar o volume do tanque de manobras;
 Ligar a bomba da sonda na vazão de
200gpm;
 Registrar o nível dinâmico do tanque ativo
(bbl);
 Ligar a bomba do tanque de manobras e
transferir 5bbl para o sistema;
 Aguardar o sistema acusar o ganho de 5bbl.
NOTAS: 
 Se o sistema não acusar este ganho em até
10 minutos, repetir o teste com incrementos
de volumes de 5bbl até que o sistema acuse
e registrar o volume total transferido;
 Caso o sistema de detecção de kick da sonda
não tenha acusado o ganho de 10bbl, deve
ser considerado como uma não
conformidade. Providenciar reparo.
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12.6.2 Procedimento para testar o medidor da 
variação de vazão de retorno 
 Ajustar o medidor para detectar o aumento
de 10% na vazão de retorno;
 Ligar a bomba na vazão de 200 gpm;
 Aumentar a vazão para 220gpm (10%);
 Verificar se o sistema acusa o aumento de
vazão de retorno. Se não acusar, aumentar
a vazão da bomba gradativamente até que o
sistema acuse o aumento de vazão;
 Registrar o valor da vazão de retorno
detectada pelo sistema. Se for maior que
240 gpm (20%), deve ser considerado como
não conformidade e deverá ser
providenciado reparo.
12.7 Teste de aferição dos sistemas de 
medição de volume 
 Transferir 10 bbl do trip tank para o sistema
ativo com o mesmo em circulação com
vazão de 200gpm e registrar os volumes dos
sistemas abaixo, os quais não devem
apresentar discrepância de mais de 10% em
relação ao trip tank.
o Tanque ativo (medida local);
o Instrumentação da cabine do
sondador;
o Mudlogging.
12.8 Teste do Diverter 
O Diverter deve ser submetido a testes de 
funcionamento e de circulação na instalação. 
 Durante os testes de função deve ser
verificado "in loco" o acionamento de cada
válvula;
 Deve ser efetuado teste de circulação com
água utilizando a booster line na vazão de
1000gpm pelas linhas de ventilação de BB e
BE;
 Se for necessário efetuar teste de
estanqueidade, a pressão de teste deve ser
limitada a 200psi conforme o API RP 64;
 Verificar a data de aferição dos sensores de
gases combustíveis e de gases tóxicos da
flowline, trip tank, gumble box e peneiras 
por ocasião do teste do diverter. 
12.9 Testes da Autoshear e EHBS 
12.9.1 Teste da autoshear 
A autoshear deve ser testada na superfície com 
o BOP na base de teste “test stump”, por ocasião
dos testes de superfície do sistema BOP
conforme os seguintes passos:
(1) Verificar se a gaveta cega-cisalhante
está aberta;
(2) Colocar a auto-shear na posição
“DISARM”;
(3) Destravar o conector do LMRP;
(4) Destravar os mini conectores das linhas
“kill line e choke line” ou retrair os
stabs;
(5) Retrair os stabs dos POD amarelo e POD 
azul;
(6) Colocar a auto-shear na posição “ARM”;
(7) Suspender o LMRP com o guindaste;
(8) Verificar se a gaveta cega-cisalhante
fechou;
(9) Reconectar o LMRP;
(10) Abrir a gaveta cega-cisalhante com um
POD e registrar o volume para abrir
(galonagem).
NOTA: 
 Os acumuladores da auto-shear devem ser
isolados do sistema de controle por check-
valve e dimensionados para cisalhar as 
mesmas colunas que devem ser cisalhadas 
pela gaveta cega-cisalhante;
 Os bancos de acumuladores da auto-shear e
do acústico podem operar interconectados
para aumentar o volume de fluido usável,
isolados por válvula de bloqueio, acionada
por ROV ou remotamente.
12.9.2 Teste do EHBS (Electro Hidráulic Back-
up System) 
O EHBS deve ser testado na superfície com o BOP 
na base de teste por ocasião dos testes de 
superfície do sistema BOP, pelo sistema de 
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controle do BOP a partir da cabine do sondador 
e a partir do escritório do toolpusher e 
desconectando o LMRP, conforme abaixo: 
a) Teste com o sistema de controle do BOP a
partir da cabine do sondador e a partir do
escritório do Toolpusher:
(1) Verificar se a gaveta cega-cisalhante
está aberta;
(2) Colocar o EHBS na posição “ARM”;
(3) Acionar o EHBS do painel de controle do
BOP;
(4) Verificar se a gaveta cega-cisalhante
fechou;
(5) Abrir a gaveta cega-cisalhante com um
POD e registrar o volume para abrir
(galonagem).
b) Teste desconectando o LMRP
(1) Verificar se a gaveta cega-cisalhante
está aberta;
(2) Colocar o EHBS na posição “DISARM”;
(3) Destravar o conector do LMRP;
(4) Destravar os mini-conectores das linhas
“kill line e choke line” ou retrair stabs;
(5) Retrair os stabs dos POD amarelo e POD 
azul;
(6) Colocar a auto-shear na posição “ARM”;
(7) Suspender o LMRP com o guindaste;
(8) Verificar se a gaveta cega-cisalhante
fechou;
(9) Reconectar o LMRP;
(10) Abrir a gaveta cega-cisalhante com um
POD e registrar o volume para abrir
(galonagem).
NOTA: 
 Os acumuladores do EHBS devem ser
isolados do sistema de controle por check-
valve e dimensionados para cisalhar as 
mesmas colunas que devem ser cisalhadas 
pela gaveta cega-cisalhante;
 Os bancos de acumuladores do EHBS e do
acústico podem operar interconectados
para aumentar o volume de fluido usável,
isolados por válvula de bloqueio, acionada
por ROV ou pelo sistema de controle do
BOP.
12.10 Teste do Sistema ROV x HOT-STAB 
12.10.1 Testes na superfície 
Com o BOP na superfície, devem ser testadas 
todas as funções do sistema back-up ROV x Hot-
Stab com registro dos volumes e tempos de 
acionamento das funções em planilha de teste e 
a pressão de teste em carta de pressão. 
12.10.2 Testes no fundo do mar 
No fundo do mar deve ser testado pelo menos o 
fechamento da gaveta cega-cisalhante do 
sistema back-up ROV x Hot-Stab com registro de 
volume e tempo de acionamento na planilha de 
testes do BOP. 
12.11 Testes e cuidados específicos de 
BOP de superfície 
12.11.1 Comentários sobre instalação e 
manutenção 
A falha de um equipamento pode ser devida a 
danos no transporte, instalação incorreta ou 
falta de manutenção adequada. Assim 
determinados cuidados são necessários para que 
eles sejam confiáveis. Deve-se, portanto, ter um 
plano de manutenção com base nas 
recomendações do fabricante. 
12.11.2 Cuidados com os flanges 
 Durante o transporte e armazenamento,
manter os flanges protegidos com madeira
para evitar que pancadas possam danificar a
sede do anel;
 Verificar a condição dos parafusos e porcas;
 Deve-se estabelecer uma rotina de
verificação do aperto dos parafusos,
durante a perfuração, que devido a vibração
do equipamento pode folgar;
 Não usar escova de aço para limpar a sede
dos anéis;
 Lubrificar as roscas dos parafusos e porcas a
serem utilizados na conexão dos flanges;
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 Não encher com graxa os furos para os
prisioneiros, isto resulta num torque
inexato;
 O aperto dos parafusos dos flanges deve ser
em forma diametralmente oposta.
12.11.3 Cuidados com os anéis 
 Nunca reutilizar anéis;
 Durante a armazenagem protegê-los contra
amassamento, arranhões;
 Os anéis novos no almoxarifado devem ser
guardados na posição horizontal, 
isoladamente e apoiados. Nunca 
pendurados para evitar ovalização; 
 Durante a instalação do equipamento limpar
os anéis observando qualquer ranhura ou
mossa nos mesmos e limpar as suas sedes,
certificando-se de que as mesmas estejam
isentas de graxa, óleo, areia e perfeitamente
secas.
12.11.4 Testes dos preventores 
Os equipamentos do sistema de segurança de 
cabeça de poço devem ser testados com a 
finalidade de assegurar perfeitas condições de 
funcionamento. Se esses testes indicarem 
qualquer irregularidade, por mínima que seja, as 
operações não devem prosseguir até que sejam 
sanadas todas as falhas existentes e os testes 
repetidos. 
12.11.4.1 Teste das funções 
Após a montagem do equipamento 
primeiramente deve-se testar as funções. Isto 
permite a correção de uma possível conexão 
incorreta das linhas de acionamento na 
montagem, assegurando um funcionamento 
confiável. 
Devido a este tipo de erro nas conexões das 
linhas pode ocorrer uma operação não 
condizente com a mensagem enviada, por 
exemplo, quando se aciona para fechar o BOP a 
linha de abrir é que fica pressurizada em vez da 
linha de fechamento. Este tipo de erro deve ser 
corrigido imediatamente e o teste das funções é 
o meio de se detectá-lo antecipadamente.
12.11.4.2 Teste de pressão 
a) Teste de baixa pressão: 250psi a 350psi;
b) Teste de alta pressão: conforme definido no
programa do poço.
12.11.4.3 Máxima pressão de trabalho 
Deve-se ter um registro da pressão de trabalho 
de todos os equipamentos do sistema de 
segurança de cabeça de poço. Isto é importante 
para se saber o limite de pressão permitida em 
caso de teste do equipamento e controle de kick. 
O elemento mais fraco é o que limita esta 
pressão. É necessário também saber determinar 
as áreas que estão sujeitas a alta e a baixa 
pressão durante o fechamento e as operações de 
bombeamento. 
12.11.4.4 Frequência dos testes 
A frequência com que serão realizados os testes 
é estabelecida na API STD 53, por equipamento. 
Após a realização de qualquer reparo ou 
substituição de componentes, o equipamento 
deve ser novamente testado. 
12.11.4.5 Fluido utilizado nos testes 
Todos os testes de vedação devem ser 
executados utilizando-se água ou água 
aditividade com óleo solúvel. Em operações de 
produção, o fluido utilizado pode ser o próprio 
fluido de completação. Quando o fluido de 
perfuração for à base óleo, utilizar o próprio 
como fluido de teste. 
12.11.4.6 Registro de teste 
Todos os testes devem ser registrados na folha 
de acompanhamento de testes. Devem também 
ser registrado no boletim do sondador e no 
boletim diário de perfuração. 
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12.11.4.7 Uso da ferramenta de teste 
Quando as pressões de teste forem superiores a 
80% da máxima resistência a pressão interna do 
revestimento ou quando da execução de teste 
em poço aberto o teste só deve ser realizado 
com o “test-plug”. O test plug, tampão de teste, 
tem rosca caixa pino a mesma da coluna de 
perfuração. Assenta numa cabeça de 
revestimento ou num carretel de revestimento 
se na cabeça já estiver ancorado um 
revestimento. As válvulas laterais da cabeça 
abaixo de onde estiver assentado devem ficar 
abertas para, caso haja vazamento, o 
revestimento ou poço aberto não seja 
pressurizado. 
Com ele testa-se a cega, as gavetas, BOP anular 
e válvulas da coluna e kelly, mas não se testa a 
rosca ou solda da cabeça. Fig.12-1 
FIGURA 12-1 TEST PLUG 
Além do test plug, existe o cup test é um 
equipamento que não assenta em nenhum 
elemento do cabeçal. Posicionado na coluna de 
perfuração, ficando logo abaixo da rosca ou solda 
da cabeça de revestimento. Com a injeção de 
fluído, pelo anular, após o fechamento do BOP, a 
borracha se expandecolando no revestimento. A 
coluna está presa com o elevador, assim à 
medida em que aumenta a pressão de teste a 
coluna será submetida a um maior esforço de 
tração e por essa razão a coluna de 
assentamento e teste do cup-test deve estar 
com seu interior VENTILADO PARA A 
ATMOSFERA. Algumas empresas têm restrição 
ao uso do cup-test e com este equipamento não 
se consegue testar a gaveta cega. Fig.12-2 
FIGURA 12-2 CUP TEST 
12.11.5 Unidade de teste 
Deve ser utilizada uma unidade de pressurização 
que seja capaz de atingir as pressões 
programadas deslocando pequenos volumes de 
fluido. 
12.11.6 Aspectos a serem observados antes da 
realização do teste 
 Existência da bucha de desgaste (bowl
protector);
 Sequência do teste;
 Disponibilidade de ferramentas e materiais
e equipamentos necessários para evitar
perda de tempo;
 Circulação das linhas com água para
limpeza, adotando uma sequência tal que
permita o sistema fique todo cheio de água;
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 Tipo, dimensões, pressão de trabalho e
disposição dos equipamentos.
12.11.7 Segurança do pessoal 
Todas as pessoas que não estiverem 
participando diretamente dos testes devem 
permanecer afastadas dos equipamentos, com a 
finalidade de facilitar a observação, avaliação e 
evitar riscos de acidentes pessoais devido as altas 
pressões. Não permitir a presença de qualquer 
pessoa da sonda junto a “boca do poço”, área do 
E.S.C.P ou próximo das linhas pressurizadas. 
12.11.8 Manômetros 
A observação da pressão de teste deve ser feita 
sempre baseada em dois manômetros para 
checagem da aferição. Devem apresentar 
sensibilidade de 100 psi. 
12.11.9 Alívio de pressão 
Deve ser feito por um estrangulador ajustável 
evitando-se assim o “corte” de válvulas. 
12.11.10 Outros procedimentos gerais 
 Circular água pelo sistema para sua limpeza
e encher todas as linhas. Sempre que
desassentar o tampão de teste encher
novamente o sistema.
 Começar os testes pelas válvulas mais
afastadas para manter o sistema sempre
cheio de água.
 Despressurizar o sistema sempre pela
válvula de descarga da unidade de teste.
 Pressurizar com a pressão indicada no
programa do poço. Lembrar que podem
existir válvulas ligadas à câmara de expansão 
com pressão de trabalho inferior à pressão 
de teste. 
 Abrir a válvula do componente onde foi
assentado o tampão de teste, em função da
fase do poço que está sendo perfurada.
12.11.11 Testes da Unidade Hidráulica de 
acionamento do BOP 
12.11.11.1 Teste de pré-carga dos acumuladores 
 Proceder como descrito na instalação e
operação da unidade acumuladora /
acionadora, recomendado no manual de
teste.
12.11.11.2 Teste da capacidade das bombas 
hidráulicas 
(1) Isolar as garrafas do restante do
conjunto e descarregar a pressão do
manifold;
(2) Para o teste da bomba hidráulica de
acionamento elétrico, isole a bomba
hidráulica de acionamento pneumático
e vice-versa;
(3) Em cada caso, acionar,
simultaneamente, a válvula 4 vias de
controle de preventor anular para a
posição de fechar e a da HCR para a
posição de abrir;
(4) Registrar o tempo requerido para
concluir a operação de fechar o
preventor anular, abrir a HCR e
acumular 1200 psi de pressão no
manifold de conjunto de válvulas de
controle (200 psi acima da pressão de
pré-carga dos acumuladores). Limitar o
teste a um tempo máximo de 2 minutos
e registrar a pressão acumulada;
(5) Resultado necessário: Fechar o
preventor anular abrir a HCR e acumular
1200 psi em até 2 minutos.
12.11.11.3 Teste dos acumuladores 
(1) Desligar as bombas hidráulicas da
unidade;
(2) Registrar a pressão inicial da unidade;
(3) Posicionar um tubo de perfuração no
interior do preventor anular e do
preventor de gaveta vazada;
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(4) Acionar simultaneamente, a válvula 4 
vias de controle de um preventor de
gaveta vazada e do preventor anular
para a posição de fechar e da HCR para
a posição de abrir;
(5) Registrar a pressão final da unidade;
(6) Resultado necessário: A pressão final
mínima deverá ser de 1200 psi (200 psi
acima da pressão de pré-carga dos
acumuladores), e o tempo de
fechamento dos componentes 
acionados, menos de que 30 segundos.
12.11.12 Painel Remoto de Controle do BOP 
(Painel do Sondador) 
Deve-se realizar, semanalmente, um teste de 
acionamento de todos os elementos 
componentes do conjunto do cabeçal, 
acionando-os dessa unidade para tanto basta 
verificar o movimento das alavancas das válvulas 
4 vias da unidade acumuladora/acionadora, 
tendo-se o cuidado de antes despressurizá-las e 
isolar as bombas e os acumuladores. 
12.11.13 Teste da vedação do engaxetamento do 
carretel de ancoragem 
No flange inferior do carretel de ancoragem tem 
um furo e um parafuso, cujo furo é utilizado para 
testar a vedação da cunha, o anel e Pack off da 
vedação secundaria de fora para dentro. O teste 
da vedação secundaria de dentro para fora será 
feito na ocasião do teste do revestimento, para 
se assegurar o correto isolamento dos flanges 
inferiores de pressões superiores à pressão de 
trabalho dos mesmos. Quando se for efetuar o 
teste pelo furo no flange inferior do carretel uma 
das válvulas abaixo do isolamento da cunha deve 
permanecer aberta. Quando se fizer o teste do 
revestimento o parafuso do furo no flange 
inferior do carretel deve estar removido para se 
constatar a vedação do Pack off. Fig.12-3 
FIGURA 12-3 104: TESTE DO PACK OFF 
Os separadores de gás podem ser testados para 
verificação de vazamento, com baixa pressão. Se 
o Bernardão possuir válvula na saída para o
tanque da peneira, fecha-se esta válvula e a linha
de retorno de gás e testa-se. Com isto se checa
se há algum vazamento no corpo do separador.
12.12 Sentido da Pressão de Teste ou 
Sentido Útil de Bloqueio 
No planejamento do teste de um sistema BOP 
antes da elaboração da sequência de passos dos 
testes, deve ser procedida a análise para 
definição do sentido da pressão de teste em 
função do sentido útil de bloqueio de cada 
componente do sistema.
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12.12.1 BOP de Superfície com Sentido da Pressão de Teste 
12.12.2 Sistema BOP Submarino com Sentido da Pressão de Teste 
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BIBLIOGRAFIA 
1. Projetos de Poços de Petróleo – Geopressões e Assentamento de coluna de revestimento – Luiz
Alberto Santo Rocha, Cecília Toledo de Azevedo, 2008.
2. II Encontro técnico de poços HPHT - Históricos de falsos kicks na Petrobras em 2007 identificados e
combatidos com aplicação do procedimento SGP - Francisco Stênio Bezerra Martins.
3. Análise dos Kicks Reportados 2002/2003 - Luiz Alberto Santo Rocha, Cecília Toledo de Azevedo.
4. Engenharia de Reservatórios de Petróleo - Adalberto José Rosa, Renato de Souza Carvalho, José
Augusto Daniel Xavier, 2006.
5. PETROBRASDPPS (Programa de Segurança em Posicionamento Dinâmico)
6. Projetos de Poços de Petróleo. Autores: Luiz Alberto Santos Rocha e Cecília Toledo de Azevedo
7. Norma Petrobras de Controle de Poço N-2755
8. Norma Petrobras de Segurança no Projeto de Poços Marítimos N-2752
9. Norma Petrobras de Segurança na Perfuração de Poços Marítimos N-2768
10. Portaria de Abandono de Poço ANP-25
11. “Considerações Sobre Segurança de Poço Durante a Perfuração de Poços Delgados”; Santos, O.L.A.; II
SEP; 19-23 de outubro de 1998; Rio, Brasil
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ANEXOS 
TABELA 2 - TESTE DE PRESSÃO, SISTEMAS DE BOP DE SUPERFÍCIE, TESTES INICIAIS 
COMPONENTE A SER 
TESTADO 
TESTE DE PRESSÃO - BAIXA PRESSÃO a psi 
(MPa) 
TESTE DE PRESSÃO - ALTA PRESSÃO b c 
psi (Mpa) 
PREVENTOR ANULAR 250 a 350 (1,72 a 2,41) 
Menor valor entre 70% da RWP (Pressão de Trabalho) do anular, RWP da 
cabeça de poço ou pressão de teste do preventor de gaveta. 
Câmaras de operação Não aplicável. Máxima pressão de operação recomendada pelo fabricante do BOP anular. 
PREVENTORES DE GAVETA 
Gaveta de tubos de 
diâmetro fixo 
250 a 350 (1,72 a 2,41) 
RWP (Pressão de Trabalho) dos BOPs de gaveta ou RWP do sistema de cabeça 
de poço, o que for menor. 
Gaveta de tubos de 
diâmetro variável 
Gaveta cega / cega-
cisalhante 
Câmara de operação Não aplicável. Máxima pressão de operação recomendada pelo fabricante do BOP de gaveta. 
LINHAS DE CHOKE E KILL E 
VÁLVULAS 
250 a 350 (1,72 a 2,41) 
RWP (Pressão de Trabalho) dos BOPs de gaveta ou RWP do sistema de cabeça 
de poço, o que for menor. 
Câmara de operação Não aplicável. Máxima pressão de operação recomendada pelo fabricante da válvula. 
CHOKE MANIFOLD 
A montante (upstream) 
do(s) choke(s) 
250 a 350 (1,72 a 2,41) 
RWP (Pressão de Trabalho) dos BOPs de gaveta, RWP do sistema de cabeça de 
poço ou RWP da entrada do(s) choke(s), o que for menor. 
A jusante (downstream) 
do(s) choke(s) 
250 a 350 (1,72 a 2,41) 
RWP (Pressão de Trabalho) da saída do(s) choke(s), válvula(s) ou linha(s), o que 
for menor. 
Chokes ajustáveis 
Somente teste de função; verificação do 
sistema backup. 
SISTEMA DE CONTROLE DO 
BOP 
Manifold e linhas do BOP Não aplicável. Máxima pressão de operação do sistema de controle. 
Pressão do acumulador Verificar a pré-carga. Não aplicável. 
Tempo de fechamento 
Teste de função. Não aplicável. Capacidade da bomba 
Painéis de controle 
VÁLVULAS DE SEGURANÇA 
Kelly, válvulas do kelly e 
válvulas de segurança 
(DPSV, I-BOP, Inside 
BOP) 
250 a 350 (1,72 a 2,41) RWP (Pressão de Trabalho) dos componentes. 
EQUIPAMENTOS AUXILIARES 
Separador atmosférico 
(MGS) d 
Em conformidade com o equipamento. Teste de vazão. 
Trip tank, 
instrumentação de 
detecção de kick, etc. 
Verificação visual e manual. Teste de vazão. 
a O teste de baixa pressão deve permanecer estável por, pelo menos, 5 minutos sem vazamentos visíveis. O teste de vazão (flow-type test) deve ter duração 
suficiente para possibilitar a detecção de vazamentos significativos. 
b O teste de alta pressão deve permanecer estável por, pelo menos, 5 minutos sem vazamentos visíveis. 
c Equipamentos de controle de poço podem ter uma pressão de trabalho maior do que aquela requerida para o poço a ser perfurado. Nestas situações, os 
requisitos de testes para o poço a ser perfurado devem ser utilizados. 
d O separador atmosférico requer um teste hidrostático único durante a fabricação ou após a instalação. A subsequente soldagem no vaso do separador 
atmosférico exigirá a realização de um teste hidrostático adicional. 
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TABELA 3 - TESTE DE PRESSÃO, SISTEMAS DE BOP DE SUPERFÍCIE, TESTES SUBSEQUENTES 
COMPONENTE A SER 
TESTADO 
TESTE DE PRESSÃO - BAIXA PRESSÃO a psi 
(MPa) 
TESTE DE PRESSÃO - ALTA PRESSÃO b c 
psi (Mpa) 
PREVENTOR ANULAR 250 a 350 (1,72 a 2,41) 
Menor valor entre a MASP (Pressão Máxima Prevista na Superfície) para 
a seção do poço e 70% da RWP (Pressão de Trabalho) do anular. 
PREVENTORES DE GAVETA 
Gaveta de tubos de 
diâmetro fixo 
250 a 350 (1,72 a 2,41) MASP (Pressão Máxima Prevista na Superfície) da seção do poço. 
Gaveta de tubos de 
diâmetro variável 
Gaveta cega / cega-
cisalhante 
Gaveta super-
cisalhante 
Linhas de choke e kill e 
válvulas 
CHOKE MANIFOLD 
A montante 
(upstream) do(s) 
choke(s) 
250 a 350 (1,72 a 2,41) O mesmo que o do preventor de gaveta. 
A jusante 
(downstream) do(s) 
choke(s) 
250 a 350 (1,72 a 2,41) 
RWP (Pressão de Trabalho) da(s) saída(s) do(s) choke(s), válvula(s) ou 
linha(s), o que for menor. 
Chokes ajustáveis Somente teste de função. Verificação do sistema de controle backup. 
SISTEMA DE CONTROLE DO 
BOP 
Manifold e linhas do 
BOP 
Teste de função em conformidade com o 
programa de Manutenção Preventiva (PM) 
do proprietário do equipamento. Em conformidade com o programa de Manutenção Preventiva (PM) do 
proprietário do equipamento. 
Pressão do 
acumulador 
Tempo de fechamento 
Verificar a funcionalidade dos sistemas de 
backup. 
Capacidade da bomba 
Painéis de controle 
VÁLVULAS DE SEGURANÇA 
Kelly, válvulas do kelly 
e válvulas de 
segurança (DPSV, I-
BOP, Inside BOP) 
250 a 350 (1,72 a 2,41) MASP (Pressão Máxima Prevista na Superfície) da seção do poço. 
EQUIPAMENTOS 
AUXILIARES 
Separador atmosférico 
(MGS) d 
Teste de vazão opcional. Não aplicável. 
Trip tank, 
instrumentação de 
detecção de kick, etc. 
Verificação visual e manual. Diariamente. 
a O teste de baixa pressão deve permanecer estável por, pelo menos, 5 minutos sem vazamentos visíveis. O teste de vazão (flow-type test) deve 
ter duração suficiente para possibilitar a detecção de vazamentos significativos. 
b O teste de alta pressão deve permanecer estável por, pelo menos, 5 minutos sem vazamentos visíveis. 
c Equipamentos de controle de poço podem ter uma pressão de trabalho maior do que aquela requerida para o poço a ser perfurado. Nestas 
situações, os requisitos de testes para o poço a ser perfurado devem ser utilizados. 
d O separador atmosférico (MGS) requer um teste hidrostático único durante a fabricação ou após a instalação. A subsequente soldagem no vaso 
do separador atmosférico exigirá a realização de um teste hidrostático adicional. 
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TABELA 6 - TESTES DE SUPERFÍCIE DOS SISTEMAS SECUNDÁRIOS, DE EMERGÊNCIA E DE OUTROS SISTEMAS 
TIPO DE SISTEMA 
TESTE DOS SISTEMAS SECUNDÁRIOS 
CRITÉRIO DE ACEITAÇÃO FUNÇÃO TESTADA DOS 
COMPONENTES 
FREQUÊNCIA 
Acústico 
Todas as funções associadas. 
Antes da descida do BOP; todos os 
componentes associados respondem. 
Para segurança do poço. Antes da descida do BOP. Em 90 segundos ou menos. c 
ROV - funções críticas 
(fechamento da gaveta 
cisalhante, fechamento da 
gaveta de tubos e desbloqueio / 
destravamento do LMRP) 
Todas as funções críticas do ROV. Antes da descida do BOP. 
Gavetas em 45 segundos ou 
menos, conector(es) em 45 
segundos ou menos. c 
TESTE DOS SISTEMAS DE EMERGÊNCIA 
Teste do circuito do Deadman 
(EHBS ou equivalente) a d 
Todos os componentes associados. 
Antes da descida do BOP; todos os 
componentes associados respondem. 
Testados por meio da interrupçãoda 
força elétrica e do suprimento 
hidráulico. 
Componentes para segurança do 
poço. 
Antes da descida do BOP. Em 90 segundos ou menos. c 
Teste do circuito do autoshear 
(ou equivalente) a d 
Todos os componentes associados. 
Antes da descida do BOP; todos os 
componentes associados respondem. 
Para segurança do poço. 
Antes da descida do BOP. Testados 
por meio da ativação da autoshear, 
onde aplicável (desconexão do 
LMRP). 
Em 90 segundos ou menos. c 
Sequência de desconexão de 
emergência 
Todos os componentes associados. Antes da descida do BOP. Em 90 segundos ou menos. c 
a Garantir a segurança do poço compreende o fechamento de gavetas, válvulas e travas, não incluindo desconexões e outras funções que podem 
ser, subsequentemente, empregas depois que o poço estiver em segurança. 
b EDS (Sequência de Desconexão de Emergência) não requerida para sondas ancorados. 
c O tempo mínimo requerido para colocar o poço em segurança não compreende o tempo requerido para o acionamento de funções depois que 
o poço estiver em segurança. 
d O fluido de acionamento pode ser fornecido a partir dos acumuladores de superfície ou de uma fonte alternativa.
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TABELA 7 - TESTES SUBMARINOS DOS SISTEMAS SECUNDÁRIOS, DE EMERGÊNCIA E DE OUTROS SISTEMAS 
TIPO DE SISTEMA 
TIPO DE SISTEMA 
CRITÉRIO DE ACEITAÇÃO FUNÇÃO TESTADA DOS 
COMPONENTES 
FREQUÊNCIA 
Acústico 
Comunicações. Não exceder 21 dias entre os testes. Não aplicável. 
Uma das funções. 
Uma vez durante o teste submarino 
inicial do BOP. 
Não aplicável. 
ROV - funções críticas 
(fechamento da gaveta 
cisalhante, fechamento da 
gaveta de tubos e desbloqueio / 
destravamento do LMRP) 
Uma gaveta cega-cisalhante ou uma 
gaveta de tubos de diâmetro fixo. 
Uma vez por ano. Em 45 segundos ou menos. c 
Conector do LMRP. 
Não requerido - considerar o 
funcionamento durante desconexão 
de emergência, reparo, manutenção 
e final de poço ou programa. 
Em 45 segundos ou menos. c 
TESTE DOS SISTEMAS DE EMERGÊNCIA 
Deadman (EHBS ou equivalente) 
a Todos os componentes associados. 
Comissionamento ou no prazo de 5 
anos, a contar do teste anterior. d 
Testado por meio da interrupção do 
controle e do suprimento hidráulico 
do dispositivo de ativação. 
Em 90 segundos ou menos. c 
Autoshear (ou equivalente) a Todos os componentes associados. 
Comissionamento ou no prazo de 5 
anos, a contar do teste anterior. 
Testados por meio da ativação da 
autoshear, onde aplicável 
(desconexão do LMRP). 
Em 90 segundos ou menos. c 
Sequência de desconexão de 
emergência 
Todos os componentes associados. 
Comissionamento ou no prazo de 5 
anos, a contar do teste anterior. 
Em 90 segundos ou menos. c 
Acumuladores de emergência 
dedicados 
Volume do acumulador. 
Na instalação inicial e, 
subsequentemente, a cada 6 meses. 
Ver item 7.6.8.3 do API STD 53. 
a Incapaz de verificar critérios quando instalado subsea em alguns sistemas. 
b EDS (Sequência de Desconexão de Emergência) não requerida para sondas ancoradas. 
c O tempo mínimo requerido para colocar o poço em segurança não compreende o tempo requerido para o acionamento de funções depois que 
o poço estiver em segurança. 
d Teste de capacidade (drawdown test) deve ser realizado em conformidade com o item 7.6.8.3 para verificar a capacidade do acumulador 
disponível no stack. 
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TABELA 8 - OUTROS TESTES DE SISTEMA 
TIPO DE SISTEMA TIPO DE TESTE FREQUÊNCIA CRITÉRIOS DE ACEITAÇÃO 
Riser recoil system 
Teste do riser recoil system com BOP 
instalado. a 
Um teste do riser recoil system 
durante o comissionamento, por 
meio de aprovação da sonda (como 
por acordo contratual), alteração no 
projeto do sistema ou alterações de 
software para o riser recoil system. 
Em 120 segundos ou menos. C 
Teste de função simulado em 
superfície. b 
Anualmente. Em 120 segundos ou menos. C 
a O teste deve ser realizado com o BOP instalado em subsea (não realizar acima ou próximo à infraestrutra de produção subsea). 
b Um teste simulado não requer a instalação do BOP. 
c O tempo mínimo requerido para colocar o poço em segurança não compreende o tempo requerido para o acionamento de funções depois que 
o poço estiver em segurança. 
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TABELA 9 - TESTE DE PRESSÃO, PLATAFORMAS FLUTUANTES COM BOP STACK SUBMARINO, TESTES DE PRÉ-IMPLANTAÇÃO 
COMPONENTE A SER 
TESTADO 
TESTE DE PRESSÃO - BAIXA PRESSÃO a psi 
(MPa) 
TESTE DE PRESSÃO - ALTA PRESSÃO b c 
psi (Mpa) 
PREVENTOR ANULAR 250 a 350 (1,72 a 2,41) Mínimo de 70% da RWP (Pressão de Trabalho) do anular. 
PREVENTORES DE GAVETA 
Gaveta de tubos de 
diâmetro fixo / variável 
250 a 350 (1,72 a 2,41) 
RWP (Pressão de Trabalho) dos preventores de gaveta ou do sistema de 
cabeça de poço, o que for menor. 
Gaveta cega / cega-
cisalhante 
250 a 350 (1,72 a 2,41) 
RWP (Pressão de Trabalho) dos preventores de gaveta ou do sistema de 
cabeça de poço, o que for menor. 
Gaveta super-
cisalhante 
Teste de função. Não aplicável. 
CONECTORES 
HIDRÁULICOS 
250 a 350 (1,72 a 2,41) 
RWP (Pressão de Trabalho) do equipamento acima do conector ou do 
sistema de cabeça de poço, o que for menor. 
LINHAS DE CHOKE, KILL E 
DRENAGEM DE GÁS (GAS 
BLEED LINE) E VÁLVULAS 
250 a 350 (1,72 a 2,41) 
RWP (Pressão de Trabalho) dos preventores de gaveta ou do sistema de 
cabeça de poço, o que for menor. 
SISTEMA DE CONTROLE DO 
BOP 
Manifold e linhas do 
BOP 
Não aplicável. Pressão de operação do sistema de controle. 
Pressão do 
acumulador 
Verificar a pré-carga. 
Não aplicável. Tempo de fechamento 
Teste de função. Capacidade da bomba 
Painéis de controle 
SISTEMAS SECUNDÁRIOS E 
DE EMERGÊNCIA 
Ver as Tabelas 6 e 8. Ver as Tabelas 6 e 8. 
Testes e inspeções de pré-implantação devem ser realizados em conformidade com o programa de manutenção preventiva (PM) do proprietário do 
equipamento. 
a O teste de baixa pressão deve permanecer estável por, pelo menos, 5 minutos sem vazamentos visíveis. 
b O teste de alta pressão deve permanecer estável por, pelo menos, 5 minutos sem vazamentos visíveis. 
c Equipamentos de controle de poço podem ter uma pressão de trabalho maior do que aquela requerida para o poço a ser perfurado. Nestas 
situações, os requisitos de testes para o poço a ser perfurado devem ser utilizados. 
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TABELA 10 - TESTE DE PRESSÃO, PLATAFORMAS FLUTUANTES COM BOP STACK SUBMARINO, TESTES SUBMARINOS 
COMPONENTE A SER 
TESTADO 
TESTE DE PRESSÃO - BAIXA PRESSÃO a psi 
(MPa) 
TESTE DE PRESSÃO - ALTA PRESSÃO b c 
psi (Mpa) 
PREVENTOR ANULAR, 
LINHA DE DRENAGEM DE 
GÁS (GAS BLEED LINE) E 
VÁLVULAS e 
250 a 350 (1,72 a 2,41) 
Mínimo da MAWHP (Valor Máximo Previsto de Pressão na Cabeça de 
Poço) para a seção do poço ou 70% da RWP (Pressão de Trabalho) do 
anular, o que for menor. 
PREVENTORES DE GAVETA 
Gaveta de tubos dediâmetro fixo / variável 
250 a 350 (1,72 a 2,41) 
Teste de pressão inicial, após assentamento do BOP, a pressão de teste 
será a MAWHP (Valor Máximo Previsto de Pressão na Cabeça de Poço) 
para o programa de poço para o stack instalado. Testes subsequentes, 
pressão testada para a MAWHP para a seção do poço seguinte. 
Gaveta cega-
cisalhante e aquelas 
válvulas 
imediatamente abaixo 
das gavetas 
cisalhantes e acima da 
gaveta de tubos de 
diâmetro fixo superior. 
250 a 350 (1,72 a 2,41) 
Pressão testada em pontos do revestimento para o teste de pressão do 
revestimento. 
Intervalo entre os testes de função não deve exceder 21 dias. 
GAVETAS SUPER-
CISALHANTES 
Somente teste de função. Intervalo entre os testes de função não deve exceder 21 dias. 
CONECTOR DA CABEÇA DE 
POÇO OU O CONECTOR DO 
STACK 
250 a 350 (1,72 a 2,41) 
Teste de pressão inicial, após assentamento do BOP, a pressão de teste 
será a MAWHP (Valor Máximo Previsto de Pressão na Cabeça de Poço) 
para o programa de poço. 
Testes subsequentes, pressão testada para o teste de pressão do 
revestimento. 
LINHAS DE CHOKE, KILL E 
DRENAGEM DE GÁS (GAS 
BLEED LINE) E VÁLVULAS 
250 a 350 (1,72 a 2,41) 
Teste de pressão inicial, após assentamento do BOP, a pressão de teste 
será a MAWHP (Valor Máximo Previsto de Pressão na Cabeça de Poço) 
para o programa de poço. Testes subsequentes, pressão testada para a 
MAWHP para a seção do poço seguinte. 
LINHA DE KILL E VÁLVULAS 
ABAIXO DE UMA GAVETA 
DE TESTES 
250 a 350 (1,72 a 2,41) O mesmo que o do preventor de gaveta. 
CHOKE MANIFOLD 
A montante 
(upstream) do(s) 
choke(s) 
250 a 350 (1,72 a 2,41) O mesmo que o do preventor de gaveta. 
A jusante 
(downstream) do(s) 
choke(s) 
250 a 350 (1,72 a 2,41) RWP da saída do(s) choke(s), válvula(s) ou linha(s), o que for menor. 
Chokes ajustáveis Somente teste de função. Verificação do sistema de controle backup. 
SISTEMA DE CONTROLE DO 
BOP 
Opcional. 
Manifold e linhas do 
BOP 
Não aplicável. Não aplicável. 
Pressão do 
acumulador 
Não aplicável. Não aplicável. 
Tempo de fechamento Teste de função. Não aplicável. 
Painéis de controle Teste de função. Não aplicável. 
VÁLVULAS DE SEGURANÇA 
Kelly, válvulas do kelly, 
válvulas de segurança 
da coluna de 
perfuração, IBOPs, etc. 
250 a 350 (1,72 a 2,41) 
O mesmo que o do preventor de gaveta. 
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TABELA 10 - TESTE DE PRESSÃO, PLATAFORMAS FLUTUANTES COM BOP STACK SUBMARINO, TESTES SUBMARINOS (CONTINUAÇÃO) 
EQUIPAMENTOS 
AUXILIARES 
Não aplicável. 
Não aplicável. 
Junta telescópica do riser Teste de vazão. 
Separador atmosférico 
(MGS) d 
Opcional. 
Trip tank, 
instrumentação de 
detecção de kick, etc 
Teste de vazão. 
Sistemas de 
emergência e 
secundários 
Ver as Tabelas 7 e 8. Ver as Tabelas 7 e 8. 
Testes subsea devem ser realizados após a instalação inicial, em intervalos que não excedam 21 dias (para teste de poço) e/ou em conformida de 
como programa de manutenção preventiva (PM) do proprietário. 
a O teste de baixa pressão deve permanecer estável por, pelo menos, 5 minutos. 
b O teste de alta pressão deve permanecer estável por, pelo menos, 5 minutos. O teste de vazão (flow-type test) deve ter duração suficiente para 
possibilitar a detecção de vazamentos significativos. 
c Equipamentos de controle de poço podem ter uma pressão de trabalho maior do que aquela requerida para o poço a ser perfurado. Nestas 
situações, os requisitos de testes para o poço a ser perfurado devem ser utilizados. 
d O separador atmosférico (MGS) requer um teste hidrostático único durante a fabricação ou após a instalação. A subsequente soldagem no vaso 
do separador atmosférico exigirá a realização de um teste hidrostático adicional. 
e As válvulas de drenagem (bleed valves) devem ser testadas com a pressão do anular no lado do poço e com a MAWHP (Valor Máximo Previsto 
de Pressão na Cabeça de Poço) no lado das linhas de choke / kill.