1 Manual Well Control SWC

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Manual de 
Controle de 
Poços 
 
 
 
 
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Elaborado por: 
Rodrigo Ribeiro Fraga – Diretor e Engenheiro de Operações 
Maurício Monteiro Souza – Engenheiro de Petróleo 
 
 
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Sobre a SWC 
 
Fundada em 2006, a SWC é uma companhia brasileira fornecedora de serviços, 
consultoria, treinamento e suprimentos relacionados à segurança de poço na 
indústria de petróleo. Ofertamos à indústria de petróleo da América Latina uma 
completa gama de soluções para um melhor desempenho em Well Control, 
treinamentos acreditados pela IADC – International Association of Drilling 
Contrators e serviços para operadoras de campos maduros no Brasil. 
Com sua base principal localizada na cidade de Catu no estado da Bahia e com 
centros de treinamento permanentes localizados na Bahia, Sergipe e Rio Grande 
do Norte, a SWC busca incessantemente elaborar e apresentar serviços, 
produtos e suprimentos que busque atender às exigências de produtividade, 
performance e economia de nossos clientes. 
 
 
 
 
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Sumário 
1. Conhecimentos Básicos ............................................................................ 13 
1.1. Fundamentos de Perfuração ............................................................... 13 
1.1.1. Fases da Perfuração ........................................................................ 13 
1.1.2. Classificação de Poços .................................................................... 16 
1.1.2.1. Finalidade ..................................................................................... 16 
1.1.2.2. Percurso do Poço ......................................................................... 17 
1.2. Completação ....................................................................................... 19 
1.3. Intervenção em Poços ......................................................................... 20 
2. Conceitos de Controle de Poço ................................................................. 24 
2.1. Pressão Hidrostática e Gradiente de Pressão .................................... 24 
2.2. Porosidade e Permeabilidade ............................................................. 25 
2.3. Pressão da Formação ......................................................................... 27 
2.4. Pressão de fratura ............................................................................... 28 
2.5. Conceito do tubo em U ........................................................................ 28 
2.6. Teste de Integridade da Formação e Teste de Absorção (Leak-off test - 
LOT) 29 
2.7. Pressões de Circulação e ECD (Densidade Equivalente de Circulação)
 30 
2.8. BHP – Pressão do Fundo do Poço ..................................................... 33 
2.9. MASP – Pressão máxima esperada na superfície .............................. 33 
2.10. MAASP – Pressão máxima esperada no anular na superfície ......... 33 
3. Fluidos de Perfuração e Completação ....................................................... 36 
3.1. Fluidos de Perfuração ......................................................................... 36 
3.1.1. Funções ........................................................................................... 37 
3.1.2. Tipos de Fluidos ............................................................................... 37 
3.1.3. Fluidos a base água ......................................................................... 38 
3.1.4. Fluidos a base óleo .......................................................................... 39 
3.1.5. Fluidos a base ar ............................................................................. 39 
3.1.6. Propriedades do fluido de perfuração .............................................. 40 
3.1.6.1. Densidade .................................................................................... 40 
3.1.6.2. Viscosidade .................................................................................. 40 
3.1.6.3. Ponto de Rendimento (Yield) ........................................................ 41 
3.1.6.4. Força-gel ...................................................................................... 41 
3.1.6.5. Solubilidade .................................................................................. 41 
 
 
5 
 
3.1.6.6. Teor de sólidos ............................................................................. 41 
3.1.6.7. Parâmetros de filtração ................................................................. 42 
3.1.7. Aditivos ............................................................................................ 42 
3.2. Fluidos de Completação ...................................................................... 44 
3.2.1. Funções ........................................................................................... 45 
3.2.2. Propriedades .................................................................................... 45 
3.2.3. Tipos de fluidos ................................................................................ 45 
3.2.4. Fluidos a base água ......................................................................... 46 
3.2.5. Fluidos a base óleo .......................................................................... 48 
3.2.6. Packer Fluid ..................................................................................... 49 
3.2.7. Aditivos ............................................................................................ 50 
4. Conceitos Básicos em Integridade de Poços e Barreiras de Segurança ... 55 
4.1. Conceitos Básicos ............................................................................... 56 
4.1.1. Integridade de Poços ....................................................................... 56 
4.1.2. Sistema de Gerenciamento da Integridade de Poços ...................... 56 
4.1.3. Conjunto Solidário de Barreiras ....................................................... 57 
4.1.4. Diagramas Esquemáticos de Barreiras ............................................ 58 
5. Comportamento do Fluido Invasor ............................................................. 61 
5.1. Kick de Gás com o Poço Fechado ...................................................... 61 
5.2. Kick de Gás com o Poço Aberto ......................................................... 62 
5.3. Tolerância ao Kick ............................................................................... 63 
6. Causas de Kicks ........................................................................................ 67 
6.1. Falta de Ataque ao Poço – preenchimento inadequado do poço ........ 67 
6.2. Perda de Circulação ............................................................................ 69 
6.3. Pistoneio ............................................................................................. 70 
6.4. Peso de Fluido Insuficiente ................................................................. 71 
6.5. Formações com Pressão Anormalmente Alta ..................................... 72 
6.6. Redução da Massa Específica do Fluido ............................................ 72 
6.7. Corte do Fluido de Perfuração ............................................................ 73 
6.8. Gás nos Cascalhos ............................................................................. 73 
6.9. Outras Fontes de Gás no Fluido ......................................................... 75 
6.10. Problemas na Cimentação ............................................................... 75 
6.11. Outras Causas de Kick .................................................................... 76 
7. Gestão de Riscos – Atribuição de Funções e Responsabilidades ............. 78 
7.1. Preparação de Controle de Poço ........................................................ 78 
 
 
6 
 
7.2. Funções e Responsabilidades ............................................................79 
7.3. Documento de Interface (Bridging Document) .................................... 80 
7.4. Atribuições da equipe .......................................................................... 81 
7.5. Exercícios de Controle de Poço (Well Control Drills) .......................... 82 
7.5.1. Choke drill ........................................................................................ 83 
7.5.2. Pit Drill.............................................................................................. 84 
8. Sinais de Advertência de Pressões Anormais – Indícios de Kick .............. 86 
8.1. Indicadores da Perfuração .................................................................. 86 
8.2. Durante a Perfuração .......................................................................... 90 
8.3. Durante a Manobra ............................................................................. 91 
8.4. Durante a Perda de Circulação ........................................................... 92 
8.5. Importância da Rápida Detecção de um Kick ..................................... 92 
8.6. Falsos Indicadores .............................................................................. 92 
8.7. Dimensionamento do BOP .................................................................. 94 
9. Detecção de Kicks ..................................................................................... 96 
9.1. Quando ocorrem os kicks? .................................................................. 96 
9.2. Sinais de Advertência .......................................................................... 96 
9.2.1. Aumento na Vazão de Retorno ........................................................ 96 
9.2.2. Aumento de Nível nos Tanques de Injeção ..................................... 96 
9.2.3. Rastros de Gás/Óleo durante a Circulação ...................................... 97 
9.2.4. Diminuição na Pressão de Bombeamento / Aumento na Vazão de 
Bombeamento .............................................................................................. 97 
9.2.5. Poço Fluindo .................................................................................... 98 
9.2.6. Preenchimento Inadequado do Poço durante a Retirada de Coluna 98 
9.2.7. As Colunas saem Cheias ................................................................. 99 
9.2.8. Variações no Peso da Coluna de Perfuração .................................. 99 
9.2.9. O Poço não Devolve o Volume Correto de Fluido – Descida da 
Coluna de Perfuração ................................................................................... 99 
9.3. Kicks na Retirada de Coluna do Poço ................................................. 99 
9.4. Kicks durante a Perfilagem ............................................................... 100 
9.5. Kicks durante o Revestimento ........................................................... 101 
9.6. Kicks durante a Cimentação do Revestimento .................................. 102 
10. Procedimentos de Fechamento do Poço .............................................. 104 
10.1. Fechamento do Poço ..................................................................... 104 
10.1.1. Verificação de Fluxo (flow check) ............................................... 105 
 
 
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10.1.2. Fechamento do Poço com a Tubulação no Fundo do Poço ....... 106 
10.1.3. Fechamento do Poço durante a Descida ou Retirada de Coluna de 
Tubulaçãoi .................................................................................................. 107 
10.2. Modificações nos Procedimentos de Fechamento ......................... 107 
10.2.1. Fechamento durante a descida ou retirada de Coluna com TOP 
DRIVE 107 
10.3. Procedimentos de Espaçamento e Suspensão ............................. 108 
10.3.1. Conjunto de BOP de Superfície .................................................. 108 
10.3.2. Conjuntos de BOP Submarinos .................................................. 108 
10.3.3. Fechamento sobre Comandos.................................................... 108 
10.3.4. Fechamento durante a descida de Revestimento....................... 110 
10.3.5. Fechamento sobre Cabos de Perfilagem ................................... 110 
10.4. Kicks com a Coluna de Tubos Fora do Poço ................................. 112 
10.5. Kicks de Gás .................................................................................. 112 
10.6. Uso do Diverter na Perfuração ....................................................... 113 
10.6.1. Uso do Diverter na Descida ou Retirada de Colunas ................. 114 
10.7. Procedimentos com BOP Rotativo ................................................. 114 
10.8. Verificação do Fechamento do Poço ............................................. 115 
10.9. Acompanhamento das Pressões no Poço após o Fechamento ..... 115 
10.10. Responsabilidades ..................................................................... 117 
10.11. Teste do Acumulador e do BOP ................................................. 121 
10.11.1. Requisitos de capacidade de fechamento da unidade de 
bombeamento do acumulador .................................................................... 121 
10.11.2. Teste de capacidade de fechamento do acumulador .............. 121 
10.11.3. Inspeção do BOP e procedimentos de teste ........................... 122 
10.11.4. Gavetas e Carretéis de Circulação .......................................... 122 
10.11.5. Anulares e Diverter .................................................................. 124 
10.12. Teste da Árvore de Natal ou Kick ............................................... 126 
10.13. Planejamento e Exercícios de Simulação de Kicks .................... 127 
10.14. Requisitos de Qualidade, Saúde, Meio-Ambiente e Segurança 
(QSMS) 127 
10.15. Resumo ...................................................................................... 129 
11. Métodos de Controle de Poço .............................................................. 132 
11.1. Princípio da Pressão Constante no Fundo do Poço: ..................... 132 
11.2. Método do Sondador (Driller’s) ...................................................... 132 
11.2.1. Primeira Circulação .................................................................... 134 
 
 
8 
 
11.2.2. Ajustes de Pressão ..................................................................... 137 
11.2.3. Kick na Superfície ....................................................................... 137 
11.2.4. Fechamento do Poço .................................................................. 138 
11.2.5. Segunda Circulação ................................................................... 138 
11.2.6. Fluido do Choke na Broca .......................................................... 139 
11.2.7. Revisão do Procedimento ........................................................... 141 
11.2.8. Comportamento de pressões para o método do sondador em 
sondas com ESCP de superfície: ............................................................... 141 
11.2.9. Comportamento de pressões para o método do sondador em 
sondas com ESCP submarino: ................................................................... 145 
11.2.10. Importantes aspectos operacionais durante a circulação do kick:
 149 
11.3. Método do Engenheiro (Wait & Weight) ......................................... 151 
11.3.1. Início da Circulação .................................................................... 154 
11.3.2. Programa de Pressão ................................................................. 155 
11.3.3. Ajustes de Pressão ..................................................................... 156 
11.3.4. Kick na Superfície ....................................................................... 156 
11.3.5. Fechamento do Poço .................................................................. 156 
11.3.6. Revisão do Procedimentode Choke .......................................... 157 
11.4. Método Volumétrico ....................................................................... 157 
11.5. Bullheading .................................................................................... 160 
11.6. Circulação Reversa ........................................................................ 162 
11.7. Método Lubricate & Bleed .............................................................. 164 
11.7.1. Método pelo Volume – Procedimento ......................................... 164 
11.7.2. Método pela Pressão - Procedimento ......................................... 166 
11.7.3. Procedimento de Lubrificação Dinâmica .................................... 167 
11.8. Stripping ......................................................................................... 168 
12. Complicações ....................................................................................... 172 
12.1. Danos ou Falhas no Revestimento ................................................ 172 
12.1.1. Pressão Excessiva no Revestimento .......................................... 173 
12.2. Controle de Poço com Perda Parcial de Circulação ...................... 173 
12.3. Controle de Poço com Perda Total de Circulação ......................... 174 
12.4. Problemas com o Choke ................................................................ 176 
12.4.1. Perda parcial de circulação durante operação de kill ................. 176 
12.4.2. Washout do Choke ..................................................................... 177 
12.4.3. Choke Obstruído ......................................................................... 177 
 
 
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12.5. Problemas com a Coluna de Perfuração ....................................... 178 
12.5.1. Corrosão na Tubulação – Problema na Retirada ....................... 178 
12.5.2. Coluna de Perfuração Danificada (washout) .............................. 178 
12.5.3. Coluna de Perfuração Obstruída ................................................ 179 
12.5.4. Tubulação Aprisionada ............................................................... 180 
12.6. Pressões de Fechamento .............................................................. 180 
12.7. Blowout Subterrâneo ..................................................................... 182 
12.8. Valor da Pressão Reduzida de Circulação (PRC) não é Confiável 183 
12.9. Mudança de Bombas ..................................................................... 184 
12.10. Entupimento dos Jatos da Broca ................................................ 184 
12.11. Controle de Poço em Poços Horizontais .................................... 185 
12.11.1. Considerações para Amortecimento em Poços Horizontais.... 187 
12.12. Considerações para Poços Slim Hole ........................................ 188 
12.13. Poços de Alta Pressão e Temperatura (HPHT) .......................... 188 
12.14. Colunas de Composição Mista (Tapered Drillstrings) ................. 189 
13. ESCP - Equipamentos do Sistema de Controle de Poço ..................... 191 
13.1. Conjunto BOP ................................................................................ 191 
13.1.1. Organização do Stack ................................................................ 192 
13.1.2. Tipos de Preventor de Gaveta .................................................... 194 
13.1.2.1. Gaveta de Tubo fixo (Pipe ram) .............................................. 195 
13.1.2.2. Gaveta de Tubo Variável (Variable bore ram – VBR) .............. 196 
13.1.2.3. Gaveta Cega (Blind ram) ......................................................... 197 
13.1.2.4. Gaveta Cega-cisalhante (Blind-shear ram) ............................. 197 
13.1.3. Preventor Anular ......................................................................... 199 
13.1.3.1. Componentes de Vedação ...................................................... 203 
13.1.4. Sistema Diverter ......................................................................... 204 
13.1.5. Cabeça Rotativa ......................................................................... 208 
13.1.6. Carretel Espaçador e de Perfuração (Spacer & Drilling Spool) .. 209 
13.1.7. Conectores, Conexões e Anéis de Vedação .............................. 211 
13.2. Sistema de Acumuladores – Unidades de Controle ....................... 217 
13.3. Choke Manifold .............................................................................. 222 
13.4. Chokes ........................................................................................... 225 
13.5. BOP Interno (iBOP) ....................................................................... 227 
13.6. Válvulas de Contrapressão (BPV) ................................................. 228 
13.7. Válvula de Segurança de Abertura Total (FOSV) .......................... 229 
 
 
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13.8. Válvulas do Kelly ............................................................................ 230 
13.9. Válvula Flutuante (float valve) ........................................................ 231 
13.10. Separador Lama-Gas (MGS) ...................................................... 232 
13.11. Desgaseificador .......................................................................... 233 
13.12. Tanque de Manobra ................................................................... 233 
13.13. Tanque de Lama ......................................................................... 234 
13.14. Indicadores de Volume dos Tanques ......................................... 235 
13.15. Indicadores de Retorno de Fluido ............................................... 236 
13.16. Detectores de Gás ...................................................................... 237 
13.17. Manômetros ................................................................................ 237 
14. MPD - Perfuração com Pressão Gerenciada........................................ 240 
14.1. Cenários Problemáticos Durante a Perfuração .............................. 241 
14.1.1. Desafios Gerais na Perfuração de Poços e Síntese da Situação do 
Brasil 241 
14.1.2. As Janelas Operacionais ............................................................ 243 
14.1.2.1. Pressão de Poro ...................................................................... 243 
14.1.2.2. Pressão de Fratura .................................................................. 247 
14.1.2.3. Gradiente de Fratura ............................................................... 247 
14.1.3. Janelas estreitas de pressão de poro e de fratura ...................... 250 
14.1.4. Janela Operacional em Offshore ................................................ 252 
14.1.4.1. Problemas associados aos sistemas de risers convencionais em 
offshore 254 
14.1.5. Perdas de carga no anular e hidráulica ...................................... 257 
14.1.5.1. Massa específica de circulação equivalente (Equivalent 
Circulating Density) ..................................................................................... 257 
14.1.5.2. Cálculo de P para perda de carga no anular ........................... 258 
14.1.5.3. Número de Reynolds ............................................................... 259 
14.1.5.4. Fator de fricção ....................................................................... 261 
14.1.5.5. Equações de hidráulica ........................................................... 263 
14.1.5.6. Cálculo da perda de pressão de fricção no anular .................. 264 
14.2. Aplicação do MPD - Técnica ‘Constant Bottomhole Pressure’ - CBHP
 265 
14.2.1. Introdução ao CBHP ................................................................... 265 
14.2.2. Controle de Pressão ................................................................... 266 
14.2.3. CBHP – Sistema Choke ............................................................. 270 
14.2.4. ConsideraçõesOperacionais ...................................................... 272 
 
 
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14.2.5. Equipamentos ............................................................................. 275 
14.2.5.1. Descrição do Sistema DAPC ................................................... 275 
14.2.5.1.1. DAPC Choke Manifold ......................................................... 276 
14.2.5.1.2. DAPC Bomba Backpressure (Contrapressão) ..................... 279 
14.2.5.1.3. Controlador Integrado de Pressão ....................................... 280 
14.2.5.1.4. Rotating Control Device (RCD) ............................................ 282 
14.3. Aplicação da técnica CBHP para diversos casos .......................... 284 
14.3.1. Influxo de Gás............................................................................. 284 
14.3.1.1. Abordagem do modelo de influxo de gás ................................ 285 
14.3.1.2. Simulação do procedimento para influxo de gás ..................... 287 
14.3.2. Poços exploratórios .................................................................... 294 
14.3.2.1. Procedimento da operação de MPD no caso base apresentado
 301 
14.3.2.2. Resultados comparativos entre a ausência e presença de MPD
 303 
14.3.3. Efeitos da pressão e temperatura em janelas estreitas .............. 303 
14.3.3.1. Comportamento de transição da massa específica do fluido 
durante a perfuração .................................................................................. 307 
14.3.4. Poços horizontais ....................................................................... 310 
14.3.4.1. Modelamento hidráulico .......................................................... 315 
14.3.4.2. Resultados da aplicação de CBHP ......................................... 316 
14.3.4.3. Análise dos resultados ............................................................ 317 
14.3.5. Poços Underbalanced ................................................................ 317 
 
 
 
 
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Capítulo 1: 
 
Conhecimentos 
Básicos 
 
 
 
13 
 
1. Conhecimentos Básicos 
 
1.1. Fundamentos de Perfuração 
1.1.1. Fases da Perfuração 
 
1. Investigação Geológica e Geofísica 
Fase em que são feitos os estudos geológicos e geofísicos na região de 
interesse para identificar evidências de presença de formações portadoras de 
hidrocarbonetos. A realização dos testes sísmicos é essencial para o 
mapeamento das sequências litológicas na subsuperfície, das estruturas 
geológicas presentes, como dobras, falhas, formações capeadoras, trapeadoras, 
potenciais reservatórios e demais. 
 
 
 
2. Perfuração 
Após a identificação de fortes evidências de presença de hidrocarbonetos no 
levantamento geofísico, a única forma de se constatar com certeza se há a 
 
 
14 
 
presença de hidrocarbonetos na formação de interesse é com a perfuração. Com 
base nas formações identificadas no levantamento geológico, serão definidos os 
tipos de fluidos a serem utilizados, o programa de revestimento e cimentação, 
capacidade da sonda necessária e demais requisitos para o começo da 
perfuração. 
Uma vez dada início, a perfuração é realizada em etapas, perfurando-se uma 
fase de poço por vez, nas quais serão descidos os revestimentos. A operação 
de perfuração deve levar em conta diversos parâmetros para se acompanhar o 
seu desenvolvimento, como taxa de penetração, pressões exercidas no poço em 
relação às pressões da formação e de fratura, parâmetros de entrada e saída do 
fluido de perfuração, peso sobre a broca, densidade de circulação equivalente 
(ECD), peso sobre a broca, preenchimento do poço, ganhos e perdas nos 
tanques de fluido, dentre outros parâmetros que serão devidamente detalhados 
mais a frente neste manual. 
Nesta etapa, é sempre importante estar atento às pressões exercidas dentro do 
poço para que a operação seja executada dentro da janela operacional, 
garantindo-se o overbalance necessário para a segurança dos fluidos internos 
do poço. 
 
3. Revestimento 
O programa de revestimento é definido com base numa série de fatores, como 
a profundidade que pretende se alcançar, propriedades das formações 
atravessadas, presença de zonas que precisam ser isoladas, dentre outros. 
A cada fase da perfuração há a parada da operação para descida do 
revestimento e posterior cimentação dele. A sequência tradicional de 
posicionamento do revestimento é: 
 Revestimento Condutor 
 Revestimento de Superfície 
 Revestimento Intermediário (a quantidade de fases depende da 
profundidade) 
 Revestimento de Produção 
 Liner 
 Tie back 
 
 
15 
 
 
4. Cimentação 
Após a colocação de cada fase do revestimento, é necessário a sua fixação com 
a formação para que eles possam ter a devida sustentação no poço, evitando 
seu deslocamento e danos aos outros componentes. Uma unidade de 
bombeamento de cimento é alinhada com o poço e a pasta é bombeada pela 
coluna de perfuração até o ponto desejado, retornando pelo anular, onde ele é 
assentado após subir até uma determinada altura de assentamento do cimento 
dentro do anular. A mistura é então pressurizada para garantir a 
homogeneização da pasta antes da pega. 
Quando o cimento já se encontra devidamente assentado, a operação de 
perfuração é retomada, perfurando o tampão de cimento residual da operação 
de cimentação e aprofundando mais o poço, até que se atinja uma nova 
profundidade de assentamento de revestimento, ou a profundidade final, onde 
será assentado o revestimento de produção. 
 
 
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1.1.2. Classificação de Poços 
1.1.2.1. Finalidade 
 
Classificação ANP (2017) – Resolução ANP n°699: 
1 Poço Exploratório Pioneiro 
Identificado com o código 1, é o poço que visa a testar a ocorrência de petróleo 
ou gás natural em um ou mais objetivos de um prospecto geológico ainda não 
perfurado; 
2 Poço Exploratório Estratigráfico 
Identificado com o código 2, é o poço que visa a conhecer a coluna estratigráfica 
e obter outras informações geológicas de subsuperfície em uma bacia ou região 
pouco explorada; 
3 Poço Exploratório de Extensão 
Identificado com o código 3, é o poço que visa a delimitar a acumulação de 
petróleo ou gás natural e/ou investigar contato entre fluidos, comunicação entre 
regiões de um reservatório, e propriedades que permitam caracterizá-lo; 
4 Poço Exploratório Pioneiro Adjacente 
Identificado com o código 4, é o poço que visa a testar a ocorrência de petróleo 
ou gás natural em área adjacente a uma descoberta, em prospecto com 
similaridade geológica e proximidade geográfica, porém sem conectividade 
hidráulica àquela descoberta; 
5 Poço Exploratório para Prospecto Mais Raso 
Identificado com o código 5, é o poço que visa a testar a ocorrência de 
acumulações ou condições geológicas favoráveis mais rasas em determinada 
 
 
17 
 
área sob Plano de Avaliação de Descoberta ou na Fase de Produção, em relação 
à(s) jazida(s) já descoberta(s); 
6 Poço Exploratório para Prospecto Mais Profundo 
Identificado com o código 6, é o poço que visa a testar a ocorrência de 
acumulações ou condições geológicas favoráveis mais profundas em 
determinada área sob Plano de Avaliação de Descoberta ou na Fase de 
Produção, em relação à(s) jazida(s) já descobertas; 
7 Poço Explotatório de Produção 
Identificado com o código 7, é o poço que visa a drenar uma ou mais jazidas de 
um campo; 
8 Poço Explotatório de Injeção 
Identificado com o código 8, é o poço que visa à injeção de fluidos no reservatório 
com o objetivo de melhorar a recuperação de hidrocarbonetos; 
9 Poço Especial 
Identificado com o código 9, é aquele que visa a objetivos específicos que não 
se enquadram nas finalidades anteriormente definidas, tais como poço piloto 
para horizontal, poço para captação ou descarte de água, controle de "blow out", 
e de observação; 
10 Poço de Estocagem 
Identificado com o código 10, é aquele que visa a permitir operações de 
estocagem de gás natural, incluindoinjeção, retirada e monitoramento. 
 
1.1.2.2. Percurso do Poço 
 
1. Poço Vertical 
Poços perfurados sem desvios propositais, o poço desce praticamente reto 
até atingir a zona de interesse. 
 
2. Poço Direcional 
Poços em que num dado momento a direção da perfuração começa a ganhar 
um determinado ângulo, seja para desviar de alguma formação de difícil 
perfuração, ou para se atingir um determinado ponto deslocado 
horizontalmente em relação ao ponto de partida. 
Denomina-se kick-off point (KOP) o ponto em que se dá início ao ganho de 
inclinação do ângulo de perfuração do poço e end of buildup (EOB) o ponto 
 
 
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onde termina o ganho de inclinação dentro do poço e continua-se a 
perfuração na direção determinada. 
 
 
3. Poço Horizontal 
Poço perfurado onde a intenção é adentrar a zona de interesse de forma 
horizontal, para que haja um aumento da área de contato com o reservatório, 
potencializando o índice de produtividade da zona em questão. Reservatórios 
de pequena espessura muitas vezes exigem a entrada horizontal, para que 
seja garantido maior área de contato na zona de interesse. 
 
 
 
19 
 
 
 
 
1.2. Completação 
É um conjunto de operações executadas no poço, visando a colocá-lo em 
condições de produção de óleo ou gás, ou injeção, dentro dos requisitos da 
técnica e segurança. 
As operações que constituem a completação de um poço são: 
 Instalação dos equipamentos de superfície; 
 Condicionamento do poço; 
 Avaliação da qualidade do cimento; 
 Canhoneio; 
 Instalação da coluna de produção; 
 Método de elevação artificial, se necessário; 
 Testes de avaliação; 
 Perfilagem de avaliação; 
 Colocação do poço em produção. 
 
 
 
20 
 
Tipos de Completação 
Em relação ao poço: 
 Poço aberto; ou 
 Poço revestido 
Em relação ao método de produção: 
 Elevação natural; ou 
 Elevação artificial 
Em relação ao número de zonas: 
 Simples; ou 
 Múltipla 
 
A completação do poço também varia de acordo com a finalidade pretendida 
para aquele poço em questão. Dentre as opções, temos poços para: 
 Produção de óleo 
 Produção de gás 
 Injeção de água 
 Injeção de gás 
 
1.3. Intervenção em Poços 
Operações de Intervenção em poços, ou Workover, são os trabalhos realizados 
em poços já concluídos, e muitas vezes produtores, com a finalidade de manter 
ou restaurar a produtividade do poço. 
Durante o tempo de utilização do poço produtor, os componentes usados na 
completação do poço podem ser reparados ou substituídos várias vezes à 
medida que o poço se esgota e os componentes se desgastam. 
As operações de workover podem ser atividades como acidificação, 
fraturamento, limpeza de areia, recompletação, Plug & Abandono, desvio ou 
remoção de incrustação e parafina. 
 
Razões para realização de Workover 
 
 Reparos de danos mecânicos 
Os danos mecânicos podem assumir muitas formas, desde tubos com falha ou 
ferramentas de fundo de poço, como packers, camisas deslizantes, 
equipamentos de elevação de gás, válvulas de segurança recuperáveis de 
tubulação ou wireline, até cabeças de poço com falha. Em alguns casos o reparo 
 
 
21 
 
pode ser realizado sem amortecer o poço, em outros casos o poço tem que ser 
amortecido para realizar o trabalho com segurança. 
 
 Estimulação de Reservatórios 
É comumente realizada com a introdução de um ácido moderado através dos 
canhoneados de um reservatório produtor já existente, com a finalidade de 
dissolver sólidos solúveis em ácido para recuperar ou melhorar a produção da 
zona. Esse procedimento pode ser realizado com uma unidade de Flexitudo, 
Snubbing ou Small tubing. 
 
 Completação de Novo Reservatório 
Geralmente é realizada em poços que atravessam múltiplas zonas produtoras 
onde a zona inferior já se encontra próxima da depleção. A nova completação 
pode ser tão simples quanto abrir uma camisa deslizante para permitir o fluxo, 
ou exigir mais procedimentos como o tamponamento da zona depletada antes 
que a zona acima possa ser colocada em produção. 
 
 Completação de Zona Existente 
No caso exemplificado, a zona depletada inferior deve ser isolada com um 
tampão de cimento antes da abertura de uma camisa adjacente à próxima zona 
produtora. 
Após o posicionamento e testagem do tampão de cimento, a camisa pode ser 
aberta e a zona colocada em produção. 
 
 Recompletação de Zona Existente 
O tubo de produção acima da zona depletada foi cortada e removida e a zona 
isolada com um tampão de cimento. 
A nova completação deve ser descida pelo poço adjacente ao reservatório que 
será produzido. A zona é canhoneada e colocada em produção. 
 
 Completação de Múltiplos Reservatórios 
Uma completação dupla, como a do exemplo, permite a produção de duas zonas 
simultaneamente. 
 
 Produção de Água Indesejada 
A água, fluido mais inferior num reservatório, começa a aparecer e ser produzida 
na medida em que os fluidos contidos nas camadas superiores são depletados 
e a água ocupa o volume poroso mais acima. Ao longo da vida produtiva de um 
 
 
22 
 
poço, a Razão Água-Óleo (RAO) costuma aumentar. A remediação deste 
problema pode ser squeeze de cimento nos canhoneados afetados pelo 
aumento da produção de água, porém essa solução é temporária. 
 
 Produção de Gás Indesejado 
Em reservatórios com capa de gás, a camada de gás expande na medida em 
que o volume de óleo é produzido. Eventualmente, o gás em expansão invade a 
zona em produção e os canhoneados, iniciando a produção de gás. 
As desvantagens são: o mecanismo de produção (pressão fornecida pelo gás) 
começa a ser produzido e a configuração no poço pode não suportar o volume 
de gás sendo produzido. Este problema pode ser resolvido temporariamente 
com um squeeze de cimento nos canhoneados, porém, eventualmente o gás 
voltará a ser produzido à medida que o volume de óleo recuperável é depletado. 
 
 Cone de Água 
Produção excessiva de óleo pode acelerar o processo de formação de cone de 
água. A água, que pode ser o mecanismo de produção do reservatório ou a 
camada de fluido inferior do reservatório, começa a ser puxada para os 
canhoneados. 
Cone de água pode ser controlado até um certo ponto com a redução da vazão 
de produção, mas, geralmente, os canhoneados afetados são preenchidos com 
cimento para diminuir a vazão de produção diária. 
 
 Reparo de Cimentação 
Evidências de uma cimentação mal executada se manifestam com a presença 
de pressão no revestimento intermediário e de pedaços de cimento encontrados 
na linha do choke. Diminuição da produção também pode ser observada já que 
as linhas podem ser obstruídas pelos fragmentos de cimento. O reparo da 
cimentação costuma implicar no amortecimento do poço, squeeze de cimento 
nos canhoneados, recompletação e nova perfuração e canhoneio. 
 
 Substituição da Tubulação 
Ao longo da vida útil do poço, pode ser necessário a substituição total da 
tubulação devido ao desgaste. O desgaste pode ser por conta de erosão devido 
a presença de areia, bem como da produção a longo prazo de fluidos corrosivos, 
como 𝐻2𝑆 𝑜𝑢 𝐶𝑂2. 
 
 
 
23 
 
 
 
 
 
Capítulo 2: 
 
Conceitos de 
Controle de Poço 
 
 
 
 
24 
 
2. Conceitos de Controle de Poço 
Para poder se entender corretamente os procedimentos, métodos e demais 
atividades e operações realizadas dentro do Controle de Poço, é necessário ter 
uma compreensão ampla de diversos conceitos mais básicos que permeiam e 
embasam as técnicas utilizadas em Well Control. A maior parte destes conceitos 
diz respeito à pressão e às dinâmicas dos fluidos pertinentes as operações de 
poços com essas diferentes pressões. A seguir, trazemos breves definições 
acerca destes conceitos de forma suficiente a se compreender os tópicos que 
serão abordados nos capítulos seguintes. 
 
2.1. Pressão Hidrostática e Gradiente de Pressão 
Por definição, a pressão é igual a força exercida por um peso sobre a área em 
que esta força está sendo aplicada.𝑃𝑟𝑒𝑠𝑠ã𝑜 𝑛𝑜 𝑚𝑒𝑑𝑖𝑑𝑜𝑟 =
𝐹𝑜𝑟ç𝑎
Á𝑟𝑒𝑎
=
1000𝑙𝑏
100𝑖𝑛2
= 10𝑝𝑠𝑖 
 
𝐹𝑜𝑟ç𝑎 = 𝑃𝑟𝑒𝑠𝑠ã𝑜 × Á𝑟𝑒𝑎 
Os tipos de pressão que encontramos diariamente na indústria petroleira são: 
Pressão de Fluidos, Pressão de Formação, Pressão de Fricção, Pressão de 
Fratura, dentre outras. 
A compreensão das pressões e suas inter-relações é um fator importante para 
entender o controle de poços. Já aconteceram os tempos em que não se 
esperava que a equipe, do operador aos peões de perfuração, conhecesse algo 
sobre as pressões. Quando se excedem certos limites de pressão, as 
consequências podem ser desastrosas: blowouts, mortes etc. 
A pressão hidrostática é a pressão exercida pela coluna de fluido dentro da 
coluna de perfuração que provê o controle primário do poço. Essa pressão 
depende do peso específico do fluido em questão e da profundidade vertical de 
um ponto determinado. 
 
0,1704 é um fator de conversão que converte a densidade de um fluido em um 
gradiente de pressão. O gradiente de pressão é o aumento de pressão por 
 
 
25 
 
unidade de profundidade. Para nosso texto utilizaremos libras por galão (pounds 
per gallon - ppg) para medir uma densidade, e metro para medir a profundidade. 
O fator se origina da seguinte forma: 
Em um cubo de 1m de lado, como na imagem acima, teremos 1m³ de um fluido 
com densidade de 1ppg. Para a construção da equação, temos as seguintes 
relações: 
 264,15gals em cada metro cúbico (m³) 
 1550in² em cada metro quadrado (m²) 
Daí, teremos: 
1𝑝𝑝𝑔 × 264,15 𝑔𝑎𝑙𝑠 𝑚³⁄
1550𝑖𝑛2/𝑚²
= 𝟎, 𝟏𝟕𝟎𝟒𝒑𝒔𝒊/𝒎 
Para encontrarmos o gradiente G de pressão de um fluido, basta multiplicar a 
sua densidade em ppg pelo valor 0,1704, que obtermos o valor em psi/m. Para 
encontrar a pressão hidrostática num dado ponto da coluna de fluido, 
multiplicamos a densidade do fluido, em ppg, a profundidade, em metros, e o 
fator 0,1704, como na equação abaixo: 
𝑯𝑷(𝒑𝒔𝒊) = 𝟎, 𝟏𝟕𝟎𝟒 × 𝝆𝒇𝒍𝒖𝒊𝒅𝒐(𝒑𝒑𝒈) × 𝑻𝑽𝑫(𝒎) 
Gradiente de Pressão: também determinado como gradiente do fluido, é a 
pressão hidrostática exercida por um dado fluido de peso específico conhecido 
numa seção vertical de 1m. 
 
2.2. Porosidade e Permeabilidade 
Embora não sejam pressões, a porosidade e a permeabilidade são importantes 
para entender a forma em que atuam algumas pressões dentro da formação. A 
porosidade é uma medida das aberturas em uma rocha, onde petróleo, gás ou 
água podem se alojar. Ao efetuar uma avaliação microscópica de um 
reservatório de rocha, podemos observar que sua solidez não é mais que 
aparente, já que essa rocha possui muitas pequenas aberturas, que se 
denominam poros. Pelo tanto, diz-se que uma rocha com poros tem porosidade. 
A porosidade é normalmente avaliada em porcentagem (%) pelo volume total, 
ou seja, quanto daquele volume na verdade é espaço vazio. 
𝑃𝑜𝑟𝑜𝑠𝑖𝑑𝑎𝑑𝑒: 𝜙 =
𝑉𝑉𝑎𝑧𝑖𝑜𝑠
𝑉𝑇𝑜𝑡𝑎𝑙
 
Outra característica dos reservatórios de rocha é que podem ser permeáveis, ou 
seja, que os poros da rocha possuem conexão entre si, de maneira tal que os 
hidrocarbonetos podem se deslocar de um poro a outro. E a condição de 
permeabilidade é pré-requisito para a produção de hidrocarbonetos de forma 
convencional, visto que é necessário que o conteúdo interno da formação possa 
se deslocar para até o fundo do poço e assim ser produzido para a superfície. 
Caso isso não ocorra, os hidrocarbonetos permanecem enclausurados dentro 
dos poros sem comunicação. 
 
 
26 
 
A permeabilidade, então, é a capacidade de um meio poroso de transmitir fluidos. 
Sua unidade usual é o Darcy (D), que representa a capacidade de um fluxo de 1 
cm³/s de um líquido de viscosidade igual a 1 centipoise (cP) com uma pressão 
de 1 atm. Convenientemente, utilizamos o milidarcy (0,001 Darcy), devido aos 
baixos valores de permeabilidade atribuídos aos meios sólidos. 
 
𝑃𝑒𝑟𝑚𝑒𝑎𝑏𝑖𝑙𝑖𝑑𝑎𝑑𝑒: 𝑘 = 𝑣
𝜇 ∆𝐿
∆𝑃
 
 
Onde v é a velocidade de fluxo, µ é a viscosidade dinâmica, ∆L a espessura do 
caminho atravessado e ∆P o diferencial de pressão aplicado no meio poroso. 
 
 
 
 
 
 
27 
 
2.3. Pressão da Formação 
A pressão da formação é a que existe dentro dos espaços porosos da rocha 
dessa formação. Essa pressão resulta do peso da sobrecarga (camadas 
rochosas) acima da formação, que exerce pressão tanto sobre os fluidos 
contidos nos poros como sobre os grãos. Os grãos são o elemento sólido ou 
“material rochoso” e os poros são os espaços vazios entre os grãos. Se os fluidos 
dos poros tiverem liberdade de movimento para se deslocar, os grãos perdem 
parte desse suporte, e se aproximam entre eles. Este processo se denomina de 
compactação. 
As classificações da pressão da formação se relacionam com a pressão dos 
poros da rocha da formação e a densidade do fluido nativo contido nos espaços 
porosos. 
As formações de pressão normal exercem uma pressão similar à que exerce 
uma coluna de “fluido nativo” da formação até a superfície. Geralmente, o 
gradiente de pressão do fluido nativo da área oscila entre 1,4194 psi/m e 1,5336 
psi/m, mas pode variar dependendo da região geológica. Geralmente o 
gradiente de pressão da água doce de 1,4194 psi/m é considerado padrão, 
porém é preciso levar em conta a região em que se está presente. 
Em formações com pressões normais, os grãos que compõem as rochas 
suportam a maior parte do peso da sobrecarga. Enquanto aumenta a 
sobrecarga, os fluidos porosos têm liberdade para se deslocar e o espaço do 
poro se reduz pela compactação. 
As formações com pressões anormais exercem pressões maiores que a 
hidrostática (ou gradiente de pressão) do fluido contido na formação. Elas 
ocorrem porque durante a fase de compactação, o movimento do fluido dos 
poros ficou limitado, forçando que a sobrecarga seja suportada mais pelo fluido 
dos poros que pelos grãos. Isto dá como resultado uma pressurização dos 
fluidos, excedendo a faixa comum de pressão mencionada acima. Para controlar 
estas formações pode necessitar-se fluídos de maior densidade e, às vezes, 
superior aos 20 ppg (>9psi/m). 
É possível observar também uma mudança da "pressão normal" (em maior 
profundidade) para a “pressão anormal” (em menor profundidade) quando, por 
algum evento geológico, a formação sob pressão anormal é deslocada para cima 
ou quando se produz um movimento tectônico ascendente para profundidades 
menores, ao tempo que se impede a perda de qualquer fluido poroso no 
processo. Quando algo assim acontece, e se perfura na formação, pode ser 
necessário o uso de fluidos com densidade superiores aos 20 ppg para se atingir 
o controle de poços. Este processo de formações com deslocamentos 
ascendentes, que mantêm pressão porosa original, é a causa de grande parte 
das zonas pouco profundas com pressões anormais que existem no mundo. 
Nas áreas em que existem tais eventos geológicos, espera-se a existência de 
domos salinos ou se reconhecem gradientes geotérmicos em excesso; as 
operações de perfuração poderão encontrar pressões anormais. As formações 
com pressões anormais podem, em geral, detectar-se com antecipação, 
tomando em conta correlação com outros poços, a geologia de superfície, os 
perfis do poço ou através de investigações geofísicas. 
 
 
28 
 
As formações com pressões subnormais têm gradientes de pressão inferiores 
aos da água doce (menor que 1,4194 psi/m). Naturalmente, podem desenvolver-
se pressões inferiores ao normal por desaparecimento total da sobrecarga, 
ficando a formação exposta à superfície. A redução dos fluidos porosos originais 
através de evaporação, capilaridade e diluição produz gradientes hidrostáticos 
inferiores aos 1,4194 psi/m. O homem também pode provocar subnormais 
através da produção dos fluidos da formação. 
 
2.4. Pressão de fratura 
A pressão de fratura é a quantidade de pressão que se necessita para deformar 
de modo permanente (falhar ou separar) a estrutura rochosa da formação. 
Superar a pressão da formação não é suficiente para provocaruma fratura, se o 
fluido poroso tem liberdade de movimento. Em troca, se o fluido não puder se 
deslocar ou acomodar, então pode ocorrer uma fratura ou deformação 
permanente da formação. 
As pressões de fratura podem ser expressas na forma de gradiente (psi/m), um 
equivalente de pressão (ppg) ou pela pressão de superfície calculada (psi). Os 
gradientes de fratura geralmente aumentam com a profundidade, principalmente 
devido ao aumento da pressão por sobrecarga. As formações profundas e 
altamente compactadas podem requerer pressões de fratura muito elevadas 
para superar a pressão existente da formação e a resistência estrutural da rocha. 
Formações pouco compactadas, tais como as que se encontram abaixo de 
águas profundas, podem fraturar a gradientes baixos. As pressões de fratura, a 
uma profundidade determinada, podem variar em forma considerável como 
resultado da geologia da área. 
 
2.5. Conceito do tubo em U 
É possível compreender a dinâmica dos fluidos presentes na coluna de 
perfuração e no anular como o tubo em U, onde fluidos de diferentes 
propriedades terminam por se equilibrar hidrostaticamente em um dado ponto, 
considerando-se as alturas de cada fluido. 
Antes de aprofundar o conceito, é importante ter familiaridade com as pressões 
que fazem parte da dinâmica do poço e são lidas pelos medidores. 
✓ Pressão da Formação (PF) ou Pressão de Poros (PP) 
✓ Pressão Hidrostática (PH) 
✓ Pressão da Coluna de Perfuração – Shut-in Drillpipe Pressure 
(SIDPP) 
Representa a diferença entre a PF no fundo do poço e a PH do fluido 
dentro da coluna. Comumente, as operações são realizadas em 
overbalance, ou seja, PH > PF. 
 
 
29 
 
✓ Pressão do Revestimento – Shut-in Casing Pressure (SICP) 
Representa a diferença de pressão entre a PF do fundo do poço e a PH 
da lama contida no anular. 
✓ Pressão da Tubulação – Shut-in Tubing Pressure (SITP) 
 
 
A extremidade inferior do tubo é exposta à pressão da formação, enquanto as 
duas superiores representam a pressão do revestimento (SICP) e a pressão da 
coluna de perfuração (SIDPP). O princípio e todos os procedimentos de Controle 
de Poço se embasam neste conceito de tubo. 
Quando a pressão hidrostática em uma das pernas é maior que a pressão de 
formação, os fluidos de formação não podem fluir para o interior do tubo em U. 
No controle de poço, a pressão necessária para equilibrar a pressão do fluido de 
formação é lida diretamente no medidor de pressão do tubo de perfuração 
(SIDPP) ou no medidor de pressão do revestimento (SICP), dependendo da fase 
da operação de controle do poço. 
 
2.6. Teste de Integridade da Formação e Teste de Absorção (Leak-off test - 
LOT) 
Práticas de perfuração prudentes exigem que a formação exposta abaixo da 
última coluna de revestimento seja testada sob pressão para a integridade do 
controle do poço. O teste pode ser para um peso de lama equivalente 
especificado ou para o teste de fratura de formação ou "absorção". Os resultados 
do teste de absorção determinam os pesos máximos de lama a serem usados 
em profundidades posteriores e podem alterar o revestimento planejado para o 
poço. O teste também pode indicar a qualidade da cimentação. 
 
 
30 
 
O Leak-Off Test (LOT) determina a pressão em que a formação começa a 
absorver fluidos, abaixo da linha do revestimento, estabelecendo a resistência 
da formação na altura da sapata do revestimento, além da integridade da 
cimentação em torno da sapata. Será determinado o peso máximo da lama que 
o poço é capaz de suportar sem fraturar. 
 
 
 
 
A diferença entre o FIT e o LOT é basicamente que o primeiro pode ser 
executado para qualquer ponto dentro do poço, a fim de se testar a resistência 
da formação a um dado peso de lama, enquanto no LOT será determinado o 
peso máximo de fluido que a sapata é capaz de suportar. 
 
2.7. Pressões de Circulação e ECD (Densidade Equivalente de Circulação) 
Durante a circulação convencional de um poço (descendo pela coluna e voltando 
pelo anular), a pressão medida na bomba, ou no medidor da bengala, é o 
resultante de toda a fricção necessária para circular o fluido ao longo de todo o 
sistema de circulação. Ou seja, a pressão de bombeamento é a pressão 
necessária para que o fluido percorra todo o sistema. 
 
 
31 
 
Porém, ao longo desse percurso o fluido encontra diversas barreiras que causam 
perdas na energia inicialmente fornecida. Em outras palavras, são as perdas de 
carga do sistema. Os fatores que influenciam nas perdas de pressão são: 
 Dimensão do sistema: comprimento, ID da coluna, diâmetros hidráulicos, 
bocais, equipamentos. 
 Propriedade dos fluidos: densidade dos fluidos, reologia. 
 Taxa de fluxo do fluido. 
 
 
 
𝑃𝐹 = 𝐿 × 𝑘 ×
𝑓𝑝𝑞2𝐹𝐷
𝑑4
 
 
 
 
 
32 
 
A pressão no medidor da bengala representa a soma das perdas de pressão que 
ocorrem no sistema de circulação, ou quedas de pressão. À medida que os 
medidores são colocados mais distantes da bomba, maior é a diminuição da 
pressão. Essas perdas ocorrem nas seguintes áreas: 
 Equipamentos de superfície 
 Coluna de perfuração ou de trabalho 
 Comandos 
 Bocais da broca e equipamentos de subsuperfície 
 Anular 
Durante o planejamento dos programas de perfuração ou workover, é de 
interesse ter conhecimento das perdas de cargas dos locais especificados 
acima, mesmo que não haja medidores posicionados em cada um desses 
pontos. Como um exemplo, é preciso ter conhecimento da pressão disponível na 
chegada do fluido ao anular para se ter certeza que ele será capaz de carregar 
os detritos da perfuração até a superfície. 
Em relação à densidade do fluido que está sendo circulado, enquanto o poço 
está parado, tem-se apenas a pressão hidrostática exercida pela coluna de 
fluidos. Porém, a realidade muda durante os momentos em que a bomba está 
acionada. Como visto, a função da bomba é fornecer pressão ao fluido para que 
este se desloque ao longo do sistema. Logo, com a bomba ligada, temos um 
aumento de pressão ao longo de todo o sistema, aumentando-se, exemplo, a 
pressão do fundo poço. Consequentemente, ao fornecer pressão ao fluido, há 
um aumento relativo da sua densidade devido a circulação, conhecida como 
Densidade Equivalente de Circulação (ECD). 
Dentre diversos fatores que influenciam o valor obtido na ECD, temos: 
 Profundidade do poço 
 Diâmetro do poço 
 Geometria da coluna de perfuração 
 Taxa de circulação 
 Rotação da coluna 
 Peso da lama 
 Quantidade de detritos no anular 
É possível obter este valor da densidade de circulação com o uso da equação 
da pressão hidrostática, considerando-se o ganho de pressão proveniente pela 
perda de carga no anular (APL). 
Primeiro, temos que a pressão, em ppg, fornecida pela APL é: 
𝝆𝑨𝑷𝑳(𝒑𝒑𝒈) = 𝟎, 𝟏𝟕𝟎𝟒 × 𝑨𝑷𝑳(𝒑𝒔𝒊) × 𝑻𝑽𝑫(𝒎) 
Adicionando este valor obtido com a perda de carga no anular à densidade 
original do fluido, teremos que a ECD do fluido será: 
𝑬𝑪𝑫(𝒑𝒑𝒈) = (𝟎, 𝟏𝟕𝟎𝟒 × 𝑨𝑷𝑳(𝒑𝒔𝒊) × 𝑻𝑽𝑫(𝒎)) + 𝝆𝒇𝒍𝒖𝒊𝒅𝒐(𝒑𝒑𝒈) 
Ao longo da perfuração, são estabelecidas condições de diferencial de pressão 
entre a coluna de fluido e a pressão da formação, a depender do interesse que 
se tem naquele momento. As condições são: 
 
 
33 
 
 Overbalance: 𝑃𝐻 > 𝑃𝐹 
 Underbalance: 𝑃𝐻 < 𝑃𝐹 
 Balance: 𝑃𝐻 ≅ 𝑃𝐹 
 
2.8. BHP – Pressão do Fundo do Poço 
Para os engenheiros de reservatório ou de produção, a BHP é comumente 
associada à pressão da formação, ou pressão de poros. Porém, em se tratando 
de operações de perfuração ou workover, a pressão do fundo é ligeiramente 
diferente, pois é influenciada pela operação em andamento. 
Neste contexto, a BHP será o resultado da soma de todas as pressões exercidas 
no fundo do poço. Enquanto o poço está estático, a BHP será igual à PH. Porém, 
durante a circulação convencional do poço, há uma parcela da pressão total de 
circulação que é exercida no anular, influenciando o valor da BHP. Neste caso, 
teremos que a pressão no fundoserá a soma da hidrostática com a perda de 
carga do anular, ou BHP = PH + APL. Em outro caso, se a circulação é realizada 
através de um choke manifold com os BOPs fechados, há uma contrapressão 
exercida pelo choke parcialmente fechado que fornece uma pressão no 
revestimento (CP). Neste caso, a BHP obtida será composta pela hidrostática, 
perda de carga anular e pela contrapressão do choke, tendo então BHP = PH + 
APL + CP. 
Não há necessidade de se conhecer o valor exato da BHP, porém é importante 
ter um conhecimento aproximado do seu valor relativo à pressão da formação. 
 
2.9. MASP – Pressão máxima esperada na superfície 
A MASP se refere à maior pressão esperada para o conjunto de equipamentos 
da cabeça do poço, sendo estimada com o valor da pressão da formação 
subtraído pelo valor da pressão da coluna hidrostática do fluido da formação que 
preencherá o poço, podendo ser água, gás, óleo, ou uma mistura destes. 
O cálculo da MASP é necessário para que se faça uma seleção das 
classificações mínimas de pressão dos equipamentos que serão instalados no 
poço, como: 
✓ Revestimento 
✓ BOPs e componentes 
✓ Cabeça do poço e componentes 
 
2.10. MAASP – Pressão máxima esperada no anular na superfície 
A MAASP diz respeito à máxima pressão registrada pelo medidor da pressão no 
anular lida na superfície. De forma prática, é a pressão máxima que pode ser 
exercida na sapata do revestimento, somada à pressão hidrostática do fluido, 
sem que seja provocada a sua ruptura e consequente fratura da formação, visto 
que comumente este é o ponto mais sensível a altas pressões dentro do poço. 
 
 
34 
 
A pressão de fratura obtida no LOT é utilizada como a primeira MAASP. Toda 
vez que há alteração nas propriedades da lama, modificando, assim, a sua 
densidade, é necessário recalculá-la, para que se tenha sempre o valor mais 
atualizado da pressão que não pode ser ultrapassada no anular. 
O valor da MAASP pode ser obtido da seguinte forma: 
𝑀𝐴𝐴𝑆𝑃(𝑝𝑠𝑖) = (𝜌𝑚á𝑥𝐿𝑂𝑇
− 𝜌𝑎𝑡𝑢𝑎𝑙)(𝑝𝑝𝑔) × 0,1704 × 𝑇𝑉𝐷 (𝑚)𝑠𝑎𝑝𝑎𝑡𝑎 
 
 
 
35 
 
 
 
 
Capítulo 3: 
 
Fluidos de 
Perfuração e 
Completação 
 
 
 
36 
 
3. Fluidos de Perfuração e Completação 
 
3.1. Fluidos de Perfuração 
Os fluidos de perfuração são misturas complexas de sólidos, líquidos, produtos 
químicos e por vezes, até gases. Do ponto de vista químico, podem assumir 
aspectos de suspensão, dispersão coloidal ou emulsão, dependendo do estado 
físico dos componentes. 
Os fluidos de perfuração podem ser considerados como sistemas multifásicos, 
contendo água, compostos orgânicos, sais dissolvidos, sólidos em suspensão e 
aditivos nas mais diversas proporções. São essenciais para a perfuração de um 
poço, conforme o esquema do sistema de circulação de uma sonda mostrado na 
figura abaixo, devendo apresentar características dentre as quais se destacam: 
produzir pressão hidrostática sobre as formações evitando um influxo para 
dentro do poço, limpar o fundo e carrear os cascalhos para a superfície, 
estabilizar as paredes para que não haja um colapso do poço, resfriar e lubrificar 
a coluna de perfuração e a broca. Para isso, suas propriedades físico-químicas 
devem ser cuidadosamente planejadas e controladas, a fim de suportarem as 
condições de subsuperfície. São classificados de acordo com a fase dispersante, 
em base gás, água ou óleo. Concentrando-se nos fluidos base óleo, a fase 
contínua pode ser, por exemplo, o diesel, cujo uso tem sido restringido por 
problemas de toxicidade e biodegradabilidade. Nesse cenário entram os fluidos 
base sintéticos, uma classe especial dos fluidos base óleo, constituídos por 
compostos orgânicos obtidos através de reações químicas (ésteres e acetais) ou 
purificados a partir de uma fração de petróleo (hidrocarbonetos sintéticos como 
a n-parafina). 
 
 
 
 
37 
 
3.1.1. Funções 
Os fluidos de perfuração devem ser especificados de forma a garantir uma 
perfuração rápida e segura. Assim, é desejável que o fluido apresente as 
seguintes características: 
✓ Ser estável quimicamente; 
✓ Estabilizar as paredes do poço, mecânica e quimicamente; 
✓ Fornecer pressão hidrostática; 
✓ Facilitar a separação dos cascalhos na superfície; 
✓ Manter os sólidos em suspensão quando estiver em repouso (tixotropia; 
✓ Ser inerte em relação a danos às rochas produtoras; 
✓ Aceitar qualquer tratamento, físico e químico; 
✓ Ser bombeável; 
✓ Apresentar baixo grau de corrosão e de abrasão em relação à coluna de 
perfuração e demais equipamentos do sistema de circulação; 
✓ Facilitar as interpretações geológicas do material retirado do poço; 
✓ Apresentar custo compatível com a operação; 
✓ Reduzir ao mínimo os danos às formações produtoras; 
✓ Não ser tóxico ao pessoal e ao meio ambiente. 
Em perfurações rotatórias, as principais funções desempenhadas pelo fluido de 
perfuração são: 
✓ Melhorar a taxa de penetração; 
✓ Resfriar, limpar e lubrificar a broca; 
✓ Controlar as pressões de formação; 
✓ Dar estabilidade às paredes do poço; 
✓ Transferir potência hidráulica a broca; 
✓ Limpar o fundo do poço dos cascalhos gerados pela broca e transportá-
los até a superfície; 
✓ Manter os cascalhos suspensos durante as paradas de circulação. 
 
3.1.2. Tipos de Fluidos 
Atualmente, os fluidos de perfuração podem ser divididos em 2 grupos e mais os 
fluidos a base de ar. Os fluidos a base de água são formados pela água pura 
com ou sem adição de sais. Nesse tipo de fluido, a água tem como principal 
função no sistema prover o meio para a dispersão dos materiais coloidais. 
Os fluidos a base de água são divididos em não-inibidos (onde não há tratamento 
químico do fluido), inibidos (fluidos que passam por tratamentos físicos e/ou 
químicos), fluidos com baixo teor de sólidos e fluidos emulsionados em óleo. 
Essas divisões têm como principal objetivo melhorar o desempenho do fluido. 
Os fluidos inibidos, por exemplo, são usados para perfurar rochas com elevado 
grau de atividade na presença de água doce enquanto os não-inibidos são 
utilizados em perfurações de camadas superficiais. Os fluidos a base de ar são 
muito pouco utilizados, recomendando-se seu uso para situações de zonas com 
grandes perdas de circulação e formações produtoras com pressão muito baixa. 
O outro grupo de fluidos muito utilizados corresponde aos NAF’s, esses são 
emulsões invertidas, sendo a fase continua o fluido base mais água e as 
 
 
38 
 
substâncias químicas compreendem a fase interna. Esses fluidos são 
subdivididos em 3 grupos, sendo que os grupo I, II e III correspondem aos fluidos 
com elevado conteúdo aromático, com conteúdo aromático médio e com baixo 
ou desprezível conteúdo de aromáticos, respectivamente. 
No grupo I, os principais constituintes são os óleos minerais e o óleo diesel. Os 
fluidos desse grupo são produzidos a partir do refino do petróleo bruto e 
constituem um conjunto de vários compostos, dentre eles podem-se citar os 
hidrocarbonetos, as parafinas, os PAH’s (hidrocarbonetos aromáticos 
policíclicos) e os aromáticos. Esses fluidos podem ser emulsões água/óleo (com 
teor de água <10%, em volume) ou emulsões inversas (com o teor de água 
variando entre 10% e 45%, em volume). Esses fluidos caracterizam-se por 
promover a manutenção da estabilidade dos poços, serem capazes de formar 
uma membrana semipermeável ideal, evitando a passagem de íons do fluido 
para a rocha e da rocha para o fluido. 
O grupo II, constituído principalmente pelo óleo diesel apresenta menor 
toxicidade. Nesse tipo de fluido, os processos de destilação são controlados para 
que os hidrocarbonetos totais e os PAH’s fiquem abaixo dos valores 
estabelecidos para o grupo I. A principal vantagem em relação ao grupo I é o 
fato desse tipo de fluido ser menos tóxico e agressivo ao meio ambiente. O grupo 
III inclui os fluidos de base sintética produzidos por reações químicas de 
compostos puros e grupamentos químicos como (hidrocarbonetos sintéticos, 
acetais, ésteres e éteres). Esses fluidostambém são chamados de SBF ou SBM 
(fluidos de perfuração a base de compostos sintéticos) e surgiram a partir da 
necessidade de fluidos que tivessem características semelhantes aos fluidos a 
bases de óleo, porém, que causassem menos danos ambientais, sendo menos 
tóxicos e mais biodegradáveis. 
 
3.1.3. Fluidos a base água 
A definição de um fluido de perfuração à base água considera principalmente a 
natureza da água e os aditivos químicos empregados no preparo do fluido. A 
Proporção entre os componentes básicos e as interações entre eles provoca 
sensíveis modificações nas propriedades físicas e químicas do fluido. 
Consequentemente, a composição é o principal fator a considerar no controle 
das suas propriedades. 
A principal função da água é prover o meio de dispersão para os materiais 
coloidais. Estes, principalmente argilas e polímeros, controlam a viscosidade, 
limite de escoamento, forças géis e filtrado em valores adequados para conferir 
ao fluido uma boa taxa de remoção dos sólidos perfurados e capacidade de 
estabilização das paredes do poço. Os fatores a serem considerados na seleção 
da água de preparo são: disponibilidade, custo de transporte e de tratamento, 
tipos de formações geológicas a serem perfurados, produtos químicos que 
comporão o fluido e equipamentos e técnicas a serem usadas na avaliação das 
formações. 
 
 
 
39 
 
3.1.4. Fluidos a base óleo 
Os fluidos de perfuração são à base de óleo quando a fase continua ou 
dispersante é constituída por uma fase óleo, geralmente composta de 
hidrocarbonetos líquidos. Pequenas gotículas de água ou de solução aquosa 
constituem a fase descontínua desses fluidos. Alguns sólidos coloidais, de 
natureza inorgânica e/ou orgânica, podem compor a fase dispersa. Os fluidos 
podem ser emulsões água/óleo propriamente dita (teor de água < 10%) ou 
emulsão inversa (teor de água de 10% a 45%). 
Devido ao alto custo inicial e grau de poluição, os fluidos à base de óleo são 
empregados com menor frequência do que os fluidos à base de água. As 
principais características dos fluidos à base óleo são: 
✓ Grau de inibição elevado em relação às rochas ativas; 
✓ Baixíssima taxa de corrosão; 
✓ Propriedades controláveis acima de 3500F, até 5000F; 
✓ Grau de lubricidade elevado; 
✓ Amplo intervalo de variação de densidade: de 0,89 a 2,4; 
✓ Baixíssima solubilidade de sais inorgânicos. 
 
Devido a estas características, os fluidos à base de óleo têm conferido 
excelentes resultados na perfuração dos seguintes poços: 
✓ Poços HPHT (alta pressão e alta temperatura); 
✓ Formações de folhelhos argilosos e plásticos; 
✓ Formações salinas de halita, silvita, carnalita etc.; 
✓ Formações de arenitos produtores danificáveis por fluidos à base de 
água; 
✓ Poços direcionais ou delgados ou de longo afastamento; 
✓ Formações com baixa pressão de poros ou de fratura. 
Algumas desvantagens dos fluidos a base de óleo em relação aos fluidos a base 
de água são: 
✓ Dificuldade na detecção de gás no poço devido sua solubilidade na fase 
contínua; 
✓ Menores taxas de penetração; 
✓ Maiores graus de poluição; 
✓ Menor número de perfis que podem ser executados; dificuldade no 
combate à perda de circulação; 
✓ Maior custo inicial. 
 
3.1.5. Fluidos a base ar 
Perfuração a ar ou gás é um termo genérico aplicado quando o ar ou o gás, como 
todo ou parte, é usado como fluido circulante na perfuração rotativa. Algumas 
situações recomendam a utilização destes fluidos de baixa densidade, tais como 
zonas com perdas de circulação severas e formações produtoras com pressão 
muito baixa ou com grande susceptibilidade a danos. Também em formações 
 
 
40 
 
muito duras como basalto ou o diabásio e em regiões com escassez de água ou 
regiões glaciais com camadas espessas de gelo. 
A perfuração com ar puro utiliza apenas ar comprimido ou nitrogênio como fluido, 
tendo aplicação limitada a formações que não produzam elevadas quantidades 
de água, nem contenham hidrocarbonetos. 
Esta técnica pode ser aplicada em formações duras, estáveis ou fissuradas, 
onde o objetivo é aumentar a taxa de penetração. 
 
3.1.6. Propriedades do fluido de perfuração 
 
3.1.6.1. Densidade 
É a medida do peso do fluido em um determinado volume, por exemplo libra por 
galão (lb/gal ou ppg). A densidade da lama de perfuração é comumente 
determinada com o uso de uma balança de fluido. Como o fluido costuma conter 
um volume considerável de ar, sua densidade é afetada. 
Uma balança de lama pressurizada é outro equipamento que pode medir mais 
precisamente a densidade da lama de perfuração. Com este equipamento é 
possível pressurizar o volume de fluido a ser medido, expelindo a maior parte do 
ar ou outro gás presente no fluido, fornecendo uma medida mais precisa. 
Quando se deseja aumentar a densidade de um certo fluido adiciona-se 
geralmente a baritina, 𝐵𝑎𝑆𝑂4, que tem densidade de 4,25, enquanto a densidade 
dos sólidos perfurados é em torno de 2,60. Para reduzir a densidade dos fluidos 
à base de água, dilui-se com água (densidade 1,00) ou óleo diesel (densidade 
0,82). 
 
3.1.6.2. Viscosidade 
Corresponde à medida da “espessura” do fluido de perfuração. Essa propriedade 
dinâmica resulta da quantidade de componentes sólidos inertes presentes no 
fluido. Eles podem já estar presentes na composição do fluido (parte da fórmula 
comercial) ou serem incorporados ao fluido ao longo do processo de perfuração, 
provenientes dos sólidos perfurados no poço. 
A viscosidade pode ser medida de duas formas. O primeiro método é a medição 
da viscosidade com o uso de um funil Marsh, cronometrando o tempo que um 
quarto do volume do fluido leva para fluir através do funil. Essa medida é apenas 
relativa. Quanto mais tempo o fluido leva, maior a sua viscosidade, e vice-versa. 
O teste não atribui valores quantitativos à viscosidade além de segundos por 
quarto de volume. 
O segundo método é com o uso de um Viscosímetro Rotativo e é normalmente 
executado pelo engenheiro de fluidos. O teste fornece a medida da viscosidade 
plástica em centipoise (cP). 
 
 
 
41 
 
3.1.6.3. Ponto de Rendimento (Yield) 
É uma outra propriedade dinâmica dos fluidos de perfuração. É determinada por 
outro teste executado pelo engenheiro de fluidos que fornece a medida da tensão 
superficial dinâmica do fluido. A medida é dada em unidade de libra por 100pés² 
(lb/100ft²). 
 
3.1.6.4. Força-gel 
Esta propriedade é medida na mesma unidade do ponto de rendimento 
(lb/100ft²), mas indica a qualidade da tensão superficial estática da lama, ou 
melhor, quão bem o fluido pode manter sólidos em suspensão na condição 
estática (tixotropia). Essa propriedade é essencial, principalmente, para o fluido 
de perfuração, pois ao longo da perfuração a coluna e a bomba são 
constantemente interrompidas (seja para manobrar, adicionar ou remover 
seções etc.). Nesse meio tempo, a coluna de fluido se torna estática, logo a 
consistência do fluido estático deve ser capaz de sustentar os detritos 
provenientes da perfuração até que a operação retorne para que eles não caiam 
até o fundo do poço novamente. 
A força gel é um parâmetro também de natureza reológica que indica o grau de 
gelificação devido à interação elétrica entre partículas dispersas. A força gel 
inicial mede a resistência inicial para colocar o fluido em fluxo. A força gel final 
mede a resistência do fluido para reiniciar o fluxo quando este fica um certo 
tempo em repouso. A diferença entre elas indica o grau de tixotropia do fluido. 
 
3.1.6.5. Solubilidade 
Os fluidos de perfuração utilizam água ou óleo como fase líquida. Quando se 
utiliza fluido a base óleo, a equipe responsável precisa estar ciente da 
possibilidade de solubilização de gás no fluido. Gás natural presente nos poços 
se solubiliza em fluidos com base oleosa – mais ainda em fluidos a base de 
diesel do que nos sintéticos. O problema com essa situação é notável quando 
fluido carregado com gás é circulado para a superfície. Próximo à superfície, o 
gás atingeo ponto de bolha e se desprende do fluido, aumentando drasticamente 
o volume de saída do poço. 
A equipe precisa estar atentar para essa situação, pois ela pode causar grandes 
perdas de pressão hidrostática no poço em um curto intervalo de tempo, o que 
muito provavelmente pode se transformar num kick. 
 
3.1.6.6. Teor de sólidos 
O teor de sólidos, cujo valor deve ser mantido no mínimo possível, é uma 
propriedade que deve ser controlada com rigor porque o seu aumento implica 
aumento de várias outras propriedades, tais como densidade, viscosidade e 
forças géis, além de aumentar a probabilidade de ocorrência de problemas como 
desgaste dos equipamentos de circulação, fratura das formações devido à 
 
 
42 
 
elevação das pressões de bombeio ou hidrostática, prisão da coluna e redução 
da taxa de penetração. 
O tratamento do fluido para reduzir o teor de sólidos pode ser preventivo ou 
corretivo. O tratamento preventivo consiste em inibir o fluido, física ou 
quimicamente, evitando-se a dispersão dos sólidos perfurados. No método 
corretivo pode-se fazer uso de equipamentos extratores de sólidos, tais como 
tanques de decantação, peneiras, hidrociclones e centrifugadores, ou diluir o 
fluido. 
 
3.1.6.7. Parâmetros de filtração 
A capacidade do fluido de perfuração em formar uma camada de partículas 
sólidas úmidas, denominada de reboco, sobre as rochas permeáveis expostas 
pela broca é de fundamental importância para o sucesso da perfuração e da 
completação do poço. Para formar o reboco, deve haver o influxo da fase líquida 
do fluido do poço para a formação. Este processo é conhecido como filtração. É 
essencial que o fluido tenha uma fração razoável de partículas com dimensões 
ligeiramente menores que as dimensões dos poros das rochas expostas. 
Quando existem partículas sólidas com dimensões adequadas, a obstrução dos 
poros é rápida e somente a fase líquida do fluido, o filtrado, invade a rocha. O 
filtrado e a espessura do reboco são dois parâmetros medidos rotineiramente 
para definir o comportamento do fluido quanto à filtração. 
 
3.1.7. Aditivos 
Os aditivos mais comuns utilizados nos fluidos de perfuração correspondem aos 
polímeros, surfactantes, sais e bentonitas. Além destes, ainda podem ser usados 
aditivos como a baritina, os fosfatos, os taninos, os carbonatos, os para 
formaldeídos e outros. 
Os sais atuam como inibidores das formações ativas, atuando de maneira a 
reduzir o escoamento hidráulico para a formação, devido principalmente a 
viscosidade dos seus filtrados e por estimular o escoamento de água da 
formação argilosa para o fluido de perfuração. Este escoamento inverso reduz a 
hidratação da formação e as pressões de poros da formação ao redor do poço, 
o que gera um aumento da tensão efetiva. Os sais mais comuns utilizados em 
fluidos de perfuração a base de água são os sais de cloretos: cloreto de sódio 
(NaCl); cloreto de potássio (KCl) e cloreto de cálcio (CaCl2). 
Os polímeros assim como os sais são de grande utilidade na indústria de 
petróleo, principalmente no campo da perfuração. Os polímeros comumente 
utilizados podem ser classificados de três maneiras: os polímeros naturais, os 
naturais modificados e os polímeros sintéticos. Os polímeros naturais nos fluidos 
de perfuração são as chamadas gomas, os biopolímeros e aqueles a base de 
amido. O amido é um polímero cuja molécula estrutural apresenta um caráter 
ligeiramente aniônico, sendo, portanto, considerado um polímero hidrofílico. 
Essa característica o torna capaz de absorver grande quantidade de água, o que 
lhe permite atuar como controlador da perda de fluido para a formação. Outra 
 
 
43 
 
característica importante desse polímero é o fato de possuir partículas grandes 
em sua cadeia, o que auxilia na minimização da penetração do fluido de 
perfuração na formação. 
Os biopolímeros, geralmente são polissacarídeos produzidos a partir da 
fermentação bacteriana. São polímeros que apresentam alto peso molecular, 
algo em torno de 1 a 2 milhões. Assim como o amido, sua molécula apresenta-
se ligeiramente aniônica, o que lhe confere capacidade de absorver grande 
quantidade de água, por isso os biopolímeros são usados no controle reológico 
e para melhorarem o processo e carregamento de cascalhos durante a 
perfuração. Os exemplos mais comuns dessa classe são as gomas. Os 
polímeros modificados mais utilizados na indústria petrolífera são os CMC 
(carboximetilcelulose); HEC (hidroxietilcelulose) e o CMS (carboximetilamido). A 
principal função desses polímeros é a de tornar o fluido mais viscoso, 
melhorando a capacidade de carregamento de cascalhos. Assim como os 
polímeros naturais, os polímeros modificados são agentes hidrofílicos capazes 
de absorver grande quantidade de água. 
O grupo que constitui os polímeros sintéticos é formado pelos poliacrilatos, 
polímeros produzidos através do petróleo, e pelas poliacrilamidas que são 
copolímeros de várias proporções de ácido acrílico e acrilamida. Os poliacrilatos 
normalmente são aniônicos apresentando estruturas que não são complexas 
tendo seu uso variando de acordo com seu peso molecular. As moléculas com 
baixo peso molecular (< 1000), são utilizadas como afinadores e defloculantes, 
essas funções devem-se ao fato dos poliacrilatos de baixo peso molecular 
apresentarem muitas cargas negativas e alta capacidade de adsorção de sólidos 
ativos dos fluidos. O mecanismo básico de funcionamento é o fato dos 
poliacrilatos de baixo peso molecular adsorverem as cargas positivas dos fluidos 
deixando-os com excesso de cargas negativas, o que causa forte repulsão 
resultando na defloculação. Os poliacrilatos de peso molecular médio (entre 
1000 e 100000), são utilizados como floculantes e controladores de parâmetros 
reológicos. As moléculas com alto peso molecular (> 100000) são usadas como 
floculantes. A poliacrilamida possui alto peso molecular e nos fluidos de 
perfuração atua como um controlador dos fluidos, isso por ser capaz de 
encapsular os sólidos (contaminantes) presentes nos fluidos e formar flocos que 
se depositam no fundo dos tanques de decantação. A ação de captura de 
contaminantes pela poliacrilamida se deve pela diferença de cargas existentes, 
a poliacrilamida é aniônica e os sólidos/partículas apresentam cargas positivas. 
As bentonitas são definidas como agregados em pacotes laminares que ao 
entrarem em contato com a água vão se separando, causando um efeito de 
dispersão. Nos fluidos de perfuração as argilas podem associar-se de diferentes 
maneiras, influenciando na qualidade e na eficiência dos fluidos. Os 4 efeitos 
possíveis causados pelas diferentes associações das argilas são a agregação 
(argila seca), dispersão (estado pretendido pelo fluido, inverso da agregação), 
floculação (abrupto aumento da viscosidade, alta gelificação) e defloculação. A 
atuação dessas argilas no campo petrolífero se dá pela alta retenção de água, 
conferindo ao fluido boas propriedades viscosificantes, formadoras de gel e 
controladoras de filtração. Outros aditivos usados nas operações de perfuração 
podem ser vistos na tabela: 
 
 
44 
 
 
 
 
3.2. Fluidos de Completação 
Contemplam os fluidos que são utilizados em operações de completação de 
poços, workover e limpeza de poços, garantindo a segurança do poço para a 
execução dos procedimentos. Como exemplo de procedimento, após a 
finalização da perfuração do poço e a colocação de todos os equipamentos de 
subsuperfície necessários, o poço é preenchido com fluido de amortecimento 
para mantê-lo inerte até que se dê início a etapa de produção. Esses fluidos, por 
serem bombeados para uma “zona de interesse” (reservatório), devem ter certas 
características específicas em função do cenário apresentado. Os fatores que 
devem ser considerados nessa definição são: 
✓ Tipo de reservatório (arenito, carbonato, presença de folhelhos 
✓ e outros); 
✓ Resistência à corrosão (tipo de metalurgia e elastômeros); 
✓ Limitações técnicas dos aditivos; 
✓ Restrições ambientais;✓ Logística; 
✓ Custos. 
De forma conceitual, são os fluidos colocados em frente à zona de interesse, 
antes ou imediatamente após a perfuração, ou ainda utilizados em operações 
posteriores, tais como: completação, restauração, recompletação, limpeza e 
outros trabalhos que tem por fim obter um acréscimo de produção. 
 
 
45 
 
Os fluidos de completação compartilham de muitas das funções e características 
dos fluidos de perfuração, porém diferem em algumas particularidades que 
dizem respeito ao objetivo do uso do fluido em específico. 
 
3.2.1. Funções 
Para que possa ser utilizado da forma devida, os fluidos de completação devem 
ser capazes de cumprir os seguintes requisitos: 
✓ Controlar as pressões existentes; 
✓ Impedir a invasão dos fluidos da formação para dentro do poço; 
✓ Manter a estabilidade do poço; 
✓ Promover o carreamento de materiais decantados, tais como: areia, 
cascalhos, pedaços de ferro (pequenos), cimento etc 
 
3.2.2. Propriedades 
Para que seja possível cumprir com as funções esperadas para um fluido de 
completação, ele deve apresentar uma série de propriedades que garantirão a 
sua adequação às especificações do uso desejado. Algumas delas são: 
✓ Remover sólidos (cortados, areias etc.) do poço e carreá-los até a 
superfície; 
✓ Permitir fácil separação dos sólidos removidos, na superfície; 
✓ Permitir o máximo de controle do filtrado, com a mínima deposição de 
sólidos no poço; 
✓ Permitir que a circulação seja processada com um mínimo de perda de 
carga; 
✓ Ter as propriedades físicas, químicas e reológicas facilmente 
controláveis; 
✓ Controlar as pressões de subsuperfície com a variação da densidade; 
✓ Não danificar as zonas produtoras; 
✓ Ser estável, não tóxico, e essencialmente limpo; 
✓ Ser não corrosivo; 
✓ Permitir a obtenção do máximo de informações possíveis sobreas 
formações penetradas; 
✓ Ser inerte à contaminação por sais solúveis, minerais, cimentos etc; 
✓ Ser estável na temperatura do poço; 
✓ Ser inerte à ação das bactérias; 
✓ Conservar as propriedades desejadas quando submetido repetidamente 
aos diversos esforços (cisalhamento, compressão, descompressão etc.); 
✓ Não trapear gás facilmente; 
✓ Ser econômico; 
✓ Ambientalmente amigável. 
 
3.2.3. Tipos de fluidos 
Assim como os fluidos de perfuração, os fluidos de completação podem ser 
produzidos a partir de diferentes fases contínuas, tendo diferentes objetivos a 
 
 
46 
 
depender da sua composição final. Os dois tipos mais amplamente utilizados 
para completação e workover são fluidos a base água e a base óleo. 
 
3.2.4. Fluidos a base água 
São fluidos nos quais a fase contínua é a água, e os aditivos químicos são 
adicionados a essa fase no preparo dos fluidos. Comumente, esses fluidos 
podem ser compostos de três formas diferentes, sendo elas: fluidos de 
perfuração modificados (recondicionados), soluções salinas (brines) ou fluidos 
poliméricos. 
Como exemplo de composição de fluidos a base água podemos ter: 
 Água doce + KCl (1%) e desemulsificante (62,4 lb/ft³) 
 Água doce + NaCl (até 74 lb/ft³) 
 Água doce + NaCl + CaCl (75 a 82 lb/ft³) 
 
Fluido de Perfuração Modificado 
Estes fluidos são os mais econômicos uma vez que já se encontram no poço e 
nos tanques, necessitando apenas de um tratamento para colocá-los nas 
condições programadas. 
O ajuste desses fluidos necessita, normalmente, da inclusão de material para 
controlar a filtração, peso específico e viscosidade. Em alguns casos há a 
necessidade de substituir o fluido antigo por um fluido novo, e eventualmente 
sem sólidos. 
Estar disponível, ser econômico, ter filtrado baixo, peso específico correto, 
viscosidade e força gel ideal são características necessárias em um fluido desse 
tipo. Contudo, a simples presença dessas propriedades não torna esses fluidos 
as melhores opções para o uso, pois a presença dos sólidos básicos como 
bentonita, baritina, calcita e outros sólidos perfurados pode causar danos ao 
poço e dificultar a separação de sólidos na superfície. 
As vantagens de disponibilidade e a pouca necessidade de ajuste − para deixá-
los com as características desejadas − tornam esses fluidos mais econômicos. 
As maiores desvantagens são os tipos e quantidades de sólidos existentes. A 
presença desses sólidos insolúveis aumenta muito a probabilidade de dano, 
devido à possibilidade de redução da permeabilidade ou de tamponamento dos 
canhoneados. Esses fluidos também prejudicam as operações de squeeze. 
Em suma, esse fluido não é o mais recomendável para operações em que a 
presença de sólidos possa vir a prejudicar a zona produtora. 
 
Soluções Salinas (Brines) 
Elas são consideradas quimicamente mais estáveis em relação a outros tipos de 
fluidos de completação. Esses fluidos devem estar livres de sólidos, pois 
resíduos da própria água ou impurezas do próprio sal podem causar problemas 
 
 
47 
 
de tamponamento. Logo, é necessário filtrar esse fluido antes do início da sua 
utilização. 
Os sais comuns utilizados no preparo desses fluidos são: 
 Cloreto de sódio; 
 Cloreto de cálcio; 
 Cloreto de potássio; 
 Cloreto de zinco. 
Outros sais, como formiato, brometo de sódio, brometo de cálcio, brometo de 
zinco ou combinação deste com outros sais, podem ser usados, porém o custo 
é, normalmente, elevado. 
A principal vantagem é o seu poder de inibir o inchamento de argilas. Outra 
vantagem é a relativa facilidade de preparo e manuseio das soluções, 
excetuando as que envolvem brometo e cloreto de zinco. 
As principais desvantagens das soluções salinas são: 
 Não possuir controle de filtração; 
 Possuir uma limitada capacidade de carreamento; 
 Cristalização do sal nas soluções quer seja por saturação, quer por baixas 
temperaturas; 
 Toxicidade de algumas soluções; 
 Altas taxas de corrosão de algumas soluções; 
 Custo alto em alguns casos, principalmente quando se deseja corrigir 
alguma propriedade. 
 
Fluidos Poliméricos 
São fluidos à base água elaborados para atender determinadas situações, tendo 
baixo impacto sobre a produtividade do poço. 
As características normalmente projetadas para esses fluidos são: 
 Controle da filtração; 
 Inibir inchamento de argilas pelo fluido que possa ser perdido para a 
formação; 
 Viscosidade para remover areia, materiais cortados e outros; 
 Um comportamento reológico em que as perdas de carga por fricção não 
sejam um problema; 
 Viscosidade controlada com aditivos que tenham uma quantidade bem 
pequena de resíduos sólidos e que possam ser removidos facilmente; 
 Os sólidos colocados em suspensão devem ser solúveis em óleo ou 
ácidos; 
 Ter estabilidade térmica por longos períodos; 
 Ter estabilidade química em relação ao pH, salinidade, dureza, bactérias 
etc.). 
Um grande obstáculo ao uso desses fluidos é a sua pouca estabilidade à 
temperatura. Isso ocorre porque os produtos viscosificantes são normalmente 
compostos por polímeros orgânicos que tendem a ter uma resistência à 
 
 
48 
 
temperatura menor do que 250oF. O trabalho em temperaturas superiores só é 
viável, com alguma restrição, apenas com a introdução de alguns aditivos e 
novos produtos químicos. 
Esses fluidos podem ser adensados até 14 ppg (pound per galon = lb/Gal) com 
aditivos solúveis em ácido. Uma seleção no tamanho das partículas dos 
materiais adensantes também ajuda no controle do filtrado e na perda de fluido 
para formação. 
O custo desse tipo de fluido é maior do que os fluidos de perfuração modificados, 
porém é menor do que o custo das soluções salinas com peso equivalente. Isso 
é especialmente verdadeiro quando são necessários altos pesos como 11,5 a 16 
ppg, pois os sais - como cloreto de cálcio e brometo de cálcio - além de ser caros, 
necessitam ser usados em grandes quantidades. 
Um bom controle de filtrado é o uso de Cloreto de potássio (KCl), que em 
quantidade suficiente para inibir o inchamento das argilas, assegurará uma 
grande redução na probabilidade de danos nas formações de interesse.Com o 
controle dos fenômenos reológicos, é possível limpar o poço com boas taxas de 
fluxo e a suspensão de sólidos, quando em condições estáticas. 
 
3.2.5. Fluidos a base óleo 
São fluidos em que a fase contínua é um óleo, sendo os aditivos químicos 
adicionados a essa fase no preparo dos fluidos. 
Como exemplo, podemos ter o petróleo proveniente do próprio campo sendo 
utilizado como fluido de completação/workover. 
 
Petróleo, Óleos viscosificados e Emulsões verdadeiras 
Esses fluidos podem ser apenas o óleo crú ou óleos viscosificados. 
O óleo cru não pode ser adensado por não ter nem viscosidade nem força gel 
suficiente para suspender os materiais adensantes. O mesmo acontece com os 
óleos viscosificados, que sob temperatura elevadas perdem as características 
reológicas de sustentação. A viscosidade destes fluidos (óleos viscosificados) é 
induzida pela adição de gelificantes e/ou viscosificadores que promovem a 
sustentação dos agentes adensantes adicionados. Com o aumento da 
temperatura, a viscosidade decresce e existe decantação dos adensantes. 
O peso específico é normalmente baixo, apresentando boa estabilidade a altas 
temperaturas e corrosão. 
Como vantagem pode-se afirmar, sem dúvida, que estes são os melhores 
fluidos para serem usados em frente à zona de interesse. 
Esses fluidos apresentam grande disponibilidade, custo relativamente baixo e 
não causam danos à formação, se o teor de asfaltenos e parafinas não forem 
elevados. É excelente como packer fluid, por não apresentar problemas de 
corrosão, exceto em presença de gás sulfídrico dissolvido. 
 
 
49 
 
O adensamento é sua principal desvantagem tornando necessária a adição de 
gelificante, o que irá encarecê-lo em demasiado. Isso ocorre porque esses 
fluidos não possuem um comportamento reológico suficiente para sustentar os 
sólidos adensantes, O perigo de incêndio é um risco constante nas operações 
em que é usado o óleo cru. 
Esses fluidos ainda têm a desvantagem de manifestar um elevado índice de 
poluição, necessitando para operá-los, principalmente no mar, de equipamentos 
que preservem o meio ambiente. 
 
Emulsões inversas 
São as chamadas emulsões de água em óleo. São fluidos de perfuração não 
aquosos modificados. Seu uso requer a redução do teor de sólidos, sendo, 
muitas vezes, necessário o uso de um fluido novo com ou sem sólidos. 
Os materiais desenvolvidos para o preparo desses fluidos são estáveis em 
temperaturas altas e essas lamas podem operar em uma faixa de peso 
específico que varia de 8,0 a 20 ppg. 
O filtrado é baixo, sendo praticamente apenas óleo. Assim, os problemas com 
as argilas quase não existem. Porém, pode tornar a formação molhada pelo óleo 
no raio alcançado pelo filtrado. 
O custo é alto, restringindo seu uso a casos particulares. Além disso, apresenta 
um elevado índice de poluição. 
 
Emulsões verdadeiras 
São as chamadas emulsões verdadeiras, óleo em água, de uso restrito na 
completação. O fluido consta de uma emulsão óleo e água, com agente 
emulsionante e viscosificante, estabilizador de argila e material para combater 
perda de fluido. 
São considerados excelentes para prevenção de dano, limpeza do poço e poder 
de sustentação, apresentando, contudo, alto índice de poluição. 
 
3.2.6. Packer Fluid 
É o nome atribuído a qualquer fluido que é deixado dentro do poço, acima do 
packer no espaço anular entre a tubulação e o revestimento, com a finalidade de 
manter a pressão do revestimento sob controle. 
O packer fluid deve ser um fluido anticorrosivo, geralmente de composição 
salina, que permita a manipulação da tubulação ou do packer sem que haja 
decantação de detritos. Uma outra propriedade importante é que o fluido deve 
ser inerte em relação aos fluidos da formação, sem que haja danos ou interações 
entre eles. 
 
 
 
50 
 
3.2.7. Aditivos 
Muitos produtos químicos usados para as operações em campos de petróleo são 
vendidos com nomes comerciais ou códigos de companhia, por isso se torna 
mais complicado entender a funcionalidade de cada um e entender como são 
feitas as composições com fluidos para se atingir a finalidade pretendida. 
Os fluidos de completação geralmente têm uma composição básica de: 
 Água; 
 Adensantes (sal ou mistura de sais); 
 Doadores de pH (NaOH, 𝐶𝑎(𝑂𝐻)2, HCl e outros); 
 Surfactantes; 
 Bactericidas; 
 Inibidores de corrosão; 
 Estabilizados de argilas; 
 Polímeros – fluidos especiais. 
 
Água 
A água doce é mais comumente utilizada, e mais indicada, para compor as 
misturas de fluidos. 
Água do mar também pode ser utilizada, por motivos econômicos como em 
poços marítimos, porém devem ser feitas análises de pH, salinidade, quantidade 
de cálcio, ferro, dentre outros, para que possa ser utilizada. 
 
Adensante (brine) 
Agentes adensantes mais utilizados para os fluidos de completação são os sais, 
que dentre os tantos, temos: 
 NaCl – Cloreto de Sódio 
 KCl – Cloreto de Potássio 
 CaCl2 – Cloreto de Cálcio 
 CaBr2 – Brometo de Cálcio 
 ZnBr2 – Brometo de Zinco 
É importante que o fluido deve ser isento de sólidos, para evitar o 
plugueamento da formação produtora! 
 
Dentre as soluções salinas mais usuais temos: 
 
 
51 
 
 
 
A solução de NaCl é a mais utilizada como adensante para fluidos de 
completação devido ao baixo custo, composição simples, baixa corrosividade e 
compatível com o meio ambiente. 
 
 
Controlador de pH 
Comumente é feita a utilização de um controlador de pH para ajustar a faixa de 
operação do fluido. Uma boa faixa de operação é geralmente a faixa neutra (7,0 
– 8,0), o que evita a precipitação de cristais de cálcio e magnésio. 
Os principais doadores e reguladores de pH utilizados para fluidos de 
completação são: 
 NaOH – Hidróxido de Sódio (soda cáustica) 
 NaHCO3 – Bicarbonato de Sódio 
 HCl – Ácido Clorídrico 
 Ácido acético e fórmico 
 
Surfactantes 
 
 
52 
 
Surfactantes são aditivos químicos compostos de um grupo solúvel em óleo 
(grupo lipofílico) e um grupo solúvel em água (grupo hidrofílico). Esses aditivos 
possuem a habilidade de baixar a tensão superficial de um líquido por adsorção 
na interface entre um líquido e um gás. Os surfactantes baixam também a tensão 
superficial entre dois líquidos imiscíveis, por adsorção na interface entre os dois 
líquidos, ou por redução nos agentes de contato, por adsorção nas interfaces 
entre um líquido e um sólido. 
Os grupos lipofílicos, responsáveis pela solubilidade em óleo, geralmente são 
formados por hidrocarbonetos alifáticos lineares ou ramificados, contendo ou 
não grupos aromáticos. Desemulsificantes comerciais utilizam grupos formados 
por resinas fenólicas e alquídicas. Compostos do tipo fluorcarbonetos vêm sendo 
utilizados como redutor de tensão superficial. 
Os grupos hidrofílicos, determinantes da solubilidade em água da molécula do 
surfatctante, são altamente polares, iônicos ou não-iônicos. Os grupos mais 
importantes são os carboxilatos, sulfonatos, sulfatados, as aminas e os 
condensados de óxido de etileno. 
Surfactantes preventores de emulsão são formados por compostos orgânicos, 
de longa cadeia molecular, que adsorvem na interface água-óleo impedindo a 
formação de gotículas de água geradoras da emulsão. 
É comum, em fluidos de completação, a formação de espumas devido à 
agitação. Isso diminui a qualidade do fluido, reduz o peso específico e dificulta o 
bombeio. Por isso, há também o uso de surfactantes como antiespumantes. 
Esses surfactantes são álcoois de peso molecular médio, glicóis e siliconados. 
Eles atuam na interface água-óleo substituindo os surfactantes naturais ou não, 
que estabilizam a espuma. Com isso há um aumento da tensão superficial, 
drenando o líquido e quebrando a espuma. 
 
Inibidor de Corrosão 
A maioria dos surfactantes catiônicos à base de aminas é utilizada como 
inibidores de corrosão, principalmente em acidificação. Esses materiais 
funcionam por adsorção na superfície do aço da coluna e revestimento, 
formando um filmeprotetor e impedindo o contato do ácido com o aço. Como as 
operações de acidificações utilizam geralmente estes aditivos, testes de 
laboratório deverão ser realizados para verificação da compatibilidade com os 
outros surfactantes em uso. Outros inibidores de corrosão, como os fosfatos, 
silicatos, tiocianatos, podem ser usados. 
Nos fluidos de completação, a corrosão ocorre devido ao contato da solução 
salina e das reações com oxigênio, pois os sais dissolvidos promovem a 
condutividade necessária para que a reação se proceda. 
O bissulfito de sódio ou sulfito de sódio é um sequestrante de oxigênio que 
também atua na redução da corrosão. 
 
 
 
 
53 
 
Bactericida 
O uso de bactericidas dentro do poço tem por finalidade evitar o desenvolvimento 
de colônias de bactérias no fluido e a degradação dos polímeros utilizados no 
fluido que podem ser consumidos por microrganismos. De certa forma, eles 
também podem desenvolver um poder inibidor de corrosão, por atacar bactérias 
que contribuem com a oxidação de alguns equipamentos metálicos. 
 
Inibidor de Argila 
O uso de inibidores de argila se faz muito importante para evitar o inchamento 
da formação, causando danos à produtividade da zona produtora. 
Cátions livres como 𝐾+, 𝐶𝑎++, 𝑁𝐻4 𝑒 𝐴𝑙+++ funcionam muito bem na inibição das 
argilas. 
Como mencionado acima, o uso de soluções salinas (brines) fornecem uma boa 
capacidade de inibição. 
 
 
 
54 
 
 
 
Capítulo 4: 
 
Conceitos 
Básicos em 
Integridade de 
Poços e Barreiras 
de Segurança 
 
 
 
55 
 
4. Conceitos Básicos em Integridade de Poços e Barreiras de 
Segurança 
 
Durante a fase de Upstream existe a necessidade da garantia da segurança nas 
operações, desde a perfuração, ao longo de toda a vida de um poço, até seu 
abandono. Dessa forma, entende-se a necessidade de assegurar a integridade 
do poço, e o cuidado de mantê-lo sempre com barreiras de fluxo que funcionem 
durante todo o tempo de produção e após o abandono, para que nenhum fluido 
de seu interior interaja entre si quando pertencerem a zonas de fluxo diferentes, 
nem com fluidos que estejam no exterior do poço. 
Alguns acidentes marcaram a história da indústria de óleo e gás, trazendo 
fatalidades e consequências irreversíveis ao meio ambiente. A maioria desses 
desastres aconteceu como consequência da falta de planejamento e gestão de 
riscos que levaram às falhas nas barreiras de integridade e geraram blowout, 
explosões e vazamentos de petróleo. Entre os maiores em questão de 
vazamento de óleo desde os anos 2000 aparece o acidente na Deep Water 
Horizon que aconteceu no Golfo do México, Estados Unidos, no campo de 
Mississipi Canyon, bloco 252, conhecido como Macondo, durante a entrega de 
um poço exploratório. A explosão na plataforma aconteceu no dia 20 de abril de 
2010, e o relatório do incidente indicou 8 causas, em que grande parte são 
resultado de falhas de barreiras do poço, por exemplo: falha na cimentação dos 
anulares, a qual não suportou a pressão natural do poço; a locking sleeve 
(barreira instalada sobre o topo do reservatório a fim de impedir fluxo do exterior 
do poço para seu interior) falhou permitindo a passagem de óleo do reservatório 
para o interior do poço, chegando até a superfície; e as três formas de 
acionamento do BOP durante emergência também falharam. Esse acidente 
gerou onze fatalidades entre os funcionários a bordo e vazamento de 
aproximadamente três milhões de barris no oceano. 
Baseado na experiência desses eventos, a indústria tem focado no 
desenvolvimento de processos e sistemas de gerenciamento de integridade de 
poços para garantir que a integridade esteja presente em seus projetos, manter 
as operações rentáveis, e sem prejuízos ao meio ambiente e a pessoas. 
Alguns documentos internacionais e nacionais auxiliam as companhias a lidar 
com esse tema a fim de encontrarem soluções para garantir integridade, sendo 
o mais importante em termos de uso global a NORSOK-D010. No Brasil existe 
um regulamento específico de gerenciamento de integridade de poço elaborado 
pela Agência Nacional de Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP) 
chamado Regulamento Técnico de Sistema de Gestão de Integridade de Poço 
(RT-SGIP) (ANP, 2016), o qual passou a valer em sua totalidade em novembro 
de 2018 para poços offshore. 
 
 
 
56 
 
4.1. Conceitos Básicos 
 
4.1.1. Integridade de Poços 
Gerenciar a integridade do poço é essencial para o desenvolvimento das 
reservas de óleo e gás enquanto se preserva o meio ambiente e garante a 
segurança dos trabalhadores. Dada essa importância, desenvolver e 
implementar sistema de gerenciamento de integridade de poços tem sido um 
grande foco da indústria ultimamente. 
A definição de integridade de poço é dada como a qualificação que atesta a 
capacidade do poço de desempenhar sua função de conter e controlar o fluxo 
de fluidos dentro das barreiras predeterminadas ao longo da vida do poço. 
A NORSOK D-010, a norma norueguesa que rege o sistema de gerenciamento 
de integridade durante as fases de perfuração e operação dos poços, prescreve 
que a integridade de poço pode ser realizada através da “aplicação de técnicas, 
soluções operacionais e organizacionais para reduzir o risco de uma liberação 
descontrolada dos fluidos da formação ao longo da vida do poço” (NORSOK, 
2013). 
Dessa forma, um sistema que gerencia as barreiras de integridade deve 
satisfazer requisitos básicos para prover diretrizes claras para a fase de 
planejamento até a fase de abandono. O objetivo é assegurar que os poços 
sejam devidamente projetados, executados, operados e manutenidos por um 
período definido após o qual o poço será seguramente abandonado. 
 
4.1.2. Sistema de Gerenciamento da Integridade de Poços 
Devido à necessidade de um regulamento técnico específico para integridade de 
poços no Brasil, tendo como um dos motivos a perda de controle do poço e fluxo 
de hidrocarbonetos para a superfície marinha, também conhecidos como 
underground blowout, ocorrido no campo de Frade em 2011 e 2012, a ANP 
instituiu a Resolução 46/2016, o RTSGIP. 
O RTSGIP, assim como os outros regulamentos da ANP, não é prescritivo, 
deixando a cargo das operadoras definirem e moldarem seus sistemas de 
gerenciamento baseado nas Práticas de Gestão (PG) dos regulamentos técnicos 
da ANP. O RTSGIP possui 17 Práticas de Gestão, das quais muitas são similares 
ao seu precursor, o Regulamento Técnico do Sistema de Gerenciamento de 
Segurança Operacional (RTSGSO) (ANP, 2007). Exemplos de práticas do 
RTSGIP que estão diretamente ligadas à integridade física do poço são: 
 Prática de Gestão 10 – Etapas do Ciclo de Vida do Poço; 
 Prática de Gestão 11 – Elementos Críticos de Integridade de Poço; 
 Prática de Gestão 13 – Integridade do Poço. 
Um sistema para gerenciar a integridade do poço de forma eficaz é essencial 
para o desenvolvimento dos reservatórios de óleo e gás, prevenindo a ocorrência 
de incidentes e acidentes de forma a manter o meio ambiente e a força de 
trabalho seguros. 
 
 
57 
 
 
4.1.3. Conjunto Solidário de Barreiras 
O gerenciamento da integridade de poço, através de verificações, inspeções, 
testes e manutenções são aspectos chave para manter a integridade das 
barreiras. Além de prevenir o fluxo descontrolado de fluidos, as barreiras devem 
suportar as cargas e os esforços que o poço possa vir a ser submetido, serem 
aprovadas em todos os testes programados e funcionar da forma a qual se 
espera em ambientes de altas pressões, temperaturas e estresse mecânico 
durante todo o ciclo de vida do poço (ISO 16530-1,2017). O conjunto de barreiras 
deve ser configurado de forma a garantir que seja possível o rápido 
reestabelecimento, ou substituição, de uma estrutura de barreira perdida. Nas 
situações em que há perda/falha no sistema de barreiras, deve haver 
procedimentos imediatos disponíveis para garantir um nível de segurança 
adequado até a retomada das duas barreiras independentes. Não devehaver a 
realização de outras atividades enquanto o problema no sistema de barreiras do 
poço não for solucionado. 
De forma geral, há 4 principais formas nas quais é mais provável haver um 
vazamento de hidrocarbonetos do poço para o meio externo: 
 Pela coluna de completação/produção; 
 Pelo anular de completação/produção; 
 Pelo cimento entre anulares; 
 Por fora e ao redor do revestimento do poço. 
O RTSGIP, assim como outras normas e as boas práticas da indústria, define 
que deve existir dois Conjuntos Solidário de Barreiras (CSB) atuantes durante 
todo ciclo de vida do poço (ANP, 2016). 
O primeiro CSB é composto pelos elementos que estão expostos aos fluidos, 
enquanto o segundo não fica exposto a eles, mas fornece uma redundância de 
proteção caso o primeiro CSB falhe. 
Pode-se dar como exemplo de barreiras primárias, a depender da fase em que 
o poço se encontra (perfuração, operação ou abandono): rochas selantes, fluidos 
de perfuração, cimentação do revestimento, revestimento de produção, packers 
de produção, válvulas de segurança de superfície, entre outros. Com relação às 
barreiras secundárias podemos citar: fluido de completação, blowout preventer 
(BOP), tubing hanger, cimentação de anular, conjunto de vedação, válvula de 
cabeça de poço, válvulas wing e master atuantes da árvore de natal. 
As barreiras não necessariamente devem ser físicas, ou seja, também é 
considerado como barreiras alguns fatores operacionais, humanos e 
administrativos. 
As barreiras físicas são os equipamentos projetados, instalados e verificados 
regularmente, como por exemplo, durante a operação, as válvulas de segurança 
da árvore de natal, o tubo de produção, válvula de controle dos anulares, entre 
outros. 
As barreiras operacionais são designadas para prevenir os desvios das práticas 
seguras de trabalho e controlar o local de trabalho para evitar que erros gerem 
 
 
58 
 
perigos, ou causem acidentes (ISO 16530, 2017). Isso pode ser feito através da 
expedição de Permissão para Trabalho (PT), quando o serviço a ser executado 
é não-rotineiro ou possui uma periculosidade considerável, além de isolamentos 
de segurança, procedimentos e instruções de trabalho etc. 
Uma organização que possui uma forte cultura de segurança deve fornecer uma 
estrutura na qual a gestão de integridade de poços é bem executada. Como parte 
dessa estrutura, os controles administrativos fornecem informações, suporte e 
gestão das atividades que estão direta ou indiretamente relacionadas à 
integridade do poço, baseando-se em normas de projetos e manuseio de 
materiais, programas de garantia de qualidade entre outros. O treinamento, 
experiência, habilidades e competência para resposta ao risco são exemplos de 
barreiras humanas que a equipe de trabalho deve possuir (ISO 16530, 2017). 
 
4.1.4. Diagramas Esquemáticos de Barreiras 
É importante para qualquer projeto de poço, seja qual for a etapa em que ele 
estiver (planejamento, perfuração, produção, intervenção e demais), que haja 
uma representação ilustrativa de como se dá o arranjo das barreiras que 
garantirão a estanqueidade do sistema, a fim de evitar acidentes com o pessoal 
envolvido na superfície, assim como vazamentos para o meio externo. 
A representação do esquema deve possibilitar uma fácil compreensão de como 
se dá a configuração do poço, ilustrando de forma lógica e proporcional o 
posicionamento dos elementos ao longo do poço. Para cada elemento da 
barreira, deve haver informações de suas propriedades e características, como 
profundidade de assentamento (TVD e MD), pontos de vazamento em potencial, 
critérios operacionais de pressão e dos testes, caracterização da integridade da 
formação (quando esta compor uma das barreiras), dentre outras informações 
relevantes aos elementos ou à operação no poço. É importante, também, que o 
diagrama contenha informações relativas ao projeto, como identificação do 
campo, do poço, de sua função, indicação “as built” ou “as planned”, operador, 
operação, condições de monitoramento do elemento (quando disponível) e 
demais informações pertinentes ao projeto. A NORSOK D-010 possui em 
detalhes as informações necessárias para a correta elaboração de um diagrama 
esquemático de poço. 
Cada elemento deve ser devidamente identificado e sinalizado, havendo a 
distinção se este compõe a barreira primária ou secundária, ou se se trata de 
uma barreira em comum às duas, dependendo da operação em questão. Os 
elementos são representados em azul, para a barreira primária, na sua 
configuração normal de operação. Já os elementos da barreira secundária são 
representados em vermelho, na sua posição final de ativação, representando a 
barreira última de isolamento com o meio externo. 
 
 
59 
 
 
 
 
 
60 
 
 
 
 
Capítulo 5: 
 
Comportamento 
do Fluido Invasor 
 
 
 
61 
 
5. Comportamento do Fluido Invasor 
Quando ocorre um kick, temos a invasão do poço por água, óleo, gás ou uma 
combinação destes fluidos. Os kicks de água e óleo apresentam controle 
consideravelmente mais fácil de que o kick de gás. A seguir, o comportamento 
do gás invasor e sua migração até a superfície serão estudados em detalhe. 
 
5.1. Kick de Gás com o Poço Fechado 
Nesse caso, não é permitida a expansão do gás, ou seja, ele não sofre alteração 
de volume durante o deslocamento. Todavia este fluido migra para a superfície 
trazendo consigo a pressão que originou o kick e aumentando seu valor em todos 
os pontos do poço, inclusive em sua região mais crítica, a sapata do 
revestimento. Isso poderá levar a fratura das formações ou falha dos 
equipamentos. 
A velocidade em que o gás invasor viaja pelo poço é da ordem de 200 a 300 
metros por hora a uma pressão igual à pressão de poros da formação. Caso 
esse valor seja superior a resistência a fratura de alguma região do poço, ela 
pode ser fraturada. Analogamente, se este valor for superior a pressão de 
trabalho de algum dos equipamentos de segurança, um dano pode ocorrer. A 
figura abaixo representa um poço fechado cuja lama possui massa específica de 
11 ppg na primeira situação. Quando o gás atinge a sapata, esse valor passa a 
22 ppg, chagando a alcançar 30 ppg nas condições de superfície. A pressão 
observada equivale a 5.900 psi. Dificilmente as formações expostas resistiriam 
a um valor tão elevado. 
 
 
 
 
 
 
62 
 
5.2. Kick de Gás com o Poço Aberto 
Em condições de poço aberto, o gás também migra em direção a superfície, 
porém sua pressão não é mantida durante este trajeto. Ela vai se reduzindo em 
decorrência de sua expansão e esse aumento de volume pode tornar a operação 
de controle impraticável, podendo culminar em um blowout. 
Muitas das operações de controle de poço têm de lidar com a presença de gás. 
Seja ele gás metano proveniente de um poço produtor ou então gás nitrogênio 
utilizado para iniciar a produção em um poço recém completado, os gases se 
comportam de acordo com a Lei do Gás: 
 
𝑃1 × 𝑉1
𝑍1𝑇1
=
𝑃2 × 𝑉2
𝑍1𝑇2
 
 
Em condições de poço, o efeito da variação da temperatura sobre os gases é 
praticamente desprezível, e se torna impraticável considerar o termo de 
compressibilidade do gás Z devido ao desconhecimento do gás em questão. 
Logo, de forma simplificada, a expansão do gás pode ser estimada pela 
equação: 
𝑃𝑔á𝑠 × 𝑉𝑔á𝑠 = 𝑐𝑡𝑒 ↔ 𝑃1 × 𝑉1 = 𝑃2 × 𝑉2 
 
A partir de todas as informações anteriores, pode-se concluir que, em caso de 
kick, o poço não pode ser deixado aberto e nem indefinidamente fechado. O 
procedimento correto a ser adotado para retirar o fluido invasor de forma 
ordenada, evitando um blowout ou o fraturamento da formação mais fraca, 
consiste na seguinte sequência: 
1º) Parar a mesa rotativa; 
2º) Abrir a válvula de choke; 
3º) Parar a bomba; 
4º) Fechar o BOP; 
5º) Fechar o choke; 
6º) Ler e registrar a pressão de fechamento do revestimento (SICP) e a pressão 
de fechamento do drill pipe (SIDPP). 
 
 
63 
 
 
 
5.3. Tolerância ao Kick 
Tolerânciaao kick é o máximo volume de fluido invasor que um poço pode 
receber, sendo possível controlar a situação, circulando-o para fora sem fraturar 
a formação ou causar danos à sapata do revestimento 
 
 
 
 
64 
 
 
As seguintes hipóteses são consideradas: 
• O comprimento do kick (𝐿𝑘𝑖𝑐𝑘) deve ser menor ou igual ao poço aberto; 
• O sistema se encontra em equilíbrio estático com a pressão de poros da 
formação, expressa em massa específica equivalente (𝜌𝑒𝑞); 
• Quando a rocha é submetida a altos valores de pressão hidrostática 
exercida pelo fluido de perfuração, ela começa a absorver parte desse 
fluido até que uma fratura ocorra. 
Neste modelo, considera-se que a massa específica equivalente de absorção na 
sapata deve ser maior ou igual à massa específica do fluido de perfuração (𝜌𝑚). 
Fazendo o balanço das pressões do fundo até a sapata de revestimento, tem-
se: 
𝑃𝑠𝑎𝑝 = 𝑃𝑝 − 𝑃𝐻𝑘𝑖𝑐𝑘 − 𝑃𝐻𝑠𝑎𝑝→𝑓𝑢𝑛𝑑𝑜 
Onde 𝑃𝑠𝑎𝑝 é a pressão na sapata, 𝑃𝑝 é a pressão de poros da formação, 𝑃𝐻𝑘𝑖𝑐𝑘 
é a pressão hidrostática do kick e 𝑃𝐻𝑠𝑎𝑝→𝑓𝑢𝑛𝑑𝑜 é a pressão hidrostática do fluido 
de perfuração entre a sapata e o fundo do poço acima do influxo de gás. 
Mudando a equação em termos de massa específica equivalente, teremos a 
equação da seguinte forma: 
𝜌𝑒𝑠 × 𝐷𝑣𝑠 = 𝜌𝑒𝑞 × 𝐷𝑣 − 𝜌𝑘𝑖𝑐𝑘 × 𝐿𝑘𝑖𝑐𝑘 − 𝜌𝑚 × (𝐷𝑣 − 𝐷𝑣𝑠 − 𝐿𝑘𝑖𝑐𝑘) 
Onde 𝜌𝑒𝑠 é a massa específica equivalente na sapata, 𝐷𝑣𝑠 é a profundidade 
vertical da sapata, 𝜌𝑒𝑞 é a massa específica equivalente de poros, 𝐷𝑣 é a 
profundidade vertical do poço, 𝜌𝑘𝑖𝑐𝑘 é a massa específica do fluido invasor, 𝐿𝑘𝑖𝑐𝑘 
é o comprimento do kick e 𝜌𝑚 é a massa específica do fluido de perfuração. 
Da equação acima, verifica-se que, quanto maior a pressão de poros, maior pode 
ser a pressão atuante na sapata. O valor máximo ao qual esta pressão de poros 
pode chegar (Pkt) é igual ao da pressão de absorção na sapata de revestimento. 
A equação pode ser escrita da seguinte maneira: 
𝑃𝑘𝑡 = 𝑃𝑎𝑏𝑠 + 𝑃𝐻𝑘𝑖𝑐𝑘 + 𝑃𝐻𝑠𝑎𝑝→𝑓𝑢𝑛𝑑𝑜 
Para a tolerância de kick, é possível, também, determinar o valor de SICP 
máxima que pode ocorrer, considerando-se a seção de poço aberto até a sapata: 
𝑆𝐼𝐶𝑃𝑚𝑎𝑥 = (𝜌𝑡𝑒𝑠𝑡𝑒 𝑠𝑎𝑝. − 𝜌) × 0,1704 × 𝑇𝑉𝐷𝑠𝑎𝑝 
Dessa forma, estabelecemos a SICP máxima que pode ser atingida durante a 
tomada de um kick que permite a sua circulação de forma segura. 
Com este valor, determinaremos em seguida o comprimento e volume do influxo 
de acordo com a configuração de tubulares na seção de poço aberta: 
𝑆𝐼𝐶𝑃𝑚𝑎𝑥
𝐺𝑙𝑎𝑚𝑎 − 𝐺𝑖𝑛𝑓𝑙𝑢𝑥𝑜
= 𝐹𝑡 
𝐿𝑖𝑛𝑓𝑙𝑢𝑥𝑜 × 𝐶𝑎𝑝. 𝐴𝑛. = 𝑏𝑏𝑙 → 𝑂 𝑖𝑛𝑓𝑙𝑢𝑥𝑜 𝑝𝑜𝑑𝑒 𝑒𝑠𝑡𝑎𝑟 𝑒𝑚 𝑚𝑎𝑖𝑠 𝑑𝑒 𝑢𝑚𝑎 𝑠𝑒çã𝑜 𝑎𝑛𝑢𝑙𝑎𝑟 
 
 
65 
 
 
Além dos cálculos mostrados acima, é necessário possuir uma margem de 
segurança operacional para as situações práticas de controle de poço. Para isso, 
define-se a Margem de Segurança ao Kick como a diferença entre o valor da 
pressão de absorção (obtida no LOT) e o valor da pressão exercida na sapata, 
como: 
∆𝑃𝑚𝑠𝑘 = 𝑃𝑎𝑏𝑠 − 𝑃𝑠𝑎𝑝 
Em termos de massa específica: 
∆𝜌𝑚𝑠𝑘 = 𝜌𝑎𝑏𝑠 − 𝜌𝑒𝑠 
Enquanto ∆𝑃𝑚𝑠𝑘 > 0, significa que a pressão atuante na sapata é menor que a 
pressão máxima suportada pela formação (pressão de absorção), logo o poço 
pode ser fechado e circulado sem que haja risco de dano à formação ou à sapata. 
 
 
 
66 
 
 
 
 
 
Capítulo 6: 
 
Causas de Kick 
 
 
 
67 
 
6. Causas de Kicks 
 
O kick se refere a um fluxo indesejado de fluidos da formação (óleo, gás e/ou 
água) para dentro do poço e ocorre quando a pressão do fluido de perfuração 
fica menor do que a pressão da formação (underbalance). 
Dentre as principais causas para a redução na pressão do fundo do poço temos: 
 
6.1. Falta de Ataque ao Poço – preenchimento inadequado do poço 
Falta de ataque ao poço é a queda da pressão hidrostática devido à retirada da 
coluna de perfuração. O volume de aço retirado deve ser substituído por um 
volume equivalente de lama para que a pressão no fundo seja restabelecida. 
Para que esse fenômeno seja evitado, deve-se aumentar o volume de lama no 
poço a fim de que o seu nível seja mantido. A prática usual é manter o poço cheio 
durante toda a manobra ou completá-lo a cada retirada de três a cinco seções 
de tubos e a cada seção de comando. 
 
Quando a coluna é retirada sem abastecimento, o nível de fluido cai de uma 
altura ℎ𝑞𝑢𝑒𝑑𝑎, correspondente ao volume de aço retirado (𝑉𝑎ç𝑜). 
𝐶𝑟𝑒𝑣 = 𝐶𝑎 + 𝐶𝑖 + 𝐶𝑑 (𝑏𝑏𝑙/𝑚) 
Onde 𝐶𝑟𝑒𝑣 é a capacidade do revestimento, 𝐶𝑎 é a capacidade do anular, 𝐶𝑖 é a 
capacidade interna da coluna e 𝐶𝑑 é o deslocamento do tubo quando retirado de 
dentro do poço, todos medidos em bbl/m (barris por metro). 
𝑉𝑎ç𝑜 = 𝑉𝑙𝑑 = (𝐶𝑎 + 𝐶𝑖) × ℎ𝑞𝑢𝑒𝑑𝑎 = (𝐶𝑟𝑒𝑣 − 𝐶𝑑) × ℎ𝑞𝑢𝑒𝑑𝑎 (𝑏𝑏𝑙) 
Onde 𝑉𝑎ç𝑜 é o volume de aço retirado do poço, 𝑉𝑙𝑑 é o volume de líquido 
deslocado, e ℎ𝑞𝑢𝑒𝑑𝑎 é a altura de queda no nível de fluido dentro do poço. 
𝑉𝑎ç𝑜 = 𝐶𝑑 × 𝐿𝑡𝑢𝑏𝑜 (𝑏𝑏𝑙/𝑚) 
 
 
68 
 
Onde 𝐿𝑡𝑢𝑏𝑜 é o comprimento de tubo retirado na cabeça do poço, medido em 
metros. A redução de pressão hidrostática no fundo do poço será dada por: 
∆𝑃 = 0,1704 × 𝜌𝑙𝑎𝑚𝑎 × ℎ𝑞𝑢𝑒𝑑𝑎 (𝑝𝑠𝑖) 
Onde 𝜌𝑙𝑎𝑚𝑎 é o peso do fluido de perfuração utilizado. 
 
Exemplo: Compare a perda de pressão hidrostática quando se retiram 10 seções 
de tubos de perfuração para as configurações (a) e (b) para os seguintes dados: 
a) Revestimento de 9 5/8’’ e peso específico 36 lb/ft, tubo de perfuração com 
diâmetro externo de 5’’, peso específico de 18 lb/ft e seção de 90 ft. 
 
Cálculo das Capacidades: 
Capacidade de Revestimento (𝐷𝑖 é o diâmetro interno do revestimento): 
𝐶𝑟𝑒𝑣 = 0,003187 × 𝐷𝑖
2 = 0,003187 × 8,9212 = 0,2536 𝑏𝑏𝑙/𝑚 
 
Capacidade de Deslocamento (𝐷𝑒 é o diâmetro externo do tubo de perfuração). 
𝐶𝑑 = 0,003187 × (𝐷𝑒² − 𝐷𝑖²) = 0,003187 × (52 − 4,2762) = 0,0214 𝑏𝑏𝑙/𝑚 
 
Volume de aço retirado: 
𝑉𝑎ç𝑜 = 𝐿 × 𝐶𝑑 =
10 × 90
3,281
× 0,0214 = 5,87 𝑏𝑏𝑙 
 
Altura de queda do nível de líquido: 
ℎ𝑞𝑢𝑒𝑑𝑎 =
𝑉𝑎ç𝑜
(𝐶𝑟𝑒𝑣 − 𝐶𝑑)
=
5,87
(0,2536 − 0,0214
= 25,28𝑚 
 
Perda de pressão hidrostática: 
∆𝑃 = 0,1704 × 10 × 25,28 = 43,13 𝑝𝑠𝑖 
 
 
b) Revestimento de 4 1/2’’ e peso específico 15,1 lb/ft, tubo de perfuração com 
diâmetro externo de 2 7/8’’, peso específico de 6,5 lb/ft e seção de 90 ft. 
 
 
 
 
 
69 
 
Cálculo das Capacidades: 
Capacidade de Revestimento (𝐷𝑖 é o diâmetro interno do revestimento): 
𝐶𝑟𝑒𝑣 = 0,003187 × 𝐷𝑖
2 = 0,003187 × 3,8262 = 0,0467 𝑏𝑏𝑙/𝑚 
 
Capacidade de Deslocamento (𝐷𝑒 é o diâmetro externo do tubo de perfuração). 
𝐶𝑑 = 0,003187 × (𝐷𝑒² − 𝐷𝑖²) = 0,003187 × (2,8752 − 2,4412) = 0,00735 𝑏𝑏𝑙/𝑚 
 
Volume de aço retirado: 
𝑉𝑎ç𝑜 = 𝐿 × 𝐶𝑑 =
10 × 90
3,281
× 0,00735 = 2,016 𝑏𝑏𝑙 
 
Altura de queda do nível de líquido: 
ℎ𝑞𝑢𝑒𝑑𝑎 =
𝑉𝑎ç𝑜
(𝐶𝑟𝑒𝑣 − 𝐶𝑑)
=
2,016
(0,0467 − 0,0735
= 51,23𝑚 
 
Perda de pressão hidrostática: 
∆𝑃 = 0,1704 × 10 × 51,23 = 87,4 𝑝𝑠𝑖 
 
 
6.2. Perda de Circulação 
Ocorre quando há perda de fluido para a formação, reduzindo a altura de lama 
no anular e, assim, diminuindo a pressão hidrostática em todos os pontos do 
poço. Nestas condições um kick pode ocorrer. 
A perda de circulação pode ser natural, observada em formações fraturadas, 
vulgulares, cavernosas, com pressão anormalmente baixa ou depletadas e pode 
ser induzida, causada pelo excesso de pressão hidrostática. Esse excesso é 
provocado pela alta densidade do fluido de perfuração ou pela descida da coluna 
de perfuração, ou de revestimento, que poderá fraturar a formação. 
A perda de circulação pode gerar muitos custos e, em casos graves, pode levar 
a blowouts. Os sondadores devem permanecer vigilantes à perda de fluido para 
o poço e perdas excessivas devem ser evitadas, se possível,e devem ser feitas 
tentativas para resolver o problema sempre que ocorrer. As principais causas de 
perda de circulação são: 
 Assentamento de revestimento muito raso sem garantia de resistência 
suficiente da formação para sustentar a pressão da lama planejada para 
aquele intervalo; 
 Perfuração com muito overbalance; 
 
 
70 
 
 Perfuração muito rápida causando sobrecarga no anular com o excesso 
de detritos, levando a problemas na formação; 
 Excesso de pressão de pistoneio durante as manobras de coluna; 
 Entupimento do poço devido ao acúmulo de detritos (principalmente em 
poços de muita inclinação. 
 
 
O volume dos tanques deve ser monitorado constantemente! 
 Perda total de circulação leva a uma perda potencial de hidrostática dentro 
do poço 
 Perda de circulação causa perda da integridade da pressão no sistema 
de circulação 
 O poço deve permanecer preenchido sempre! 
 
6.3. Pistoneio 
O efeito pistão, ou pistoneio, é causado quando há movimentação de coluna de 
tubos, ou outros equipamentos, dentro do poço, provocando oscilações na 
pressão do fundo do poço que, em casos graves, podem gerar a tomada de um 
kick ou fraturas na formação, acompanhada de perdas de circulação. 
A movimentação de retirada de coluna (movimento ascendente) provoca uma 
descompressão de toda a coluna de fluido abaixo, o que diminui a pressão no 
fundo do poço e deixa o poço vulnerável ao kick. Já o movimento de descida de 
coluna, se não controlado adequadamente com limitação da velocidade, 
aumenta consideravelmente as pressões no fundo do poço, podendo superar a 
pressão de fratura e causar danos à formação nas zonas mais fracas. 
Dois tipos de pistoneio podem ocorrer durante a manobra da coluna de 
perfuração: pistoneio hidráulico e pistoneio mecânico. 
 
 
71 
 
 
 
Pistoneio Hidráulico: 
Esse tipo de pistoneio cria uma pressão negativa que reduz a hidrostática 
na formação devido à tendência da lama em acompanhar a coluna 
durante a retirada dela. 
Além disso, é possível reduzir a pressão gerada no pistoneio reduzindo a 
viscosidade do fluido de perfuração a valores mínimos permitidos ou 
ainda, controlando a velocidade de retirada da coluna. 
Pistoneio Mecânico: 
O pistoneio mecânico provoca a remoção da lama devido a obstruções 
entre a coluna que está sendo retirada e o poço como, por exemplo, 
enceramento da broca, estabilizadores ou reamer ou obstruções no 
packer quando sua borracha não está totalmente recolhida. 
Esse volume de fluido removido, que reduzirá a hidrostática no fundo do 
poço, será identificado como um fluxo de fluido na retirada da coluna, 
permitindo a verificação do pistoneio mecânico. Outra forma de identificá-
lo é pelo aumento do arraste (drag) associado ao enceramento de broca. 
Uma vez detectado, deve-se tentar remover os detritos da formação que 
estão promovendo o enceramento. Caso essas tentativas não tenham 
êxito e a coluna tenha de ser retirada, deve-se fazê-lo com auxílio de uma 
bomba. 
 
6.4. Peso de Fluido Insuficiente 
Ocorre quando o fluido de perfuração possui baixa massa específica para conter 
a produção de formações expostas. Essa insuficiência está associada a 
formações com pressão anormalmente alta ou a redução indesejada da massa 
específica do fluido. 
O que torna a hidrostática da lama insuficiente é: 
 Perfuração em zonas anormais de pressão 
 
 
72 
 
 Adição inadequada de água, vazamentos no tanque ou nas válvulas 
 Assentamento de barita em seção inclinadas do poço 
 Fatores humanos 
 
NOTA: A densidade do fluido/lama deve ser checada periodicamente. Os valores devem ser 
informados para os responsáveis na sonda e casos em que a lama esteja leve devem ser 
comunicados imediatamente 
 
6.5. Formações com Pressão Anormalmente Alta 
Devem ser empregadas técnicas de detecção e medição de pressões 
anormalmente altas para que se possa elevar a massa específica do fluido de 
perfuração e evitar o influxo. 
As principais fontes de identificação deste tipo de formação estão apresentadas 
na tabela abaixo: 
 
 
6.6. Redução da Massa Específica do Fluido 
A redução da massa específica pode ser causada por: remoção de baritina pelo 
uso de centrífugas, decantação de baritina no poço e nos tanques de lama, 
diluição do fluido e aumento da temperatura, como acontece em poços HPHT. A 
redução da massa específica do fluido de perfuração provocará a consequente 
redução da pressão hidrostática por ela exercida. 
 
 
 
73 
 
6.7. Corte do Fluido de Perfuração 
Quando o fluido de perfuração é contaminado por um fluido da formação ocorre 
corte da lama, causando a diminuição de sua massa específica. Essa redução 
também pode provocar um kick. 
A contaminação pode ser por óleo, água ou gás provenientes da formação 
perfurada. A situação mais crítica ocorre quando o corte é feito por gás. Esse 
fato se deve a sua maior expansão quando este está se deslocando em direção 
a superfície, causando uma maior diminuição da densidade da mistura. 
Mesmo em menores proporções, a redução na massa específica do fluido de 
perfuração devido ao corte por água e óleo também é importante e deve ser 
detectada para garantir a segurança da perfuração. 
A redução da pressão hidrostática vai depender da quantidade de fluido de 
contaminação. Quanto mais fluido invasor, maior é a probabilidade de ocorrência 
de um kick. 
 
 
6.8. Gás nos Cascalhos 
Quando uma formação contendo gás é perfurada, a lama pode sofrer corte de 
gás devido à liberação desse fluido existente nos cascalhos quando são 
circulados até a superfície. A extensão do corte de gás está relacionada com o 
total de gás da rocha, a permeabilidade da rocha, a taxa de penetração e o tempo 
que os cascalhos permanecem no poço (bottom up time). 
O gás no poço é submetido à pressão hidrostática normal e, conforme é circulado 
em direção à superfície, a pressão diminui e o gás se expande. Pequenas 
quantidades de gás podem causar uma grande redução no peso da lama medida 
na superfície. A redução da pressão hidrostática total no poço é muito pequena, 
embora os efeitos de superfície pareçam grandes. 
 
 
74 
 
 
 
Tendo-se constatado o corte de gás nos cascalhos, as seguintes ações devem 
ser tomadas: 
 Reduzir da taxa de penetração para diminuir o volume de gás a ser 
liberado dos cascalhos; 
 Aumentar a vazão de bombeio, se possível; 
 Parar a perfuração e circular para limpeza do poço em intervalos 
regulares. 
 
 
 
75 
 
6.9. Outras Fontes de Gás no Fluido 
Quando a camada portadora de gás se encontra numa região rasa do poço, ela 
é denominada camada de gás raso ou shallow gas. A perfuração em regiões de 
gás raso é uma das situações mais perigosas que podem ser encontradas, pois 
o gás atinge a superfície rapidamente, dando poucos indícios. 
Como o tempo de trânsito do fluido do fundo à cabeça do poço é curto, os 
operadores devem estar atentos aos sinais de um kick. O sensor de fluxo pode 
ser o único equipamento capaz de dar um aviso, com antecedência suficiente, 
de que um kick de gás raso está ocorrendo, permitindo que o desvio seja 
iniciado. Este sensor deve ser mantido em funcionamento sempre que possível. 
O grande problema desse sensor é que na prática ele geralmente não funciona. 
O aumento do nível de lama nos tanques, embora seja uma indicação valiosa, 
geralmente é percebido tarde demais. 
Adicionalmente, o gás presente em camadas de gás raso a altas pressões pode 
ser oriundo de zonas mais profundas de poços próximos, que sofreu migração 
através de uma falha que os interliga. O emprego de cimento pobre, falhas de 
revestimento, procedimento de abandono inadequado, blowouts de poços e 
operações de injeção são as possíveis causas dessas ocorrências. 
Outra situação de difícil detecção ocorre quando uma formação portadora de gás 
de baixa permeabilidade é perfurada. Quando o gás contido na rocha perfurada 
se incorpora ao fluido, também conhecido como gás de fundo ou background, o 
corte de gás é apenasuma indicação de que um reservatório ou de que um 
folhelho portador de gás foi encontrado. Neste caso, o detector permanece com 
leitura constante durante a perfuração e, caso haja uma variação para mais na 
leitura dele, a situação deve ser cuidadosamente investigada. 
 
6.10. Problemas na Cimentação 
O comportamento reológico da pasta de cimento é de extrema importância no 
processo de cimentação. Antes de alcançar sua resistência compressiva final, 
forma-se uma estrutura autossustentável que faz com que a pressão hidrostática 
da pasta se reduza à pressão hidrostática da água de mistura, enquanto existe 
permeabilidade ao gás. 
A redução do volume da pasta por perda de filtrado é outro fator que, associado 
ao anterior, reduz a pressão hidrostática da pasta antes da pega permitindo o 
influxo de gás. Nessas condições um kick pode ocorrer. 
Para evitar esse problema pode-se: 
 Minimizar a altura da pasta; 
 Manter o anular pressurizado; 
 Usar sais para aumentar a densidade da água de mistura; 
 Usar pastas com tempos de pega diferenciados; 
 Aumentar a massa específica do fluido antes da cimentação; 
 Usar múltiplos estágios de cimentação; 
 Usar pastas com aditivos bloqueadores de gás; 
 Usar External Casing Packer (ECP) na coluna de revestimento. 
 
 
76 
 
6.11. Outras Causas de Kick 
Algumas operações, quando realizadas de forma incorreta, podem causar kicks. 
Dentre elas podemos citar: 
a) Teste de formação a poço aberto: o risco aumenta quando existe 
formação portadora de gás no trecho do poço aberto. Os riscos mais 
comuns são: 
 Fratura da formação durante a circulação reversa; 
 Existência de gás acumulado abaixo do packer, após a circulação 
reversa; 
 Queda de nível do anular na abertura da válvula de circulação 
reversa; 
 Pistoneio causado pelo packer durante a retirada da coluna de 
teste. 
 
b) Repetição de um teste de formação sem o correto condicionamento do 
poço. 
 
c) Colisão com um poço em produção: quando durante a perfuração de um 
poço ocorre a colisão com outro já em produção, cortando as colunas de 
revestimento e de produção. A pressão hidrostática do poço que está 
sendo perfurado poderá não ser suficiente para conter os fluidos do poço 
produtor e assim ocorrerá um kick. Para evitar este tipo de acontecimento, 
a boa prática é interromper a produção de um poço quando se perfura 
outro com a mesma unidade. 
 
 
 
77 
 
 
 
 
 
Capítulo 7: 
 
Gestão de Riscos 
 
 
 
78 
 
7. Gestão de Riscos – Atribuição de Funções e 
Responsabilidades 
 
Para a correta execução de todas as operações da melhor forma possível, 
respeitando os parâmetros de segurança estabelecidos, é necessário que haja 
um planejamento hierárquico da atribuição de funções e responsabilidades para 
as situações críticas que podem ocorrer nos procedimentos pertinentes a todo 
poço de petróleo, principalmente na etapa de perfuração. 
Os componentes das equipes devem ter todas as capacitações, treinamentos e 
habilidades requisitadas pela empresa contratante, com todos os cursos em dia, 
para garantir que há o nivelamento de conhecimento básico necessário entre a 
equipe de operação. 
A execução dos exercícios de Controle de Poço de forma regular e recorrente é 
item obrigatório para garantir que todos os componentes das equipes dos 
diferentes turnos estão capacitados para lidar com eventuais situações críticas. 
 
7.1. Preparação de Controle de Poço 
 
Equipe de trabalho 
✓ Treinamento em well control e habilidades práticas com participação nos 
exercícios de well control; 
✓ Conhecimento das causas de kick e sinais de alerta; 
✓ Monitoramento do poço para detecção de kick; 
✓ Comunicação entre membros da equipe; 
✓ Conhecimento das responsabilidades e das estações de trabalho. 
 
Equipamento 
✓ O BOP deve ser classificado para a MASP; 
✓ Deve haver testes de pressão realizados regularmente; 
✓ Equipamentos de detecção devem ser mantidos em condições de 
operação. 
 
Poço 
✓ Deve estar preenchido com fluido a todo momento, com o peso correto 
para garantir o controle da pressão hidrostática; 
✓ Informações de ruptura de revestimento devem ser conhecidas e 
disponibilizadas na sonda; 
✓ Informações da integridade do poço e da MASP devem estar disponíveis 
na sonda; 
✓ Monitoramento da pressão da formação para ajustes no peso da lama 
quando necessário. 
 
 
79 
 
 
7.2. Funções e Responsabilidades 
Cada membro da equipe de sonda tem funções específicas na prevenção de 
kicks: 
 
Sondador 
✓ Detecção de kick e fechamento do poço; 
✓ Supervisão da equipe de perfuração durante operações de controle de 
poço. 
 
Floorhands, Torrista, Peneireiro e todos os demais: 
✓ Permanecer a postos e alerta para sinais de kick; 
✓ Reportar à estação durante operações de controle de poço. 
 
Engenheiro de fluidos 
✓ Garantir especificações corretas da lama; 
✓ Fornecer informações do poço necessárias às operações de controle de 
poço. 
 
Mud Logger: 
✓ Reportar aumentos na pressão da formação para o sondador e supervisor 
de operações; 
✓ Monitorar e registrar o sistema de circulação durante as operações de 
controle de poço. 
 
Toolpusher: 
✓ Garantir o correto posicionamento do sondador e da equipe na 
plataforma; 
✓ Permanecer na sonda no início de operações de kill; 
✓ Informar as novas equipes prévio às mudanças de turno nas equipes de 
operações de controle de poço; 
✓ Para sondas marítimas: informar ao capitão da embarcação sobre 
operações de controle de poço para que possam ser iniciados os 
procedimentos de emergência pertinentes à situação. 
 
Supervisor de Operações 
 
 
80 
 
✓ Responsabilidade do controle de poço no geral. Discutir com toolpusher 
quaisquer mudanças de Política ou Procedimentos que sejam afetados 
pelo Documento de Interface (Bridging Document); 
✓ Garantir que toda a equipe tenha conhecimento de suas 
responsabilidades; 
✓ Manter linhas de comunicação abertas para todos; 
✓ Informar a todos os membros sobre operações a serem executadas 
 
Equipe de serviços: 
✓ Conhecer funções atribuídas para as condições emergenciais. 
 
7.3. Documento de Interface (Bridging Document) 
Finalidade 
O documento de interface (BD) tem a finalidade de apresentar os requerimentos 
de gestão ambiental entre operador e contratados. O BOEMRE (Bureau of 
Ocean Energy Management, Regulation and Enforcement) publica a Regra de 
Segurança do Trabalho (Workplace Safety Rule) para requerer que operadores 
de óleo e gás offshore mantenham um sistema de gestão de segurança e meio-
ambiente para atender aos requerimentos necessários. Este sistema deve 
identificar, abordar e gerenciar riscos e impactos de segurança operacional para 
promover a segurança humana e a proteção ambiental. A Regra de Segurança 
do Trabalho abrange todas as operações offshore de petróleo e gás em águas 
federais e torna obrigatórias as práticas anteriormente voluntárias nas Práticas 
Recomendadas 75 (RP 75) do American Petroleum Institute (API). 
Estes são os 13 elementos que a Regra torna obrigatório: 
1. Provisões gerais: para implementação, planejamento e gestão de revisão 
e aprovação do Sistema de Gestão de Segurança e Meio-ambiente; 
2. Informações de segurança e meio-ambiente: necessárias para qualquer 
instalação, como: dados de projeto, processos realizados, componentes 
mecânicos. 
3. Análise de riscos: realizado para cada instalação. 
4. Gestão de Mudanças: documento que mapeia e registra todas as 
mudanças realizadas nas instalações ou em operações, como mudanças 
de gestão, troca de equipes, troca de contratados. 
5. Procedimentos operacionais: avaliação das operações e dos 
procedimentos escritos. 
6. Práticas de segurança: manuais, padrões, regras de conduta. 
7. Treinamento: práticas de segurança, treinamento técnico – inclusive 
contratados. 
8. Integridade mecânica: programa de manutenção preventiva, controle de 
qualidade. 
9. Revisão prévia: realizada para todos os sistemas prévio ao começo dequalquer operação. 
 
 
81 
 
10. Emergências e controle: planos de evacuação, contingência de 
derramamentos, devem estar em dia e com o treinamento devido às 
equipes. 
11. Investigação de incidentes: procedimentos para investigação, tomada de 
ações corretivas e acompanhamento. 
12. Auditorias: requerimento de auditorias regulares. 
13. Registro e documentação: descrição dos elementos do sistema de 
gestão. 
 
 
7.4. Atribuições da equipe 
 
Representante da empresa (Company Man): 
✓ Organizar operação de kill 
✓ Responsabilidade geral da operação (ou OIM) 
✓ Informa as equipes e acompanha as operações 
✓ Notifica e mantém a comunicação entre departamentos 
✓ Pode ser o responsável pela operação do choke 
 
OIM/Toolpusher 
✓ Responsável pela sonda e pela equipe 
✓ Verifica a correta distribuição das equipes e notifica o responsável da 
embarcação acerca das operações de controle de poço 
✓ Pode ser responsável pela operação do choke ou designar um 
responsável 
✓ Coordena a operação de kill com o representante 
 
Sondador 
✓ Responsável primário pela verificação e detecção de kicks 
✓ Fechamento de poço e notificação do supervisor 
✓ Organiza a equipe da sonda para operação de kill 
✓ Permanece no console para controle da sonda e da bomba 
 
Torrista / Assist. de Sondador 
✓ Se direciona para os tanques de lama, alinha separadores de gás, 
desgaseificador e manifolds dos tanques 
✓ Atua junto ao engenheiro de fluido para garantir as características 
corretas da lama utilizada 
 
 
 
 
82 
 
Engenheiro de fluidos 
✓ Se posiciona junto aos tanques e garante o correto peso ao fluido 
✓ Mantém a densidade e as propriedades do fluido constantes ao longo da 
operação 
 
Floorhands 
✓ Se reporta à estação de controle de poço atribuída 
✓ Segue as instruções dadas pelo sondador ou supervisor 
 
Motorman 
✓ Desliga todos os equipamentos não-essenciais e garante a energia 
necessária para a sonda durante as operações 
✓ Se posiciona na correta estação para controle de poço e fica de prontidão 
para instruções de desligamento total da sonda (caso necessário) 
 
Cementer 
✓ Se reporta à unidade de cimento, alinha a bomba de cimento e fica de 
prontidão para outras ordens 
 
 
7.5. Exercícios de Controle de Poço (Well Control Drills) 
A gravidade de qualquer kick no poço pode ser reduzida se for detectada o mais 
cedo possível. As equipes devem ser capazes de reconhecer as indicações de 
um potencial kick e de fechar o poço adequadamente no menor tempo possível. 
Esses exercícios destinam-se a testar o sondador e o mud logger em seu estado 
de alerta em relação a um aumento no volume do poço e verificar se os 
equipamentos e indicadores do nível do poço estão operando corretamente. 
O Supervisor de Perfuração e Completação da empresa deve planejar os 
exercícios e avaliar o desempenho da equipe da sonda. 
Nenhum aviso prévio deve ser dado de que um exercício deve ser realizado, a 
fim de testar o grau de vigilância exercido pelo sondador e pelo mud logger. 
O tempo a partir do momento em que o exercício é iniciado, até que a equipe 
tenha reagido, deve ser registrado, juntamente com o tempo total necessário 
para concluir o procedimento de exercício fechando o BOP. Todos os exercícios 
e respostas devem ser registrados no Relatório Diário de Perfuração da empresa 
e no Relatório IADC. As perfurações de poço devem ser registradas no 
formulário apropriado da empresa. 
Para completar o exercício, a equipe perfuração também deve preencher a Kill 
Sheet. Os valores de SIDPP e SICP serão fornecidos pelo supervisor da 
plataforma de perfuração da empresa e pelo supervisor de completação. 
 
 
83 
 
 
Os exercícios contribuem para uma rápida detecção dos alertas de controle de 
poço O objetivo dos exercícios de BOP é familiarizar as equipes de perfuração 
com as técnicas que são implementadas na ocorrência de um kick. 
A pressão no poço induzido pelo kick depende do volume do influxo. Os 
exercícios de simulação preparam a equipe para os sinais de alerta e promovem 
detecções mais rápidas e eficazes. O exercício deve ser realizado da forma mais 
realista possível – não poupar esforços para isso. 
Os exercícios devem ser realizados semanalmente com cada equipe: 
✓ Durante a perfuração 
✓ Durante a manobra 
✓ Durante a perfuração com uso de diverter 
 
7.5.1. Choke drill 
O exercício melhora a competência da equipe para aplicação do Método do 
Sondador. As vantagens do exercício são: 
✓ Prática com o controle da pressão utilizando o choke da sonda; 
✓ Melhor entendimento sobre o atraso na resposta de operação do choke 
(lag time); 
✓ Prática do melhor procedimento para se obter a pressão da coluna de 
perfuração no fechamento do poço (SIDPP); 
✓ Garante a atuação dos equipamentos de controle de poço na superfície 
(BOP, medidores, choke); 
✓ Mais tempo de prática no manuseio da bomba e alinhamento das 
velocidades de amortecimento do poço. 
 
Procedimento: 
1. Manobrar a coluna acima do plug de cimento 
2. Preencher a coluna e circular fluido por alguns minutos 
3. Fechar o preventor anular ou válvula de gaveta superior 
4. Aumentar a pressão do anular em 200psi (ou de acordo com a política 
interna) 
5. Alinhar a bomba de lama 
6. Bombear lentamente até atingir a válvula flutuante e obter a pressão da 
coluna (SIDPP) 
7. Chegar à pressão de kill mantendo a pressão do revestimento (SICP) 
constante (através do ajuste do choke) 
8. Medir o atraso na resposta do medidor da coluna após realizar o ajuste 
do choke 
9. Alterar a taxa de circulação mantendo a pressão do revestimento 
constante (através do ajuste do choke) 
10. Desligar a bomba mantendo a pressão do revestimento constante 
11. Drenar excesso de pressão residual e alinhar os equipamentos para o 
retorno da perfuração 
 
 
84 
 
 
7.5.2. Pit Drill 
Este exercício objetiva familiarizar a equipe da sonda com as alterações de 
volume dos tanques de fluido quando há um kick em andamento. Os 
procedimentos de Hard e Soft shut-in devem ser implementados para o caso de 
kick durante manobra. O exercício pode ser executado tanto para poços abertos 
quanto revestidos. 
 
Procedimento: 
1. Alertar o início do kick verbalmente ou levantando uma boia no tanque 
(normalmente Supervisor de Perfuração ou Encarregado de Sonda). 
2. No início, o líder da equipe deve alertá-los e parar a rotatória. 
3. Puxe o kelly acima da mesa rotativa até que o kelly cock inferior esteja 
acima do rig floor, ao mesmo tempo desacelere a bomba. 
4. Pare as bombas. 
5. Feche o preventor anular 
6. Abra a válvula operada hidraulicamente na saída lateral do conjunto BOP 
para o manifold do choke (a válvula interna está sempre aberta em 
condições normais). 
Nota: Um diagrama com todas as medições relevantes relacionadas à posição da junta 
da ferramenta deve estar disponível para o sondador no painel de controle do BOP. 
7. Faça leituras das pressões do anular fechado (SICP) e da coluna de 
perfuração (SIDPP). 
8. Meça o 'ganho' no tanque de lama ativo. 
9. Termine o exercício e retorne todas as configurações ao modo de 
operação normal. 
 
 
 
85 
 
 
 
Capítulo 8: 
 
Sinais de 
Advertência de 
Pressões 
Anormais – 
Indícios de Kick 
 
 
 
86 
 
8. Sinais de Advertência de Pressões Anormais – Indícios de 
Kick 
 
O objetivo primário do controle de poço é manter peso de fluido suficiente para 
garantir a sobrepressão da coluna hidrostática em relação a pressão de poros 
da formação. Para isto, é necessário ter conhecimento da magnitude da pressão 
da formação. Na fase de planejamento do poço, a pressão de poros pode ser 
obtida através de dados adicionais do poço, quando disponíveis, e de análises 
de dados sísmicos. Porém, apesar de úteis, o valor real da pressão de poros do 
poço sendo perfurado pode variar. 
Geralmente, a pressão de poros é planejada para ser normal até que uma 
profundidade seja alcançada onde as mudanças nos parâmetros de perfuração 
indiquem umamudança para subnormal ou anormal. As formações de pressão 
anormal são as mais comumente penetradas e representam o maior risco do 
ponto de vista de controle de poço. À medida que a pressão de poros da 
formação aumenta, o peso da lama deve ser aumentado para manter a 
sobrepressão desejada. O intervalo no poço em que a pressão de poros da 
formação aumenta em relação ao normal é conhecido como "zona de transição". 
Para os folhelhos, a zona de transição representa a barreira de permeabilidade 
que restringe o fluxo de fluidos dos poros para o ambiente marinho. A espessura 
da zona de transição depende da permeabilidade dentro e adjacente à formação 
sobrepressurizada e da idade da sobrepressão, por exemplo, o tempo disponível 
para o fluxo de fluido e esgotamento da pressão desde que a sobrepressão se 
desenvolveu. 
Mudanças nos parâmetros de perfuração permitem a detecção e estimativa de 
valores de pressão de poros para zonas de transição. Métodos e técnicas estão 
melhorando constantemente a precisão, permitindo um melhor controle do poço. 
Todo esforço deve ser feito para detectar a presença de zonas de transição 
durante o planejamento e perfuração de um poço. 
 
8.1. Indicadores da Perfuração 
 
Taxa de penetração 
Em um ambiente normalmente pressurizado, os folhelhos tornam-se mais 
compactados à medida que a profundidade aumenta. À medida que a 
compactação aumenta, o teor de água do folhelho diminui e torna-se mais denso 
e "mais duro" de perfurar. À medida que a profundidade aumenta na pressão 
normal de poros, a redução da taxa de penetração e o aumento das forças de 
perfuração, como peso na broca, velocidade rotativa e potência hidráulica da 
broca, representam uma tendência clara. Mudanças nesta tendência permitem 
a detecção de pressão anormal nos poros. 
As zonas de transição são frequentemente sobrepostas por uma zona de 
folhelho quase impermeável que atua como uma vedação de pressão e é 
 
 
87 
 
conhecida como rocha capeadora. Esta rocha de cobertura pode oferecer 
perfuração muito difícil; e isso, por si só, é um indicador de potencial 
sobrepressão pendente. À medida que a broca penetra na zona de transição, o 
aumento da porosidade e do teor de água do folhelho permite uma perfuração 
mais fácil e ocorre uma deflexão da tendência "normal". 
 
 
Exponente “d” corrigido 
 O exponente d é a medida da perfurabilidade de uma dada formação 
 Valores decrescentes de 𝑑𝑐 indicam uma zona de transição 
 É possível calcular a magnitude da pressão de poros 
 É mais exato durante a perfuração de litologias constantes, especialmente 
camadas de folhelho 
 Uma tendência deve ser estabelecida prévio ao começo da perfuração da 
zona de transição 
 
As equações de d e 𝑑𝑐 são dadas por: 
𝑑 =
(
𝑅𝑂𝑃
𝑁 × 60)
𝑙𝑜𝑔
(
𝑊𝑂𝐵 × 12
𝐷𝑏 × 106 )
𝑙𝑜𝑔
 
𝑑𝑐 = 𝑑 ×
𝑃𝑝
𝐸𝐶𝐷
 
 
 
88 
 
Onde ROP é a taxa de penetração (ft/hr), N é a velocidade de rotação (rpm), 𝐷𝑏 
é o diâmetro da broca (pol), WOB é o peso sobre a broca (lbs), 𝑃𝑝 é a pressão 
de poros (ppg) e ECD é a densidade equivalente de circulação (ppg). 
 
 
Indicadores de Pressão 
 
 
 
 
89 
 
Curvas de Resistividade 
Mudanças na tendência para a esquerda indicam aumento da compactação 
abaixo, e para a direita indicam aumento da pressão de sobrecarga. 
 
 
Interface de Software para Gerenciamento de Indicadores 
 
 
 
90 
 
 
8.2. Durante a Perfuração 
Ao longo da operação de perfuração, há diversos sinais que dão indícios da 
possibilidade de que há um kick em andamento, dentre eles temos: 
 
 Aumento da taxa de penetração (drilling break) 
Um aumento brusco na taxa de penetração é geralmente causado por uma 
mudança no tipo de formação. Se uma litologia de maior perfurabilidade for 
alcançada, pode haver perda do equilíbrio de pressão, fazendo com que a 
pressão de poros fique maior do que a pressão no fundo do poço. É considerado 
um indicador secundário de influxo, pois alterações na taxa de penetração 
podem ser obtidas por variações do peso sobre a broca, da rotação e da vazão. 
 
 Aumento do fluxo de retorno 
Esse é um indicador primário e pode ser observado quando a vazão de retorno 
é maior que a vazão de injeção. 
 
 Ganhos no volume do tanque 
Qualquer invasão de fluido da formação resulta em um aumento no nível de lama 
nos tanques, que normalmente é um sistema fechado de circulação. Quando o 
aumento é muito lento, esse indício fica difícil de ser detectado. Além disso, 
outros fatores podem mascarar a mudança no nível. 
Qualquer adição feita a esse fluido deve ser comunicada e acompanhada para 
que a equipe de perfuração possa acompanhar corretamente o nível de lama 
nos tanques. 
 
 Poço fluindo com as bombas desligadas 
Este é um dos indicadores primários de kick. Durante a parada das bombas, 
após passar o tempo de estabilização das pressões, não é esperado observar 
fluxo de saída de fluidos do poço, pois esperamos que a coluna de fluidos 
permaneça estática. Ao observar fluxo do poço após o desligamento das 
bombas, temos um indício de que pode haver um kick em andamento no fundo 
do poço, onde a entrada de um dado volume de influxo provoca o deslocamento 
de um volume equivalente de lama para fora do poço, por isso o fluxo observado 
na superfície. 
 
 Alteração no peso da coluna 
O peso da coluna de perfuração lido é influenciado pelo peso da coluna de fluido 
utilizada. O empuxo do líquido sobre a coluna de perfuração se altera com as 
mudanças nas propriedades da lama, a exemplo da densidade. Quando há 
 
 
91 
 
mudanças na leitura do peso da coluna, sendo que não se alterou nenhum dos 
parâmetros de perfuração, isso pode estar indicando mudanças no peso do fluido 
de perfuração devido a entrada de fluidos da formação com densidade menor, 
alterando a resultante do empuxo provocado na coluna, o que aumenta o peso 
resultante medido na superfície. 
 
 Aumento da velocidade da bomba e diminuição da pressão de 
bombeio 
Inicialmente, a entrada do fluido invasor no poço pode causar floculação da lama 
e, temporariamente, um aumento da pressão de bombeio. Como a circulação é 
contínua esse efeito logo deixa de ser significativo. O fluido menos denso da 
formação torna a hidrostática do anular mais leve que a do interior da coluna e, 
como formam um tubo em "U", isso causa um desbalanceamento, aliviando o 
esforço da bomba. 
 
 Redução na densidade do fluido de perfuração 
Da mesma forma que quando há alteração do peso da coluna, alterações na 
densidade do fluido de perfuração podem indicar a ocorrência de um kick no 
fundo do poço, onde o influxo que adentrou o poço se mistura com o fluido de 
perfuração, alterando a sua densidade resultante. Em casos de influxos de gás, 
por exemplo, onde a densidade do fluido invasor é muito menor que a do fluido 
de perfuração utilizado, é possível identificar na superfície a diminuição da 
densidade do fluido, além da presença de gás na sua composição. 
 
8.3. Durante a Manobra 
Da mesma forma, enquanto as bombas estão desligadas para a manobra de 
coluna ou de equipamentos, há sinais que nos advertem da ocorrência de que 
há um possível kick em andamento. Dentre eles, temos: 
 
 Preenchimento inadequado do volume do poço 
Poço aceitando menos lama que o volume de aço retirado: 
Na retirada da coluna o poço deve aceitar o volume de lama correspondente ao 
de aço retirado. Deve haver um controle rigoroso dessa operação na superfície, 
o que é feito através de um tanque de manobra e preenchimento de planilhas. 
Caso o poço aceite menos lama, pode ser um sinal de que há fluido da formação 
invadindo o poço. 
Durante um pistoneio mecânico tal fato também se verifica, porém essa 
observação é uma causa de kick e não um indício. Mesmo assim, todas as 
providências devem ser tomadas a fim de evitar que o kick realmente ocorra. 
 
Poço devolvendo mais lama que o volume de aço descido 
 
 
92 
 
Pode acontecer do kick somente ser notado durante a descidada coluna ao 
fundo do poço. Quando a coluna é descida no poço, o fluido de perfuração flui 
em virtude do deslocamento da lama pela tubulação. Caso esteja ocorrendo um 
kick, o poço flui continuamente e não só no momento da descida da seção. As 
causas para esse indício podem ser: 
 Pistoneio durante a retirada da coluna; 
 Sobrepressão (surge pressure), isto é, pode-se ter induzido uma perda 
durante a descida da coluna, com a consequente diminuição do nível de 
lama no poço; 
 Poço abastecido incorretamente, provavelmente na retirada dos 
comandos. 
Nessas situações é necessário o monitoramento do volume na descida da 
ferramenta, através do tanque de manobra, para que as medidas de controle 
sejam tomadas. 
 
8.4. Durante a Perda de Circulação 
A recuperação do nível de lama no poço após sua queda pode ser um indício de 
kick. Por ter entrado um fluido mais leve no poço, a pressão hidrostática atuante 
sobre a formação pode não ser mais suficiente para que esta continue a absorver 
fluido. Neste caso, os fluidos invadem o poço e o nível é recuperado. 
 
8.5. Importância da Rápida Detecção de um Kick 
Quanto mais rápido um kick for detectado, tomando-se as providências 
necessárias, mais fácil será o seu controle. Isso acontece porque se minimiza: 
 O volume do kick; 
 As pressões SIDPP (Pressão de Fechamento do Drill Pipe) e SICP 
(Pressão de Fechamento do Revestimento); 
 As perdas de tempo nas operações de controle. 
Além disso, a demora na detecção de um kick ou na tomada das providências 
requeridas para o seu controle pode resultar em sérias consequências, como: 
 Transformação do kick num blowout; 
 Liberação de gases venenosos na área; 
 Poluição do meio ambiente; 
 Incêndio. 
 
8.6. Falsos Indicadores 
Como um método convencional de detecção de gás, o influxo entra no poço e 
aumenta o nível no volume do poço. No entanto, existem situações em que o 
aumento ou diminuição do volume do tanque não é devido a um kick ou perda 
de circulação. Esses indicadores, que são conhecidos como indicadores de falso 
kick, devem ser avaliados cuidadosamente antes de tomar qualquer decisão. 
a) Razões para aumento no volume do tanque: 
 
 
93 
 
 Adições e tratamentos ao fluido na superfície 
 Transferência de fluido entre tanques 
 Fluxo devido a efeitos de temperatura e compressibilidade 
 Ballooning 
 Liberação de gás em fluidos base óleo ou sintético 
 
b) Razões para diminuição no volume do tanque: 
 Controle de sólidos 
 Descarte de fluido/lama 
 Perda de circulação 
 Transferência de fluido entre tanques 
 
c) Mudança na Taxa de Penetração 
 Aumento na taxa de penetração como função do peso sobre a broca, 
da formação, da rotação da mesa, caso não se utilize um top drive e 
na vazão da bomba, apenas para formações moles onde a hidráulica 
perfura; 
 Mudança na formação: há uma mudança gradativa na taxa de 
penetração; 
 Formação de pressão elevada resultando num rápido incremento da 
taxa, sendo um indício de kick. 
 
Quando houver um sinal de alerta, é recomendado que o sondador pare a 
operação para verificar se há fluxo proveniente da formação. No entanto, a 
ausência de fluxo durante a verificação não é um fator absoluto. Isto pode 
significar que o poço se encontra estático mesmo havendo acumulação de 
fluidos da formação no fundo do poço. Nesse caso, não há fluxo na superfície 
devido a: 
 Pequeno volume de swab: o fluido ocupa a seção do poço aberto, 
reduzindo a hidrostática. Por vezes, essa redução não é tamanha para 
colocar o poço em underbalance, porém, à medida que o gás ascende e 
se expande, a situação pode evoluir para um underbalance e posterior 
kick. 
 Gás em solução (OBM/SBM): neste caso, o poço não flui inicialmente, 
mas à medida que o gás quebra a solução e é liberado, o fluxo pode 
aumentar drasticamente. 
 Influxo em poços horizontais: mesmo havendo ganhos no volume do 
tanque indicando influxo em poços de grande desvio ou horizontais, não 
 
 
94 
 
há fluxo no poço enquanto o gás estiver na seção horizontal do poço, pois 
o influxo não compromete a hidrostática. 
 
8.7. Dimensionamento do BOP 
O Blowout Preventer (BOP) é o principal equipamento de segurança do poço de 
petróleo, uma vez que permite o fechamento deste em casos de descontrole, 
evitando poluição ambiental e acidentes na plataforma. Este equipamento só é 
acionado quando o controle primário do poço já foi perdido (um kick já ocorreu) 
e precisa-se iniciar as medidas de controle secundário para evitar um blowout. 
O BOP possibilita o fechamento do poço de petróleo e, em casos de plataformas 
flutuantes móveis, a desconexão de emergência entre o poço e o riser, através 
do LMRP (Lower Marine Riser Package). Neste caso, o BOP permite que a 
plataforma se afaste sem haver ruptura das tubulações que a ligam ao poço. 
 
 
 
95 
 
 
 
 
 
Capítulo 9: 
 
Detecção de Kick 
 
 
 
96 
 
9. Detecção de Kicks 
 
9.1. Quando ocorrem os kicks? 
Pode ocorrer um kick em qualquer momento em que não se exerça suficiente 
pressão sobre o poço para controlar a pressão de uma formação. Como já vimos 
em “Princípios Básicos dos kicks”, estes podem ter diversas origens. Como um 
kick pode ocorrer a qualquer momento, temos de ser capazes de reconhecer e 
identificar certos sinais que servem de aviso, a fim de tomar as medidas 
necessárias. 
 
9.2. Sinais de Advertência 
Para poder detectar um kick em sua etapa mais inicial, é preciso conhecer os 
indicadores que avisam que o poço está fluindo. Ao observar um ou mais dos 
seguintes sinais, deve-se concluir que o poço está fluindo e que se devem iniciar 
os procedimentos de controle. Jamais se devem procurar outras explicações 
para estes sinais até que se tenha comprovado que o poço não esteja fluindo. 
Em algumas regiões, os sinais indicadores de kicks são considerados normais 
para aquelas áreas, contudo: 
 
DEVE-SE SEMPRE CONSIDERAR QUE O POÇO ESTÁ FLUINDO ATÉ QUE 
SE PROVE O CONTRÁRIO! 
Como averiguar? 
Realizar o flow check! 
 
9.2.1. Aumento na Vazão de Retorno 
Quando a bomba opera com uma vazão preestabelecida ou constante, desloca 
ou bombeia por minuto uma quantidade fixa de fluido em direção ao interior do 
poço. Portanto, uma vez que a vazão de injeção de fluido para o interior do poço 
é constante, a vazão de retorno de fluido também deve ser constante. Caso se 
identifique um aumento no volume de fluido (flui mais para fora do que se esteja 
bombeando) e o regime de bombeamento não tenha mudado, isso quer dizer 
que o fluido de retorno em excesso provém da formação. 
 
9.2.2. Aumento de Nível nos Tanques de Injeção 
Se o poço está recebendo fluido da formação, isso se acrescenta ao volume que 
já está presente. Isso fará com que o volume nos tanques de injeção, ou 
depósitos, aumente. Todos os tanques de circulação devem ser medidos e 
marcados para que se perceba rapidamente qualquer aumento adicional. 
 
 
 
97 
 
Toda vez que se aumente ou diminua a densidade do fluido devem-se usar 
quantidades medidas e se deve notificar o pessoal envolvido. Assim, será 
possível registrar o aumento adicional correspondente e o pessoal poderá 
perceber que o poço está em kick se ocorrer um excesso de entrada de fluido 
sobre o funcionamento normal. 
 
 
 
9.2.3. Rastros de Gás/Óleo durante a Circulação 
Quando se percebe um incremento súbito de gás, existe a possibilidade de que 
estejam entrando petróleo ou gás no poço devido a não estar sendo exercida 
pressão hidrostática suficiente sobre a formação produtiva. Se é certo que uma 
injeção gaseificada raramente origina um kick, caso seja suficientemente severa 
poderá diminuir ainda mais a pressão hidrostática. À medida que uma maior 
quantidade de gás penetrar e se expandir, a pressão hidrostática continua 
diminuindo até o poço começar a fluir. 
Algumas zonas apresentam um acréscimo lento dos fluidos de formação. 
Nesses casos, é muito difícil que ocorra um blowout. Deve-se recordar, 
entretanto,que os kicks são, por definição, fluxos não desejados de fluido da 
formação. Os rastros de gás/petróleo são indicadores de kicks e devem ser 
tratados como tais. Um curso de ação recomendável é dirigir a circulação através 
do choke, pelo menos para afastar o gás ou o petróleo das proximidades do 
convés de perfuração do equipamento. 
 
9.2.4. Diminuição na Pressão de Bombeamento / Aumento na Vazão 
de Bombeamento 
Os influxos de fluido da formação costumam diminuir a densidade da coluna de 
fluido. Isso faz com que a pressão exercida por esta coluna diminua. Como 
resultado, será preciso fazer menos força para mover uma coluna mais leve e a 
pressão de bombeamento diminuirá. À medida que se diminua a carga e o 
esforço a que os motores do equipamento são submetidos, aumentará o ritmo 
da bomba que, em consequência, funcionará mais rapidamente. A isso também 
 
 
98 
 
se soma a expansão ascendente do gás, que eleva parte do fluido e reduz ainda 
mais a pressão total da coluna. 
 
9.2.5. Poço Fluindo 
À medida que o poço flui, agrega fluido de formação que desloca o fluido do 
poço. Muitas vezes tem-se a impressão de que o sondador está acionando as 
bombas, porque o fluido está aumentando no poço, mas, na verdade, as bombas 
não estão funcionando. O monitoramento do poço deve ser constante e deve 
haver comunicação paras determinar se ele está ou não fluindo. 
 
9.2.6. Preenchimento Inadequado do Poço durante a Retirada de 
Coluna 
A retirada de tubulação do poço é provavelmente um dos momentos mais 
perigosos das operações num equipamento e uma das causas mais habituais de 
kicks. Os fatores que contribuem para isso incluem: a perda de pressão de 
circulação, o efeito das batidas de pistão ao retirar a perfuração, a retirada da 
perfuração sem o preenchimento do poço, fazendo com que o nível da coluna 
de lama desça para o espaço anular, e preenchimento insuficiente, o que diminui 
a pressão hidrostática. Para neutralizar todos esses fatores é necessário manter 
o poço cheio. Deve-se fazer um registro dos tipos de tubos retirados versus o 
volume de líquido injetado para encher e se deve verificar visualmente se o poço 
está cheio. 
Se o poço for preenchido com menos do calculado, deve-se supor que o fluido 
da formação está invadindo o poço. Se, por outro lado, acrescentamos mais 
fluido e o poço não se enche, é o caso de estar havendo uma perda de fluido. 
 
 
O volume bombeado no poço deve ser igual ao volume de tubulação retirada! 
 
 
99 
 
9.2.7. As Colunas saem Cheias 
Se o fluido de formação é pistoneado ou se uma bolha de gás se segue a uma 
ferramenta de grande diâmetro ou a um packer poço acima, logo se produz a 
expansão da bolha. A força da mesma não permite que o fluido “caia” no interior 
do tubo de perfuração e o tubo começará a sair cheio. Nessa circunstância, o 
poço deve ser fechado e circulado. 
 
9.2.8. Variações no Peso da Coluna de Perfuração 
O fluido do poço favorece a flutuação. Isso significa que o fluido sustenta parte 
do peso do tubo. Quanto mais pesado for o fluido, maior é a flutuação que ele 
proporciona e, portanto, maior é o peso que sustenta. Um aumento no peso da 
coluna de perfuração pode ser devido a uma afluência de fluido de formação, 
que diminui a densidade do fluido no poço. À medida que a densidade diminui, 
reduz-se também a capacidade do fluido de favorecer a flutuação. 
Uma diminuição no peso da coluna de perfuração também pode ser causada por 
uma expansão de gás que empurra a tubulação para cima. Nessas 
circunstâncias, deve-se fechar o poço sem demora e iniciar os procedimentos de 
controle. 
 
9.2.9. O Poço não Devolve o Volume Correto de Fluido – Descida da 
Coluna de Perfuração 
À medida que se desce a tubulação para o poço, o deslocamento de fluido para 
fora deve ser igual ao deslocamento do tubo. Caso se faça descer a tubulação 
rápido demais, pode ocorrer que se empurre o fluido pra dentro de uma formação 
mais em baixo, como resultado das pressões de compressão. O resultado pode 
ser uma descida do nível da coluna de fluido e uma diminuição da pressão 
hidrostática. Se a pressão do fluido descende por debaixo da formação, o poço 
começará a fluir. Quando existe uma afluência no poço, mais volume se 
deslocará para o exterior do poço em comparação como deslocamento do tubo. 
Isso se deve à expansão do gás e/ou ao fluxo do poço. Deve-se enfatizar muito 
a importância de efetuar as colocações de equipamento de maneira correta. A 
diferença entre o fluido deslocado para fora e o deslocamento da tubulação que 
se desce revela a existência de um problema. Deve-se sempre utilizar uma forma 
de medição do fluido que se esteja deslocando para fora. 
 
9.3. Kicks na Retirada de Coluna do Poço 
Os kicks que acontecem quando já foi retirada a tubulação começam, na 
verdade, durante a retirada, mas nesse momento passam despercebidos. O kick 
pode ter começado nas primeiras etapas da retirada da tubulação ou, com maior 
probabilidade, ao deixar de encher o poço com a frequência necessária no final 
da retirada, ou ainda quando se manipulavam os comandos de perfuração. O 
indicador de kick nesses casos é a ocorrência de fluxo do poço. 
 
 
100 
 
Quando a tubulação não está no poço, o fechamento dos preventores de 
fechamento total é um procedimento adequado, junto com a monitoração da 
pressão no choke. O fechamento das gavetas de fechamento total evita quedas 
de objetos no poço e evita que o poço flua se o choke for deixado fechado. 
Quando for necessário fechar o choke, recomenda-se contar com um alarme 
sensível à pressão, a fim de monitorar o acúmulo de pressão no sistema de 
fechamento. Quando for necessário deixá-lo aberto deve-se dispor de um guarda 
para controlar o fluxo do manifold do choke. Além disso, deve-se programar o 
alarme do tanque de injeção para que se ative na menor variação. 
 
 
 
Com frequência, durante a reparação de um poço ou em áreas com problemas 
de perda de circulação, esta circulação garantirá que o poço permaneça cheio e 
que a coluna de fluido não perca nível, através do conjunto de BOP, com 
bombeamento e retorno provenientes do mesmo tanque. Caso se utilize esse 
sistema, deve-se colocar alarmes para controlar perdas e aumentos no tanque 
de circulação. 
 
9.4. Kicks durante a Perfilagem 
Os kicks durante a perfilagem podem ser resultado do efeito do movimento do 
pistoneio das ferramentas de perfilagem num poço estreito, de pequeno fluxo, 
durante a retirada da tubulação, ou o fato de não se monitorar a tubulação e nem 
a manter cheia durante as operações. O problema básico dos kicks durante a 
perfilagem é que eles têm espaço para avançar, e quando são descobertos ou 
se decide fechar o poço, já estão bastante avançados. 
Deve-se sempre levar em conta a utilização de um lubrificador de cabos. Um 
lubrificador que seja comprido o suficiente para abranger as ferramentas 
permitirá retirar a coluna de ferramentas, caso ocorra um kick, sem necessidade 
de cortar o cabo para fechar o poço. O lubrificador pode ser testado antes de ser 
corrido pelas ferramentas de perfilagem. 
 
 
 
101 
 
9.5. Kicks durante o Revestimento 
Os kicks que ocorrem nesses casos têm as mesmas características dos que 
ocorrem durante os cursos. O fator mais importante a considerar nestes casos é 
que, como as operações do equipamento estão orientadas para o revestimento, 
não se dedica o tempo necessário para detectar um kick ou para pensar na 
necessidade de fechamento do poço. 
No processo de revestimento, o kick será detectado pelo fato de que o fluxo de 
lama deslocado não se detém durante o enroscamento dos canos. Deve-se 
utilizar um sensor de fluxo e um totalizador de volume no tanque enquanto ocorre 
o revestimento. O procedimento correto indica que se devem fazer certos 
cálculos no que diz respeito ao deslocamento do revestimento e das junções. 
Deve-se manter um registro para comparar os volumes de deslocamento 
teóricos e reais e assim determinar se existe muitodeslocamento de lama. Caso 
se detecte um kick, deve-se fechar o poço, utilizando o preventor de tubo ou 
preventor anular. Também é preciso utilizar um dispositivo para circulação com 
as conexões apropriadas do equipamento, para instalar e fechar o diâmetro 
interno do revestimento caso o equipamento de flutuação não funcione, e para 
fazer com que o kick circule para o exterior. 
 
 
 
O preventor anular deve ser utilizado com precaução. A pressão de 
fechamento deve ser controlada de acordo com as especificações de pressão 
de esmagamento do revestimento, sobretudo para revestimentos de grande 
diâmetro e baixo conteúdo de aço. 
 
 
 
 
102 
 
9.6. Kicks durante a Cimentação do Revestimento 
Nestes casos, os kicks ocorrem devido à redução da pressão da coluna de lama. 
As causas dessa redução podem ser: uma mistura muito leve, a perda de 
circulação, o fato de não ter o peso adequado ou a mecânica do processo de 
endurecimento do cimento. 
Quando se circula cimento, deve-se monitorar o sensor de fluxo para poder 
detectar qualquer incremento. É necessário monitorar os aumentos de volume 
nos tanques, comparando-se com o volume de cimento deslocado, para ter 
certeza, dessa forma, que volume de lama deslocado é essencialmente igual ao 
volume de cimento bombeado. 
Existe outra complicação: quando o tampão superior alcança o limite 
anteriormente calculado, geralmente dão-se início aos processos normais de 
desarmamento de boca de poço e, caso se detecte algum fluxo, ele é atribuído 
à expansão de fluidos devido à temperatura. Sob nenhuma circunstância deve-
se destravar o BOP até que se tenha descartado a possibilidade de ocorrer um 
kick. Deve-se levar em conta que, caso o poço flua, não se podem utilizar 
técnicas de circulação convencionais. Ao contrário, devem ser usadas técnicas 
tais como injeção de fluido sem drenagem, injeção com drenagem ou 
procedimentos volumétricos. 
 
 
RESUMO 
A detecção de kicks é responsabilidade de todos. Têm-se perdido poços 
devido ao sondador não ter alertado ao encarregado de sonda e ao 
representante da companhia operadora de que existia a possibilidade que 
o poço estivesse fluindo. É importante conhecer e saber reconhecer os 
sinais de kicks. Quando um ou mais desses sinais aparece, tanto a equipe 
quanto o equipamento se encontram em perigo. Deve-se sempre controlar 
esses sinais para determinar se o poço está manifestando um kick. É 
possível que o fechamento do poço seja o passo seguinte. 
 
 
 
103 
 
 
 
 
Capítulo 10: 
 
Procedimentos 
de Fechamento 
do Poço 
 
 
 
104 
 
10. Procedimentos de Fechamento do Poço 
 
Este capítulo abrange vários procedimentos e temas com seus correspondentes 
exemplos. Notar-se-á que apenas engloba aspectos gerais e não temas 
específicos. Os procedimentos para um caso real devem ser prescritos para 
cada poço em particular e conforme o tipo de equipamento disponível e para 
cada operação. As tarefas designadas às equipes variarão de acordo com 
numerosos fatores, e deverão também ser detalhadas, mas não na base de poço 
por poço, mas de operação por operação. 
 
10.1. Fechamento do Poço 
Uma vez detectado o kick, o poço deve ser controlado seguindo os 
procedimentos adequados. Os procedimentos de fechamento de poço baseiam-
se no bom senso; o problema são os indivíduos. Em emergências, deve reinar 
um estrito controle e disciplina na equipe. Exercício de simulação de kick, a 
planificação de procedimentos e a estrita supervisão, são as chaves para 
conseguir controlar-se o poço com êxito. Após ter sido detectado o kick, deve o 
poço ser fechado tão logo quanto possível. Os procedimentos de fechamento de 
poço são destinados a: 
 
1. Parar o influxo de fluido da formação dentro do poço. 
2. Proteger a equipe e o equipamento. 
3. Indicar os meios de organizar os procedimentos para amortecer o poço. 
4. Permitir as determinações das pressões dentro da tubulação de 
perfuração, e a pressão no casing. 
 
Não existem “kicks pequenos” ou “fluxos pequenos”. Qualquer deles pode 
derivar em explosão. Toda entrada de fluido deve considerar-se como uma 
explosão em potencial. No caso de existir dúvidas sobre se o poço está entrando 
em kick, deve o mesmo ser fechado. 
Os procedimentos de fechamento de poço poderão variar de acordo com a 
política da companhia, tipo de equipamento e tamanho da equipe. Entretanto, os 
princípios básicos para fechamento de um poço são comuns a todos. Deve 
fechar-se o preventor para deter o kick. Existem discussões a respeito do método 
mais apropriado: fechamento duro ou mole, ou uma variação de ambos. Não é 
a intenção de este manual promover um ou outro, pois todos os poços são 
diferentes um do outro e, em consequência, os procedimentos deverão ser 
decididos, informados, conhecidos e aplicados conforme o poço ou atividade 
específica. 
 
 
 
 
105 
 
10.1.1. Verificação de Fluxo (flow check) 
A verificação de fluxo é o processo pelo qual se observa o poço, estando as 
bombas de lama paradas, para determinar a existência de um kick. A verificação 
de fluxo é efetuada à discrição do Sondador, tomando por base as mudanças 
observadas nos parâmetros de perfuração (Ex: velocidade de penetração, 
vazão, incremento no nível do tanque de injeção, etc.), obedecendo a normas da 
companhia (Ex: certos momentos durante a extração de tubulações, tais como o 
momento de começar a retirar, ao chegar à sapata do casing e antes de extrair 
os colares de perfuração), ou a pedido do representante da companhia 
operadora, o chefe de poço, encarregado de controle de lama, ou outros 
interessados da equipe (geólogos, etc.). O grau de balanço e outros fatores 
influem na frequência de verificação. A verificação do fluxo deverá prolongar-se 
o suficiente para poder-se chegar à conclusão sem sombra de dúvidas de que o 
poço esteja estático ou fluindo. As verificações de fluxo poderão ser efetuadas 
por observação direta mediante um equipamento sensor de fluxo, ou mediante 
controle volumétrico. Uma vez determinado que o poço esteja em kick, deverá 
iniciar-se, de imediato, os processos de fechamento de poço. 
 
Verificação de Fluxo durante a 
Perfuração 
Verificação de fluxo durante a Descida 
ou Retirada de coluna 
1. Alertar a equipe. 
2. Parar a rotação. 
3. Levantar a haste até que a junta 
da ferramenta fique sobre o nível 
do convés de perfuração 
4. Parar as bombas. 
5. Observar se existe fluxo no poço. 
1. Alertar a equipe. 
2. Colocar as cunhas de modo que 
a última junção da ferramenta 
fique em nível normal de trabalho 
sobre o nível do assoalho de 
perfuração. 
3. Colocar a válvula de segurança 
de abertura total. 
4. Observar se existe fluxo. 
 
Nota: Realizar a verificação de fluxo 
antes de extrair o Conjunto de Fundo de 
poço 
 
 
 
 
106 
 
10.1.2. Fechamento do Poço com a Tubulação no Fundo do 
Poço 
A seguir, dão-se os detalhes dos procedimentos de fechamento de poço a serem 
observados no caso de verificação de kicks durante a perfuração de acordo com 
a sequência anterior de verificação. 
 
Fechamento soft 
(Estrangulador aberto) 
Fechamento hard 
(Estrangulador fechado) 
Fechamento Modificado 
(Estrangulador fechado) 
1. Abrir a válvula da linha 
do estrangulador de 
BOP. 
2. Fechar o BOP 
designado. 
3. Fechar o estrangulador, 
assegurando-se que a 
pressão não exceda o 
limite que o casing 
consegue suportar. 
4. Notificar o pessoal da 
companhia operadora. 
Ler e registrar SIDPP e 
SICP a cada minuto 
1. Abrir a válvula da linha 
de Choke do BOP. 
2. Fechar o BOP 
designado. 
3. Notificar o pessoal da 
companhia operadora. 
4. Ler e registrar SIDPP e 
SICP a cada minuto. 
1. Fechar o BOP 
designado. 
2. Fechar a válvula de 
linha de Choke do BOP 
3. Notificar o pessoal da 
companhia operadora 
4. Ler e registrar SIDPP e 
SICP a cada minuto. 
 
Procedimento mais adotado: 
1. Posicionar o tool joint de um tubo de perfuração na mesa rotativa demodo 
a permitir a conexão da válvula de segurança de coluna. Instalar as 
cunhas; 
2. Instalar a válvula de segurança da coluna na posição aberta (Válvula de 
Passagem Plena); 
3. Retirar as cunhas e posicionar o corpo do tubo nos preventores; 
4. Fechar a válvula de segurança inferior do Kelly ou Top Drive (Válvula de 
Passagem Plena); 
5. Fechar o BOP. (anular); 
6. Abrir a válvula da linha do choke (HCR); 
7. Abrir a válvula de segurança inferior do Kelly ou do Top Drive (Válvula de 
Passagem Plena); 
8. Ler e registrar o crescimento das pressões no anular (SICP) e coluna 
(SITP) até atingir a estabilização do crescimento das pressões. Em 
seguida, registrar o volume de fluido ganho no tanque de retorno. Usar a 
planilha de acompanhamento de fechamento de poço. 
9. Aplicar método do sondador para circulação do kick ou outro método mais 
adequado para a situação (método volumétrico, bullheading, stripping, 
etc.) 
 
 
 
107 
 
 
10.1.3. Fechamento do Poço durante a Descida ou Retirada de 
Coluna de Tubulaçãoi 
A seguir, detalham-se os procedimentos de fechamento de poço a observar no 
caso de notar kicks numa carreira, de acordo com a sequência de verificação: 
 
Fechamento soft 
(Estrangulador aberto) 
Fechamento hard 
(Estrangulador fechado) 
Fechamento 
Modificado 
(Estrangulador aberto) 
1. Instalar a válvula de 
segurança de 
passagem total na 
posição aberta. Fechar 
a válvula. 
2. Abrir a válvula da linha 
de Choke do BOP. 
3. Fechar o BOP 
designado. 
4. Fechar o Choke, 
assegurando que a 
pressão não exceda o 
limite que o Casing 
pode suportar. 
5. Notificar o pessoal da 
companhia operadora 
6. Levantar e enroscar a 
haste ou cabeça de 
circulação, abrir a 
válvula de segurança 
de passagem total. Se 
não se houver uma 
válvula de retenção 
instalada na tubulação, 
assegurar-se de que o 
equipamento de 
superfície esteja cheio 
antes de abrir a válvula 
de segurança. 
7. Ler e registrar SIDPP e 
SICP a cada minuto. 
1. Instalar a válvula de 
segurança de 
passagem total na 
posição aberta. Fechar 
a válvula. 
2. Abrir a válvula da linha 
de Choke do BOP. 
3. Fechar o BOP 
designado. 
4. Notificar o pessoal da 
companhia operadora 
5. Levantar e enroscar a 
haste ou cabeça de 
circulação, abrir a 
válvula de segurança 
de passagem total. Se 
não se houver uma 
válvula de retenção 
instalada na tubulação, 
assegurar-se de que o 
equipamento de 
superfície esteja cheio 
antes de abrir a válvula 
de segurança. 
6. Ler e registrar SIDPP e 
SICP a cada minuto. 
1. Instalar a válvula de 
segurança de 
passagem total na 
posição aberta. Fechar 
a válvula. 
2. Fechar o BOP 
designado. 
3. Abrir a válvula da linha 
de Choke do BOP. 
4. Notificar o pessoal da 
companhia operadora 
5. Levantar e enroscar a 
haste ou cabeça de 
circulação, abrir a 
válvula de segurança 
de passagem total. Se 
não se houver uma 
válvula de retenção 
instalada na tubulação, 
assegurar-se de que o 
equipamento de 
superfície esteja cheio 
antes de abrir a válvula 
de segurança. 
6. Ler e registrar SIDPP e 
SICP a cada minuto. 
 
 
10.2. Modificações nos Procedimentos de Fechamento 
 
10.2.1. Fechamento durante a descida ou retirada de Coluna 
com TOP DRIVE 
Conceitualmente, de forma virtual porque a realidade não existe, “a haste” (Kelly) 
convencional para equipamentos que contam com sistemas de acionamento 
 
 
108 
 
TOP DRIVE, é como se estivesse sempre colocado. Uma vez fechado o poço, 
instalar uma tubulação de perfuração curta (pup joint), ou uma tubulação de 
perfuração comum entre o TOP DRIVE e a válvula de segurança de abertura 
total, e depois abrir a válvula. Caso o fluxo que sai através da tubulação impeça 
a instalação da válvula de segurança, o TOP DRIVE poderá ser enroscado 
diretamente na tubulação de perfuração na boca do poço, ao ter este, já 
incorporada, uma válvula de segurança. 
 
10.3. Procedimentos de Espaçamento e Suspensão 
 
10.3.1. Conjunto de BOP de Superfície 
Não é o ideal fechar uma válvula BOP ao redor de uma junta de ferramentas 
(união ou junção de barra). Para evitar isso, é necessário conhecer a distância 
desde o assoalho do equipamento até cada um dos preventores que poderiam 
ser fechados. Deve-se, igualmente, conhecer-se o ponto médio dos tubos. O 
sondador e a equipe devem saber o comprimento necessário aproximado da 
tubulação que deve sair da mesa rotativa para evitar que o preventor anular e as 
gavetas se fechem ao redor das juntas de tubo. Devem usar-se comprimentos 
exatos, caso precisem deixar a tubulação pendurada. 
 
10.3.2. Conjuntos de BOP Submarinos 
O espaçamento em operações desde unidades flutuantes pode apresentar mais 
de um problema. As grandes profundidades de água, o fluxo da maré e o 
movimento do mar complicam o espaçamento, e as tarefas de suspensão, 
particularmente devido a que muitos sistemas de BOP submarinos são mais 
longos que o comprimento médio da tubulação utilizada. É fundamental a 
medição precisa de cada tubo retirado. 
Em geral, o BOP anular superior se utiliza para fechar o poço. Caso não se 
conheça o espaço exato devido ao movimento, ou a qualquer dos fatores antes 
mencionados, extrair a tubulação lentamente, verificando o indicador de peso e 
o medidor de vazão do acumulador. O peso sofrerá um leve incremento à medida 
que for extraída a junta de ferramenta através do preenchimento anular. Uma 
vez este atravessado, o anular irá requerer uma maior quantidade de fluido 
hidráulico para manter a pressão de fechamento contra o corpo da tubulação. A 
seguir, poderá ser calculado o espaçamento. 
Após verificar o espaçamento, proceder a fechar as gavetas. Realizar a 
suspensão utilizando o compensador de aparelho e fechar os preventores de 
gaveta. Sendo possível, drenar a pressão enclausurada entre a gaveta fechada 
e o espaço anular e depois abrir o BOP anular. 
 
10.3.3. Fechamento sobre Comandos 
Um dos momentos mais críticos ao fechar um poço é quando se extraem os 
comandos de perfuração através dos BOP. Utiliza-se, geralmente, o BOP anular; 
 
 
109 
 
entretanto, devem resolver-se as complicações que se podem apresentar no 
processo de fechamento, tais como comando espiralados, ausência de válvula 
de retenção interior e a probabilidade de que o influxo esteja próximo à 
superfície. 
Com frequência, os comandos de perfuração têm outra rosca; por isso deve 
contar-se com a redução adaptadora apropriada enroscada a uma válvula de 
segurança de abertura total e pronta para sua instalação. O método para levantar 
e enroscar esse conjunto deverá estar previsto. 
Deverá ser discutido um plano de ação e responder a uma série de perguntas 
tais como: 
 
a) É mais seguro extrair os colares de perfuração remanescentes no poço, 
ou instalar o conjunto de válvula de segurança/ redução? 
b) Caso o poço deva ser fechado, pode a ação da pressão sobre a área da 
seção dos colares de perfuração tornar-se maior que o peso 
remanescente dos mesmos, tornando-os mais ligeiros? 
c) Se houver que deixar cair os colares de perfuração dentro do poço, como 
deverá proceder-se? 
 
Uma consideração importante a respeito de qualquer manobra de descida ou 
retirada de perfuração é a localização dos comandos de perfuração na torre. Os 
comandos deverão apoiar-se de modo a não obstruir os tubos de perfuração no 
caso de ter que descer a coluna novamente ao poço. 
 
Procedimento: 
1. Posicionar a caixa do comando acima da mesa rotativa de modo a permitir 
a conexão da válvula de segurança; 
2. Instalar a válvula de segurança de coluna no comando (Caso necessário, 
usar redução tipo crossover compatível entre a válvula de segurança e o 
comando; 
3. Retirar as cunhas e posicionar o corpo do comando nos preventores; 
4. Fechar a válvula de segurança (Válvula de Passagem Plena); 
5. Fechar o B.O.P. anular; 
6. Abrir a válvula da linha do choke (HCR); 
7. Instalar o colar de segurança no comando; 
8. Ancorar o comando de forma a evitar o seu possívelmovimento 
ascendente; 
9. Ler e anotar na planilha de fechamento de poço após o equilíbrio o 
crescimento das pressões de SICP, SIDPP e ganho ou perda de fluido no 
tanque. Atentar para a máxima pressão permissível (Considerando a 
fratura da Sapata, ruptura do Revestimento e pressão de Teste do BOP). 
 
 
 
110 
 
10.3.4. Fechamento durante a descida de Revestimento 
O objetivo principal numa sequência de fechamento de poço é sempre fechar 
primeiro a passagem de fluxo de menor tamanho e mais fácil de fechar. O 
diâmetro interno de uma tubulação de perfuração ou comando de perfuração é, 
normalmente, de menor diâmetro quando comparado com o espaço anular. 
Consequentemente, é fechado em primeiro lugar. O contrário ocorre quando se 
está entubando e o espaço anular deve ser fechado primeiro. 
Antes de instalar o revestimento, os preventores (BOP) devem estar equipados 
com gavetas de revestimento e depois submeter-se a um teste de pressão. 
Deverá dispor-se de uma cabeça de circulação enroscada a uma válvula de alta 
pressão sob torque no assoalho do equipamento. Esse conjunto deverá ser 
instalado de imediato logo após fechar o BOP no caso de falha do colar flutuante. 
Os equipamentos montados sobre unidades flutuantes deverão contar com um 
adaptador desde o revestimento até a tubulação de perfuração a fim de permitir 
que a coluna de revestimento possa ficar suspensa no BOP, caso seja 
necessário. Deverá ser verificada a pressão de fechamento nos BOPs anulares 
a respeito da pressão de ruptura do revestimento e realizar os ajustes 
necessários. Uma alternativa a isto em equipamentos de BOP de superfície é 
posicionar um cano em frente ao anular, drenar toda a pressão com o regulador 
de pressão do anular e ir incrementando, de forma gradual a pressão em 100 psi 
(6,9 bar) cada vez até lograr o fechamento ao redor do cano. A partir desse 
momento, 100-200 psi (6,9 – 13,8 bar) adicionais seriam suficientes para formar 
uma vedação. Uma vez mais, antes de agregar pressão de fechamento, verificar 
que não ocorra ruptura. Caso fosse necessária pressão adicional para obter-se 
uma vedação, ajustar após o fechamento. 
 
Procedimento: 
1. Posicionar a extremidade do tubo de revestimento próximo a mesa 
rotativa; 
2. Fechar o B.O.P. (anular); 
3. Abrir a válvula da linha do choke (HCR); 
4. Ler e anotar na planilha de fechamento de poço após o equilíbrio o 
crescimento das pressões de SICP, SIDPP e ganho ou perda de fluido no 
tanque. Atentar para a máxima pressão permissível (Considerando a 
fratura da Sapata, ruptura do Revestimento e pressão de Teste do BOP). 
5. Conectar a cabeça de circulação no revestimento. 
6. Completar o revestimento com o fluido de perfuração; 
7. Aplicar o método mais adequado para amortecer o poço. 
 
10.3.5. Fechamento sobre Cabos de Perfilagem 
 
Em operações com cabos de perfilagem, geralmente se emprega um lubrificador 
ante a possibilidade de surgir pressão na superfície durante a operação. O 
conjunto do lubrificador consiste numa caixa prensa, gaxetas, injetores de graxa, 
 
 
111 
 
extensões de tubos do lubrificador, BOP para cabo de perfilagem e uma válvula 
(alta pressão/baixo torque) de purga ou de bombeamento, conectados de 
diversas maneiras de acordo com a aplicação: 
 
1. Presos a um preventor anular por meio de flanges. 
2. Presos dentro de o preventor anular ou de gavetas. 
3. Conectados ao flange superior (válvula coroa) numa árvore de natal. 
 
No caso de detecção de kicks durante uma atividade de perfilagem 
1. Notificar o operador de cabos de perfilagem para que detenha a operação. 
2. Em geral, o operador fecha a válvula de drenagem ou de bombeamento. 
3. Os BOPs para cabo de perfilagem se fecham de maneira manual ou 
mediante bomba hidráulica manual. O sondador deverá designar 
operários de boca de poço para levar a cabo essa tarefa. Deve ser levado 
em conta que podem ser utilizados dois BOPs do tipo gaveta para cabo 
de perfilagem, ficando em posição invertida o BOP inferior. O BOP inferior 
se utiliza aqui como uma vedação de alta pressão contra a graxa que se 
injeta entre os dois BOPs fechados, para formar uma vedação de graxa 
viscosa sobre o cabo trançado. 
4. Notificar os supervisores que o poço foi fechado. 
5. Em caso de ser necessário cortar o cabo, devem estar previstos os meios 
para fazê-lo. 
 
Isso poderá ser feito com um corta-cabos hidráulico comum acionado por uma 
bomba hidráulica manual (disponível no assoalho de trabalho do equipamento), 
ou pelo emprego de gavetas de cisalhamento e fechamento total das instaladas 
no BOP. Não utilizar válvulas de segurança (ex: válvula de segurança de 
passagem plena, ou uma válvula mestra) para esses fins. 
 
Procedimento: 
1. Fechar o BOP. de cabo; 
2. Abrir a válvula da linha do choke (HCR); 
3. Ler e anotar na planilha de fechamento de poço após o equilíbrio o 
crescimento das pressões de SICP, SIDPP e ganho ou perda de fluido no 
tanque. Atentar para a máxima pressão permissível (Considerando a 
fratura da Sapata, ruptura do Revestimento e pressão de Teste do BOP). 
a. Obs.: Os passos acima descritos devem ser feitos com tubo 
extensor riser de 7” e com o B.O.P. anular fechado no mesmo. 
4. Aplicar o método mais adequado para amortecer o poço 
 
 
 
112 
 
10.4. Kicks com a Coluna de Tubos Fora do Poço 
Quando se detectam kicks nessa etapa, deve-se tomar de imediato a decisão de 
fechar o poço e recorrer a técnicas volumétricas para controle de poço ou fechar 
o mesmo e utilizar técnicas de descida de tubulação contrapressão. Se o poço 
não estiver fluindo de forma importante, e o perigo de gás na superfície for 
mínimo, alguns operadores consideram válida a ideia de descer a tubulação 
dentro do poço. Não obstante, deve recordar-se que se poderia estar produzindo 
uma entrada adicional de fluidos ao poço caso a pressão do reservatório for 
superior à pressão hidrostática do fluido no poço (underbalance). Ao iniciar a 
descida, o kick poderia ganhar impulso devido a algum influxo adicional, 
migração de gás e deslocamento do kick para cima por efeito de deslocamento 
ao introduzir-se a tubulação dento do influxo. Deve levar-se em conta que caso 
o poço tiver de ser fechado durante a descida, poderia não haver peso suficiente 
de tubulação para suportar a força do kick. Isso pode fazer com que o poço 
empurre a tubulação para fora. Nessas situações deverá ser utilizado o bom 
senso para aplicar o procedimento da melhor forma. Sob nenhuma circunstância 
a tubulação poderá ser descida novamente ao poço aberto se a vazão de influxo 
for alta ou existir risco de gás na superfície. 
A maior parte das operadoras segue a política de fechar a gaveta de fechamento 
total (gaveta cega) após se retirar a tubulação do poço, e de controlar a 
existência de fluxo ou aumento de pressão, usando para isso o choke. Antes de 
abrir a gaveta, verificar que não exista pressão confinada. Isso pode ser obtido 
abrindo-se previamente o choke remoto ou manual e drenando-o 
convenientemente. Da mesma forma, antes de abrir a gaveta deve-se afastar o 
pessoal da cabeça do poço. 
 
Procedimento: 
1. Fechar a gaveta cega; 
2. Travar as gavetas cegas girando simultaneamente os volantes até o seu 
curso final; 
3. Abrir a válvula da linha do choke 
4. Ler e anotar na planilha de fechamento de poço após o equilíbrio o 
crescimento das pressões de SICP, SIDPP e ganho ou perda de fluido no 
tanque. Atentar para a máxima pressão permissível (Considerando a 
fratura da Sapata, ruptura do Revestimento e pressão de Teste do BOP). 
5. Aplicar o método volumétrico para amortecer o poço ou outro método mais 
adequado para a situação (bullheading, stripping etc.) 
 
10.5. Kicks de Gás 
Um caso de kick deve colocar em situação de alerta a todo o pessoal da equipe, 
dada a possibilidade de escapamento de gases tóxicos e explosivos. Deverão 
ser controlados todos os detectores de gás a fim de confirmar que estejam 
funcionando corretamente. As equipesoffshore devem designar um detector de 
indícios de gás nos arredores da instalação. Ao se fechar o poço, deverá ser 
designado pessoal para controlar a cabeça de poço, válvulas de controle 
 
 
113 
 
(manifold), BOP, choke e linhas para estrangulamento do poço com a função de 
detectar indícios de perdas. Durante a operação de amortecimento de poço, 
esses elementos devem ser inspecionados com frequência. Caso se observe 
uma perda de gás, esta deverá ser imediatamente informada e não se tentar 
pará-la sem antes notificar os supervisores e ter certeza de que o gás não é 
tóxico. Caso seja necessário reparar uma perda mediante o ajuste de alguma 
conexão, deve-se utilizar as ferramentas adequadas especiais para evitar 
fagulhas. 
Deve-se também dirigir o fluxo desde o choke até o separador de gás, verificando 
seu correto funcionamento e controlar os incrementos na pressão sobre a vazão. 
Igualmente, deve ser inspecionado o desgasificador e verificar se o processo de 
abertura e fechamento de comportas e válvulas nos tanques foi efetuado 
corretamente. Certificar-se de que se utilizem as linhas de ventilação e queima. 
Se for necessário queimar o gás, assegurar-se de que o acendedor seja o 
apropriado. 
Caso se utilize ventilação pela torre, tomar precauções com os fluidos voláteis 
ou gases pesados que se ventilam e que podem descer ao assoalho da torre. 
Estes podem ser inflamáveis e tóxicos. Verificar que todas as fontes de ignição 
sejam apagadas: interromper as atividades de solda, e parar os motores e 
equipamentos não essenciais. 
 
10.6. Uso do Diverter na Perfuração 
O diverter é um sistema que se utiliza para controlar o poço quando apenas está 
instalada o revestimento condutor. O sistema diverter está projetado para 
minimizar pressões no poço e para desviar fluidos perigosos dos equipamentos, 
reduzindo assim a possibilidade de incêndios e evitando que se formem crateras 
ao redor do revestimento condutor. O excesso de joelhos, curvas e o emprego 
de linhas de diâmetro interior pequeno podem ocasionar a falha do sistema e 
com isso, resultados lamentáveis. Os sinais de alerta de aparecimento de kicks 
de gás superficial são: 
 
1. Aumento na circulação (normalmente bastante importante e grande) 
2. Lama que sai por cima do T de saída e/ou que alcance passar através 
das buchas da mesa rotativa. 
3. Queda de pressão no tubo bengala (standpipe) e incremento de batidas 
do curso das bombas. Tudo isso sucede muito rápido e por isso o 
processo diverter deve ser iniciado sem demora. 
 
Procedimento: 
1. Não parar a(s) bomba (s) (Caso contrário, a perda de lama à medida que 
o poço descarregue fluido e a perda da ECD reduzirão ainda mais a 
pressão no fundo do poço, o que provocará uma aceleração do vácuo de 
lama do poço 
2. Acionar o freio. 
 
 
114 
 
3. Abrir a linha de descarga ao campo a favor do vento. 
4. Fechar o preventor de derivação. Em muitos equipamentos a linha de 
descarga e o preventor de derivação estão integrados na mesma unidade. 
5. Bombear, na máxima vazão possível, fluido de perfuração ou água do mar 
(operações marinhas), lama adensada ou lama de tanque de reserva. 
Caso se tome a decisão de utilizar fluido de perfuração recordar que pode 
se esgotar rapidamente, pelo que deverá passar-se a usar água do mar 
(operações marinhas) ou outro fluido disponível. 
6. Designar pessoal que vigie o sistema de derivação a fim de detectar 
qualquer indício de falhas. Indicar pessoal que vigie indícios de formação 
de crateras ao redor do equipamento. 
 
Antes de iniciar a perfuração do poço, o procedimento de derivação deverá ser 
explicado aos encarregados de turno (sondadores), pessoal da cabeça de poço 
e ancoradores de modo a haver a certeza de que todos conhecem o 
procedimento, bem como sua lista de tarefas e responsabilidades. Não se deve 
começar a perfurar antes que a equipe esteja perfeitamente capacitada para 
esse procedimento, através de simulações. 
 
10.6.1. Uso do Diverter na Descida ou Retirada de Colunas 
Procedimento: 
1. Abrir a linha de descarga a favor do vento. 
2. Instalar a válvula de segurança de passagem total em posição aberta, e 
depois fechála. 
3. Fechar o preventor (pode ser usado um de eclusas em lugar de um do 
tipo anular, para evitar a expulsão da tubulação para fora). 
4. Instalar a haste, a mangueira articulada (chicksan) ou o TOP DRIVE. 
5. Abrir a válvula de segurança. 
6. Bombear ao máximo com lama, com a alternativa de usar água do mar 
(operações marinhas), lama adensada ou lama do tanque de reserva. 
 
10.7. Procedimentos com BOP Rotativo 
O BOP rotativo se utiliza com frequência para perfurações a ar em zonas com 
presença de grandes quantidades de gás superficial e para aplicações em 
perfurações em que a pressão do reservatório é maior que a pressão hidrostática 
do fluido no poço (underbalanced drilling). O BOP rotativo permite perfurar ou 
circular enquanto se separa e queima o gás e se retorna o fluido para os tanques. 
Um procedimento para desviar o poço seria: 
 
1. Incrementar a pressão de fechamento (o quanto necessário). 
2. Acelerar as bombas para incrementar a densidade equivalente de 
circulação, tomando a precaução de não produzir demasiada 
“contrapressão” no poço por causa do diâmetro reduzido das linhas ao 
separador, kill ou choke. 
 
 
115 
 
 
 
10.8. Verificação do Fechamento do Poço 
Após o fechamento do poço, a equipe de perfuração deve certificar-se de que o 
poço está realmente fechado e não há vazamentos pelo espaço anular (através 
do BOP ou pela saída de lama), pela coluna de perfuração (manifold de injeção 
e válvulas de alívio das bombas), pela cabeça do poço (fluxo externo ao 
revestimento) ou pelo choke manifold (choke ou através das linhas de descarga). 
 
10.9. Acompanhamento das Pressões no Poço após o Fechamento 
Após o fechamento do poço, as pressões lidas nos manômetros do tubo bengala 
e do choke subirão e atingirão os seus valores estabilizados conhecidos 
respectivamente como SIDPP (pressão de fechamento no tubo bengala) e SICP 
(pressão de fechamento no choke), conforme está mostrado na figura abaixo. Se 
não existir fluido invasor no interior da coluna, o valor estabilizado de SIDPP 
representa a diferença entre a pressão da formação geradora do influxo e a 
pressão hidrostática do fluido no interior da coluna de perfuração. Este valor 
independe do volume de influxo no espaço anular. Por outro lado, o valor de 
SICP é dependente do volume do influxo. Quanto maior for o volume do influxo, 
maior será o valor de SICP. 
A figura abaixo mostra que as curvas das pressões de fechamento apresentam 
trechos de crescimento rápido logo após o fechamento e com as taxas de 
crescimento reduzindo com o passar do tempo até atingirem valores 
estabilizados. Neste instante, cessa-se o fluxo da formação para o poço pois a 
pressão de fundo iguala-se à pressão da formação geradora do kick. A duração 
deste período é função de algumas variáveis como tipo de fluido, permeabilidade 
e porosidade da formação e diferença entre as pressões da formação e 
hidrostática do fluido do poço. Desta forma, não existe um valor arbitrário para a 
duração deste período. 
 
 
 
116 
 
O procedimento recomendado é traçar um gráfico semelhante ao da figura e 
determinar visualmente a duração deste período. Em formações fechadas este 
período pode durar mais de uma hora Após o período de estabilização, as 
pressões de fechamento tenderão a subir devido à migração do gás. Caso não 
seja possível circular o kick logo após este período, estas pressões deverão ser 
monitoradas e no caso delas excederem um determinado valor, por exemplo 50 
psi acima do valor estabilizado, o poço deverá ser drenado à pressão constante 
no choke até que o valor da pressão no tubo bengala volte a ser SIDPP. 
O valor de SIDPP é normalmente menor que o de SICP pois na maioria dos 
influxos só existe fluido invasor no espaço anular. Entretanto, existem situaçõesnas quais o contrário é observado. As possíveis causas para este 
comportamento anômalo são: 
a) excesso de cascalhos no espaço anular; 
b) manômetros defeituosos; 
c) massa específica do fluido invasor maior que a do fluido de perfuração; 
d) gás no interior da coluna; e 
e) bloqueio do espaço anular. 
Se existir uma float valve na coluna de perfuração, deve-se utilizar o seguinte 
procedimento para se determinar o valor de SIDPP: 
1. Alinhar a bomba da unidade de cimentação e utilizá-la numa vazão baixa 
para injetar fluido de perfuração no interior da coluna. 
2. Observar o crescimento de pressão no manômetro do tubo bengala que 
deverá ser linearmente proporcional ao volume total injetado. Ver Figura 
6.2 
3. Parar a bomba e registrar o valor da pressão no manômetro do tubo 
bengala quando a taxa de crescimento desta pressão reduzir 
bruscamente e a pressão no choke começar a subir. O valor registrado é 
o SIDPP. 
Pressões aprisionadas (trapeadas) poderão ocorrer se o poço for fechado antes 
da bomba estar totalmente parada. Assim, os valores de SIDPP e SICP 
registrados serão incorretos o que dificultará as operações de controle de poço. 
Essas pressões também ocorrem devido a movimentações da coluna com o 
poço fechado e migração do gás no poço. Quando elas ocorrem, o seguinte 
procedimento para alívio de pressão deve ser utilizado: 
1. Drenar através do choke um volume pequeno de fluido de perfuração (½ 
a ¼ bbl). 
2. Fechar o choke e observar a queda da pressão registrada no manômetro 
do tubo bengala. 
3. Continuar este procedimento alternando períodos de drenagem e 
observação de pressão no tubo bengala até que esta pare de decrescer. 
4. Parar o processo e registrar as pressões no choke e no tubo bengala 
como sendo respectivamente SICP e SIDPP. 
 
 
 
117 
 
10.10. Responsabilidades 
Muitos fatores, tais como o tipo de operação, tipo de equipamento e obrigações 
contratuais afetam o tamanho da equipe. Cada membro deve conhecer seu lugar 
a ocupar e suas responsabilidades nos trabalhos de controle de poço. Não 
obstante, determinadas atividades, com frequência, requerem a presença de 
“especialistas”; esse é o caso das equipes de revestimento, de cimentação, ou 
de perfilagem que são acrescidas à lista do pessoal próprio da equipe e que, em 
alguns casos, fazem variar a designação de responsabilidades. A principal 
responsabilidade de cada membro é a de manter canais de comunicação 
contínuos e claros. As responsabilidades individuais que se mencionam a seguir 
são um exemplo do que se deve fazer e da pessoa que geralmente desenvolve 
tais tarefas. O que se segue, é apenas um exemplo e de nenhuma maneira 
pretende ser uma recomendação ou uma política a seguir. Devem ser afixadas 
normas bem visíveis no quadro de avisos da equipe, que definam claramente a 
responsabilidade de cada pessoa. 
 
Encarregado de Sonda 
✓ É o encarregado das operações da equipe. 
✓ Verifica que nas mudanças de turno os relevos se façam corretamente, 
notifica e coordena com o inspetor (company man) as operações de 
controle de poço. 
✓ Prepara previsões de equipamento e materiais. 
✓ Informa ao encarregado de turno as novidades. Transmite-lhe instruções 
precisas a respeito do planejamento das operações do turno, repassa os 
procedimentos junto com o encarregado de turno. 
✓ Pode ser o responsável de operar o estrangulador ou designar a outro 
para fazê-lo. 
✓ Responsável pelos cálculos e de completar a planilha de 
estrangulamento. 
✓ Controla a marcha normal das operações. 
 
Encarregado de Turno / Supervisor 
✓ Recebe as novidades e instruções de planejamento do Encarregado de 
Sonda. 
✓ Organiza seu pessoal, dando-lhes instruções precisas sobre segurança, 
funções e advertências sobre as operações futuras. 
✓ Conduz as simulações, montagens de equipe e testes de pressão. 
✓ Controla as condições de operação do equipamento. 
✓ Controla os instrumentos. 
✓ Verifica a existência de material de adensamento. 
✓ Quando não existe estação de controle remoto aciona o acumulador 
quando indicado pelo Sondador. 
✓ Durante as manobras confecciona a planilha de preenchimento do poço. 
✓ Deve ser capaz de calcular e completar a planilha de kick e interpretá-la. 
✓ Durante as operações de controle de kick supervisiona todo seu pessoal, 
controlando-o. 
 
 
118 
 
✓ Pode ter que substituir o Encarregado de Sonda na operação de Choke. 
✓ Notifica ao Encarregado de Sonda. 
 
Fiscal 
✓ Acompanhar a execução do programa de perfuração; 
✓ Manter contatos diários com a Mesa de Operação; 
✓ Coordenar as ações de controle de poço; 
✓ Coordenar as ações dos planos de resposta a emergência 
 
Sondador 
✓ Coordenar a equipe de plataformista do seu turno 
✓ Verificar o funcionamento dos BOPs e HCRs no painel do sondador; 
✓ Verificar funcionamento do choke hidráulico e do painel de acionamento 
remoto; 
✓ Verificar o alinhamento do fluxo através da linha verde; 
✓ Verificar o funcionamento da bomba centrífuga e da régua externa do 
Tanque de manobra; 
✓ Testar o funcionamento do inside BOP e mantendo-o em local de fácil 
acesso na plataforma; 
✓ Testar o funcionamento da válvula de segurança de coluna, mantendo-a 
aberta em local de fácil acesso junto com a sua chave de acionamento, 
próxima a plataforma de trabalho, com rosca inferior compatível com a 
rosca da coluna existente no poço e as possíveis reduções tipo crossovers 
necessários às operações; 
✓ Atualizar sempre que necessário a planilha de informações prévias; 
✓ Verificar o funcionamento dos instrumentos de monitoramento dos 
parâmetros de perfuração (contador de strokes e manômetro da bomba 
de fluido, indicador de peso, e indicadores de torque e de RPM. 
✓ Verificar funcionamento do geolograph ou similar. 
 
Técnico de Segurança 
✓ Verificar se os extintores de incêndio estão carregados e posicionados 
corretamente nos pontos estratégicos pré-determinados. 
✓ Acionar regularmente a bomba de combate a incêndios e verificar a 
instalação das mangueiras de combate a incêndio. 
✓ Testar os equipamentos para monitoramento de gases. 
✓ Realizar inspeções regulares dos conjuntos de máscaras autônomas e de 
Fuga. 
 
Técnico Químico de Petróleo (TQP) 
✓ Controlar o fluido do poço. 
✓ Controlar estoque de materiais de fluido. 
✓ Atualizar diariamente o DFP (Dados de Fluido de Perfuração). 
 
 
119 
 
✓ Controlar continuamente o peso do fluido em circulação. 
✓ Controlar continuamente a volumetria do poço. 
 
 
Torrista 
✓ É o responsável pelo controle permanentemente da vazão de retorno e o 
nível dos tanques. 
✓ Durante o fechamento do poço registra os volumes do tanque e mede a 
densidade no tanque de sucção. 
✓ Dirige-se para a área dos tanques e estabelece a adequada sequência de 
operações do separador de gás, o desgasificador e os compartimentos 
dos tanques. 
✓ Põe-se às ordens do encarregado das injeções de lama a fim de 
supervisar o pessoal designado para o agregado e mistura de produtos 
de lama e se certifica que o equipamento e as bombas misturadoras 
funcionem corretamente. 
 
Pessoal da Cabeça de Poço 
✓ Devem reportar-se a seu lugar designado para o controle de poço (por 
exemplo, convés de perfuração do equipamento, bombas de lama, painel 
de controle do BOP etc.) 
✓ Seguem as instruções do Encarregado de Turno. 
 
Company Man 
✓ Tem a responsabilidade geral, salvo nos casos em que a equipe contar 
com um Gerente de Instalações Offshore (OIM). 
✓ Transmite as instruções ao pessoal, supervisiona as operações e se 
certifica que o pessoal conhece suas obrigações. 
✓ Notifica e mantém comunicação aberta com o escritório central de 
operador. 
 
Engenheiro de Operações Marítimas 
✓ Notifica os navios de apoio a respeito das operações. 
✓ Permanece na cabine de controle à espera de instruções. 
 
Eletricista / Mecânico 
✓ Colabora com o mecânico/encarregado de motores, se necessário. Fica 
à espera de ordens. 
 
 
 
120Encarregado / Engenheiro de Lamas 
✓ Dirige-se aos tanques. 
✓ Supervisiona operações de adensamento. 
✓ Encarrega-se de manter a densidade do fluido e as propriedades 
constantes. 
 
Plataformistas 
✓ Dirigem-se ao local das bombas e obedecem às ordens do torrista. 
✓ Verificar o funcionamento das válvulas gavetas manuais e choke ajustável 
manual do choke manifold e do manifold do bengala. 
✓ Verificar a fixação das linhas de choke e queimador. 
✓ Verificar o funcionamento do queimador 
 
Encarregado de motores 
✓ Desliga todo o equipamento desnecessário. 
✓ Assegura o fornecimento da potência necessária durante toda a 
operação. 
✓ Permanece à espera de ordens e fica pronto para parar totalmente o 
equipamento. 
 
Cimentador 
✓ Reporta-se à unidade de cimentação. Sua função é a de bombear 
cimento. 
✓ Permanece à espera de ordens. 
 
Engenheiro de Operações Submarinas (unidades flutuantes) 
✓ Fica a postos no convés de trabalho para a inspeção do painel de 
equipamento submarino. 
✓ Revisa para detectar possíveis problemas. 
✓ Permanece à espera de ordens do supervisor de equipamento. 
 
Pessoal de Serviço 
✓ Dirigem-se a seus lugares designados para as operações de controle de 
poço. 
✓ Ficam aguardando as ordens. 
 
 
 
 
121 
 
10.11. Teste do Acumulador e do BOP 
É muito importante que o acumulador funcione corretamente. Nos preventores 
de superfície, o sistema de fechamento deve permitir fechar cada preventor de 
gavetas dentro de 30 segundos e não deverá exceder esses 30 segundos em 
preventores anulares de menos de 18 ¾ polegadas (508 mm), ou 45 segundos 
naqueles de mais de 18 ¾ polegadas (508 mm). No caso de preventores 
submarinos, cada preventor de gaveta deve fechar dentro dos 45 segundos e os 
preventores anulares dentro de 60 segundos. 
Os procedimentos que se detalham a seguir (extraídos de API RP 53) constituem 
orientações gerais e não pretendem descrever nenhuma regulamentação 
específica. No que se refere a procedimentos de teste específicos, deve-se 
sempre seguir as instruções do fabricante e as regulamentações pertinentes. 
 
10.11.1. Requisitos de capacidade de fechamento da unidade de 
bombeamento do acumulador 
O teste de capacidade de fechamento da unidade de bombeamento deverá ser 
realizado em cada poço antes de se efetuar o teste de pressão do BOP. Um 
teste típico inclui: 
 
1. Posicionar uma tubulação de perfuração (ou tubos de produção) no 
interior do conjunto de BOP. 
2. Isolar a pressão dos acumuladores do manifold de distribuição da unidade 
de fechamento fechando as válvulas necessárias. 
3. Caso as bombas funcionem a ar, isolá-las do sistema de ar do 
equipamento. Deverá ser utilizado um tanque de reserva de ar da unidade 
de fechamento ou um banco de cilindros de nitrogênio para fornecer 
energia às bombas durante o teste. Se for utilizado um sistema de energia 
dual, ambas as fontes deverão ser experimentadas em separado. 
4. Ativar simultaneamente a válvula de controle do preventor anular em 
posição de fechamento e a válvula de controle para a válvula de 
acionamento hidráulico do choke em posição aberta. 
5. Registrar os segundos que demoram as bombas em fechar o preventor 
anular, em abrir a válvula de gaveta de acionamento hidráulico e em 
conseguir 200 psi (13,8 bar) sobre a pressão de pré-carga no manifold de 
distribuição da unidade de fechamento. API recomenda que tudo isso não 
demore mais de dois minutos. 
6. Fechar a válvula de acionamento hidráulico e abrir o preventor anular. 
Abrir o sistema de acumulador de pressão para a unidade de fechamento 
e carregar o sistema de acumulador até a pressão apropriada para a 
operação. 
 
10.11.2. Teste de capacidade de fechamento do acumulador 
Este teste deverá ser efetuado pelo menos uma vez em cada poço, antes de 
testar o conjunto de BOP. Um teste típico abrange: 
 
 
122 
 
1. Colocar uma tubulação de perfuração (ou de produção) no interior do 
conjunto BOP. 
2. Cortar o fornecimento de energia para as bombas do acumulador. 
3. Registrar a pressão inicial do acumulador. Ajustar o regulador de pressão 
do preventor anular a 1500 psi (103,5 bar) ou à pressão designada. 
4. De acordo com a política, efetuar as operações de fechamento de que 
sejam requeridas (Ex: API requer como padrão mínimo fechar o preventor 
anular, uma gaveta de tubulação e a válvula de acionamento hidráulico 
do choke). 
5. Registrar o tempo que demorou o acumulador em cumprir com essas 
funções. Registrar a pressão final do acumulador. Não deverá ser inferior 
a 200 psi (13,8 bar) sobre a pressão de pré-carga. 
6. Depois de abrir os preventores, recarregar o sistema do acumulador com 
a pressão apropriada para a operação. 
 
10.11.3. Inspeção do BOP e procedimentos de teste 
Realizar as verificações indicadas a seguir toda vez que se realizar o teste 
hidráulico do preventor. 
1. Verificar o tipo de cabeça de poço e a pressão nominal de trabalho. 
2. Inspecionar para ver se o niple protetor da cabeça de poço está colocado 
(bucha de desgaste). 
3. Verificar o tipo de preventor e sua pressão nominal de trabalho. 
4. Verificar os carretéis de perfuração (drilling spool), espaçadores, tipos de 
válvulas e suas pressões nominais de trabalho. 
5. Verificar a localização das gavetas nos preventores e o tamanho da 
gaveta de tubulação. 
6. Verificar o tamanho e tipo de conexões da tubulação em uso. 
7. Abrir a válvula de espaço anular do revestimento durante o teste, a não 
ser que se pretenda pressurizar o poço. 
8. A pressão de teste não deve exceder a pressão de trabalho nominal 
indicada pelo fabricante para os corpos ou os selantes do conjunto 
submetido a teste. 
9. A pressão de teste não deve exceder os valores de resistência à tração, 
esmagamento e pressão interna tabulados para a tubulação apropriada 
em uso. 
10. Verificar o tipo e capacidade de pressão do testador de preventor a ser 
usado. 
 
10.11.4. Gavetas e Carretéis de Circulação 
Como mínimo, as inspeções e provas devem incluir: 
✓ Inspeção visual do corpo e dos alojamentos dos aros de preenchimento 
em todas suas partes, incluindo o interior e as cavidades de alojamento 
das eclusas, a fim de detectar a evidência de danos, desgaste e corrosão. 
✓ Verificar que as hastes e as porcas sejam as adequados. 
 
 
123 
 
✓ Revisar que os aros de preenchimento sejam os do tipo adequado e se 
encontrem em boas condições. 
✓ Inspecionar de forma visual os preventores de eclusas a fim de detectar: 
 
1. Desgaste, corrosão/ou danos na área da vedação da chapeleta ou 
das comportas, ranhuras de alojamento das seladuras de 
comporta, buracos do alojamento das eclusas, hastes de 
vinculação e de operação das eclusas. 
2. Desgaste das gaxetas, rachaduras e dureza excessiva. 
3. Medição das eclusas e buracos para verificar a máxima tolerância 
de ajuste de folga vertical, conforme as especificações do 
fabricante. A tolerância do ajuste depende do tipo, tamanho e 
aplicação dos BOP. 
4. Caso o preventor conte com seladuras secundárias, devem ser 
revistas e devem ser retirados os tampões a fim de expor os 
orifícios para a injeção plástica que se utiliza em seladuras 
secundárias. Retirar o parafuso para injeção de plástico bem como 
a válvula de retenção desse mesmo orifício. (Alguns preventores 
de eclusas possuem uma válvula reguladora de alívio de gaxeta 
que não precisa ser removida). Examinar a gaxeta a fim de verificar 
que seja macia e que esteja energizando a vedação. Casso seja 
necessário, remover e substituir a gaxeta plástica. 
 
✓ Fazer um ensaio hidráulico com água, conforme se orienta a seguir: 
a) Conectar as linhas de fechamento ao/aos BOP (s). 
b) Colocar o provador de BOP enroscado na tubulação de perfuração 
(barra de produção) por debaixo dos BOP no caso de experimentar 
as eclusas para tubulação do preventor. 
c) Verificar que não existam perdas através das seladuras da câmara 
de fechamento,mediante a aplicação de pressão de fechamento a 
fim de fechar as eclusas, controlando, caso possam ser 
visualizadas, perdas de fluido pelo orifício correspondente à 
entrada de linha de abertura. A pressão de fechamento dever ser 
da grandeza da pressão recomendada pelo fabricante para o 
sistema hidráulico de BOP. 
d) Purgar a pressão de fechamento, remover as linhas de fechamento 
e conectar as linhas de abertura. 
e) Verificar que não haja perdas através das seladuras da câmara de 
abertura mediante a aplicação de pressão para abrir as eclusas, 
verificando se podem ser visualizadas perdas de fluido pelo orifício 
correspondente à entrada da linha de fechamento. A pressão de 
abertura deve ser do tamanho de pressão recomendada pelo 
fabricante para o sistema hidráulico de BOP. 
f) Liberar a pressão de abertura e voltar a conectar as linhas de 
fechamento. 
g) Teste de baixa pressão: verificar se aparecem perdas na gaxeta da 
eclusa sob baixa pressão, fechando as eclusas com uma pressão 
de operação de 1500 psi (103,5 bar) e aplicar pressão por baixo 
das eclusas da ordem de 200 a 300 psi (13,8 - 20,7 bar) com o 
provador de BOP instalado (quando se experimentem as eclusas 
 
 
124 
 
para tubulação do BOP). Manter a pressão o tempo previsto. 
Verificar se existem perdas. Caso as houvesse, controlar o 
desgaste da gaxeta e substituí-la se necessário. Caso o BOP 
esteja equipado com um dispositivo de segurança de fechamento 
automático, verificar o mesmo de acordo com as especificações. 
Continuar o teste até que os resultados sejam satisfatórios. 
h) Teste de Alta Pressão: Verificar se aparecem perdas na gaxeta de 
eclusa (ram) ao ir incrementando lentamente a pressão do BOP até 
alcançar a pressão de trabalho correspondente. Aguardar o tempo 
requerido. Verificar se existem perdas. Se as houver, controlar o 
desgaste na gaxeta e substituí-la se necessário. Caso o BOP 
esteja equipado com um seguro de fechamento automático, 
verificar o mesmo de acordo com as especificações. Continuar o 
teste até que os resultados sejam satisfatórios. 
i) Verificar a resistência da haste do pistão de operação, aplicando 
pressão conforme as recomendações do fabricante, com as 
eclusas fechadas e a pressão de trabalho do BOP por debaixo das 
eclusas. 
j) Purgar a pressão de abertura e a pressão retida debaixo das 
eclusas. 
k) Repetir os procedimentos do 1 ao 8 para cada conjunto de eclusas 
para tubulação que estejam instaladas. 
l) Testar as eclusas de fechamento total (eclusas cegas) da mesma 
maneira que as de tubulação, porém com o tampão de teste 
colocado e sem a tubulação de perfuração (barra de produção) de 
teste. 
 
10.11.5. Anulares e Diverter 
As inspeções e testes deverão incluir como mínimo: 
 
✓ Inspeções Visuais: 
 
a) Parte superior, parecida a uma haste, apropriada para detectar 
corrosão e danos principalmente nos lugares onde ficam os aros de 
vedação, e nos orifícios rosqueados. 
b) Do corpo, em geral, para verificar desgastes e danos. 
c) Condição do orifício vertical por desgaste ou dano provocado pela 
passagem de tubulações e ferramentas. 
d) Corrosão e desgaste da mangueira interior. Verificar, através das 
ranhuras dele, se existem recortes da broca (cutting) presos no interior 
do BOP que possam impedir o movimento completo do pistão. 
e) Desgaste, rachaduras, dureza excessiva da gaxeta e composição de 
elastômero do tipo adequado. 
f) Da haste e porcas para verificar que sejam do tamanho e do tipo 
adequados. 
g) Controlar que o aro de preenchimento seja do tipo correto e esteja nas 
condições necessárias. 
 
 
125 
 
 
✓ Teste hidráulico: 
 
1. Conectar a linha de fechamento ao BOP. 
2. Posicionar o provador de BOP enroscado na tubulação de 
perfuração (barra de produção) por baixo do BOP. 
3. Testar a vedação entre a câmara de fechamento e o poço e entre 
a câmara de fechamento e a câmara de abertura, aplicando a 
pressão de fechamento recomendada. Caso exista outras câmaras 
entre o poço e a câmara de operação, testar igualmente essa 
vedação. 
4. a) Caso se mantenha a pressão, passar para o ponto 13. 
b) Se a pressão não se mantiver não circular fluido para fora da 
abertura da câmara e abertura, existe uma perda pela vedação 
entre a câmara de fechamento (ou outra câmara) e o poço. Passar 
ao ponto 11. 
c) Caso circule fluido para fora da abertura da câmara de abertura, 
sinal de que existem perdas através da seladura entre a câmara de 
fechamento e a câmara de abertura, passar para o ponto 5. 
5. Drenar a pressão de fechamento. 
6. Instalar um tampão cego na abertura da câmara de abertura. Na 
sua falta, caso a linha de abertura esteja equipada com uma 
válvula, conectar a linha e fechar a válvula. 
7. Testar os vedadores entre a câmara de fechamento, câmaras de 
operação e o poço, aplicando a pressão de fechamento 
recomendada. Observar se a pressão se mantém. 
8. Drenar a pressão de fechamento. 
9. Remover o tampão da abertura da câmara de abertura e conectar 
a linha de abertura ou abrir a válvula dela. 
10. Aplicar 1500 psi (103,5 bar) de pressão de fechamento. 
11. Aplicar 1500 psi (103,5 bar) de pressão de poço. 
12. Drenar a pressão de fechamento até 1000 psi (68,9 bar). 
13. Para testar a vedação entre o poço e a câmara de fechamento, 
deve-se fechar a válvula na entrada da linha de fechamento e 
desligar a linha de fechamento da válvula. Ligar à mencionada 
válvula um manômetro no lugar da linha de fechamento removida, 
e abrir a válvula. Se este vedador for perdido, o manômetro indicará 
uma pressão superior aos 1000 psi (68,9 bar). Atenção! Caso a 
linha de fechamento não tenha uma válvula instalada, não deverá 
ser desligada enquanto exista pressão confinada na câmara de 
fechamento. 
14. Drenar a pressão no poço. 
15. Drenar a pressão de fechamento. 
16. a) Para testar as vedações entre a câmara de abertura e a de 
fechamento e entre câmara de abertura e o pistão, aplique a 
pressão de abertura recomendada. Se a pressão se mantém, 
passar ao ponto 21. 
b) Caso a pressão não se mantenha e não circulam fluidos para 
fora da abertura da câmara de fechamento, a vedação entre a 
 
 
126 
 
câmara de fechamento e o pistão evidencia perdas. Verificar 
visualmente. Passar ao ponto 21. 
c) Se o fluido sai pela abertura da Câmara de fechamento, isso 
significa que há perdas na vedação entre a câmara de abertura e 
a de fechamento. Passar ao ponto 17. 
17. Drenar a pressão de abertura. 
18. Conectar a linha de fechamento e bloquear o fluxo. (fechar a 
válvula em linha de fechamento, caso houvesse). 
19. Aplicar 1500 psi (103,5 bar) de pressão de abertura. Se a pressão 
não se mantiver, então a vedação se perde entre a câmara de 
abertura e a tampa do BOP. Verificar visualmente. 
20. Drenar a pressão de abertura e substituir as vedações, conforme 
seja necessário. Passar ao ponto 22. 
21. Drenar a pressão de abertura, religar a linha de fechamento e 
substituir as vedações necessárias. 
22. Caso a linha de fechamento tenha uma válvula instalada, certificar-
se de que a válvula esteja aberta ao finalizar o teste. 
 
NOTA: Este procedimento serve para testar todas as vedações, exceto a vedação entre o poço 
e a câmara de abertura. Essa vedação deve ser experimentada no BOP anular interior no caso 
de serem usados dois BOP anulares, caso se acople um conjunto de BOP sobre um BOP anular 
(para operações de descida de tubulação contrapressão etc.). Pode ser testado com a pressão 
de trabalho nominal, por meio do emprego de uma barra de provas e um tampão, fechando-se 
uma válvula BOP superior, desligando a linha de abertura e aplicando-se uma pressão no 
conjunto de BOP de 1500 psi (103,5 bar), ou fechando um BOP superior e o BOP anular, 
desconectando a linha de abertura e mantendo a pressão entre os dois. 
 
Uma vez que esses sistemas tenham superado todas as provas requeridas com 
êxito, deve haver a preocupação de controlar os reguladores de manifold de 
distribuiçãoe da pressão do BOP anular. A maioria dos sistemas requer 1500 
psi (103,5 bar) de pressão de manifold. A pressão inicial de fechamento regulada 
para o BOP anular depende de numerosos fatores. Caso as pressões indicadas 
sejam incorretas, os reguladores devem ser ajustados. Isso pode ser efetuado 
por controle remoto em alguns sistemas e manualmente em outros. 
 
10.12. Teste da Árvore de Natal ou Kick 
As árvores de natal se classificam de acordo com a pressão nominal de trabalho, 
corrosão, presença de gás H2S e proximidade a outros equipamentos 
pressurizados. De acordo com a classificação, pode ser requerido apenas testes 
hidrostáticos e de gás antes de pôr o poço em linha de produção. Caso se 
utilizem componentes de pressões combinadas, a árvore deverá ser testada com 
base nas pressões inferiores. Em geral, o teste consiste em vários períodos de 
manutenção de pressão com requisitos de tempo de teste que variam de acordo 
com a classificação da árvore, As regulamentações e as políticas. Deverão ser 
testados o corpo da árvore, as bocas de entrada e saída, bem como todas as 
vedações. Da mesma forma, deverão ser testados ambos os lados das válvulas 
bidirecionais da árvore, um lado de cada vez. 
 
 
127 
 
No caso de válvulas tampão, enquanto a pressão de teste estiver em ambos os 
lados do tampão, este último dever ser acionado duas ou mais vezes. As válvulas 
unidirecionais devem receber pressão na direção indicada no corpo, exceto as 
válvulas de retenção, que serão testadas sob pressão no sentido inverso de 
circulação e com a extremidade de entrada aberta em direção à atmosfera. 
 
10.13. Planejamento e Exercícios de Simulação de Kicks 
O planejamento e os exercícios são necessários para enfrentar situações tanto 
esperadas quanto inesperadas. O planejamento deve abranger todas as 
operações que se prevejam realizar, bem como a diagramação de um plano de 
ação para controlar o poço. Com frequência acontecem fatos inesperados, e por 
isso devemos prever acontecimentos incomuns e definir um plano de ação. Após 
ter esse plano definido, a equipe deve ficar familiarizada com o mesmo e devem 
ser preparados exercícios para garantir que todas as pessoas envolvidas 
conheçam suas responsabilidades. Não raro, surgem complicações que alteram 
os procedimentos planejados. Por exemplo, um exercício com o diverter costuma 
requerer que o encarregado de turno leve a cabo as ações necessárias, se dirija 
ao console do diverter e, sem fechar o poço, explique ao supervisor o 
procedimento para abrir o sistema da linha de desvio a favor do vento e fechar a 
gaxeta do diverter. A seguir, deve dirigir-se ao controle da bomba de lama e 
explicar o processo de preparação da bomba para acelerá-la a sua máxima 
capacidade de movimentar o êmbolo. Outros exercícios, como os que envolvem 
os tanques, poderão ser iniciados levantando a boia ou a paleta do sensor da 
linha de saída do fluxo. A duração do exercício será o que se registre até que 
todo o pessoal esteja nas suas posições e pronto para fechar o poço. Esses tipos 
de exercícios devem ser praticados como se fossem situações reais. 
Os exercícios podem ou não ser anunciados previamente. Geralmente, são 
levados a efeito procurando-se não pôr em risco a atividade da equipe nesse 
momento. Os exercícios de evacuação poucas vezes incluem o encarregado de 
turno caso a broca esteja no poço e, com frequência, são pré-anunciados, de 
forma a não criar situações de pânico e ferimentos entre o pessoal. Com 
frequência, praticam-se exercícios durante as manobras com perfuração, mas 
nunca o conjunto de perfuração de poço deve ser levantado até a sapata do 
revestimento. 
 
10.14. Requisitos de Qualidade, Saúde, Meio-Ambiente e Segurança 
(QSMS) 
As situações de riscos de acidentes do trabalho nas operações de fechamento 
de poço para controle de kick existem e podem ser identificadas como: 
a) Danos ao pessoal/equipamentos devido ao fluxo descontrolado do fluido 
da formação; 
b) Danos ao pessoal/equipamentos durante operação de stripping; e; 
c) Vazamento de óleo e/ou gás para a atmosfera. 
 
 
 
128 
 
As consequências para os riscos identificados podem ser: 
a) fatalidade; 
b) ferimentos; 
c) vazamento de gás; 
d) vazamento de óleo; 
e) explosão; 
f) derrame de óleo; 
g) danos aos equipamentos, e; 
h) perda de tempo de operação (down-time). 
 
Os controles que visam prevenir condições inseguras de trabalho nos riscos 
identificados são: 
a) certificação, inspeção e testes dos equipamentos de produção e dos 
parâmetros técnicos, da pressão hidrostática e volume de fluido; 
b) certificação, inspeção e testes dos ESCP para prevenção de blowout e 
controle do poço; 
c) certificação, inspeção e testes dos equipamentos de detecção de gás 
na atmosfera; 
d) certificação, inspeção e testes dos equipamentos de combate a 
incêndio; 
e) certificação/inspeção e testes dos equipamentos de ar respirável; 
f) conhecimento dos planos de contingência; 
g) proibir terminantemente a utilização de equipamentos que liberem 
fagulhas para a atmosfera (elétricos ou não); 
h) proibir terminantemente a realização de qualquer trabalho a quente; 
i) certificação de pessoal treinado em equipamentos e operações de 
controle de kick; 
j) organização da área a ser utilizada e seleção prévia das ferramentas e 
equipamentos necessários, e; 
k) definição da seqüência de operações a serem realizadas em cada 
situação de trabalho específico; 
 
As ações implementadas visando garantir condições de segurança no trabalho 
de operações de fechamento do B.O.P. para controle do poço são: 
a) treinamento periódico dos responsáveis pelas ações de controle 
necessárias e dos envolvidos na operação; 
b) definição clara de responsabilidades e descrição das ações a serem 
tomadas passo a passo para o controle do poço em cada situação de 
trabalho; 
 
 
129 
 
c) posicionamento correto da coluna, de forma a permitir o acionamento 
correto das gavetas do B.O.P. e garantir o sucesso do fechamento do 
poço e eliminação preliminar do fluxo para a atmosfera se for o caso; 
d) conhecimento da operação dos equipamentos de controle do poço e 
pontos de acionamento de válvulas, guardadas as limitações de cada 
função especificamente; 
e) linha de hierarquia para a tomada de decisões e implementação de ações 
definidas, entendidas e treinadas; 
f) uso de equipamento de ar respirável para controle de emergência, se 
necessário; 
g) uso de EPIs adequados (luvas, botas com biqueira de aço, capacete, 
óculos de proteção, protetor auricular); 
h) alerta para o risco de prensagem das mãos e posicionamento do pessoal 
junto ao Power swivel para prevenir acidentes provocados pelo 
rompimento de cabos ou destravamento brusco das chaves flutuantes, 
exigindo o afastamento do pessoal da área da mesa enquanto 
manobrando a coluna com stripping, 
i) monitoramento constante da atmosfera para detecção de gás abaixo do 
limite de segurança, considerando-se este de maneira tal que permita a 
tomada de ações de controle da exposição a uma situação de risco de 
incêndio ou de danos à saúde dos trabalhadores; 
j) brigada de incêndios a postos, entram em ação para prevenir ocorrência 
de incêndio, e; 
k) meios de comunicação eficientes devem ser utilizados para integrar as 
operações. 
 
10.15. Resumo 
Após detectar-se um influxo, o poço deve ser fechado de acordo com os 
procedimentos indicados. Esses procedimentos devem ser conhecidos antes de 
se iniciar qualquer operação. Toda modificação nestes procedimentos deve ser 
feita de acordo com o caso em questão. O bom senso deve ditar a solução 
aplicável quando algum dos componentes do processo falhar. Os procedimentos 
de segurança deverão ser elaborados, conhecidos e praticados. Caso o conjunto 
do BOP esteja numa área confinada ou em um antepoço onde possam se 
acumular gases tóxicos, deve-se sempre utilizar respiradores quando se for 
trabalhar nele ou nas áreas próximas. Condições climáticas, mudanças nos 
membrosda equipe, fluidos tóxicos e modificações no equipamento entre um 
trabalho e outro podem ditar a necessidade de efetuar mudanças nas condições 
e procedimentos de fechamento de poço. Essas mudanças devem ser 
conhecidas e praticadas até que a equipe esteja bem familiarizada e capacitada 
para realizar suas tarefas. As consequências de um poço fora de controle, de 
incêndios, contaminações e gases tóxicos, bem como da falta de recursos, de 
tempo e as vidas em jogo transformam a detecção de kicks e o processo de 
fechamento de poços em uma das principais prioridades durante qualquer 
operação. 
Tanto o exercício de responder à “o que aconteceria se” quanto o devido 
treinamento deve ser aplicado. E se algum funcionário não estivesse presente 
quando sua tarefa fosse designada? E se alguma parte do equipamento não 
 
 
130 
 
funcionasse corretamente ou falhasse? E se surgisse qualquer outra 
complicação? É preciso adotar planos e cursos de ação alternativos para o 
controle de poço e discuti-los em mínimos detalhes com a equipe. O medo do 
desconhecido causa pânico; mas o medo do conhecido leva à tomada de ações 
prudentes e decisivas. 
Quando os operários são deslocados de um equipamento para outro e quando 
as empresas terceirizadas trabalham para diferentes companhias, os 
procedimentos de fechamento e estrangulamento de poço e outros processos 
podem diferir drasticamente. Deve-se tomar consciência dessa realidade e todas 
as partes envolvidas devem discutir e compreender os processos adequados 
para cada uma das atividades no poço. Embora esta seção tenha abrangido os 
procedimentos básicos de fechamento de poço, deve saber-se que, com 
frequência, passos extras são incluídos, de acordo com a segurança, o tipo de 
equipamento e a política da companhia. 
Um claro exemplo do dito acima é um equipamento com um conjunto submarino 
de válvulas BOP. Nesses equipamentos, as válvulas de prevenção de blowout 
são geralmente de tamanho maior e precisam de mais fluido para fechar. O 
conjunto fica fora de vista, numa localização remota e não é simples comprovar 
se o BOP está efetivamente fechado. Isso pode resultar em maiores kicks e na 
possibilidade de gás no tubo de subida para a superfície pelo BOP. Para ajudar 
a ter certeza de que a válvula está fechada, mede-se o volume de fluido 
bombeado para fechá-la e se verifica o resultado de acordo com as 
especificações. É possível, de acordo com as condições do mar, que a válvula 
tenha se fechado sobre um conjunto de ferramentas, o que não permite o 
fechamento completo do BOP. 
Deve-se, igualmente, minimizar o movimento através do BOP, exceto aquele 
para que a tubulação fique suspensa de uma eclusa após ter sido devidamente 
espaçada para conhecer-se a localização de uma junta. Suspende-se também a 
tubulação para minimizar a quantidade de gás que pode ficar preso na válvula 
BOP submarina. Devido a essas complicações, fecha-se o poço sempre que se 
tem dúvidas sobre a existência de kicks. Com frequência, tanto os cursos quanto 
as companhias enfatizam a necessidade de “correr para fechar o poço o mais 
rápido possível”. É hora de agir, mas não de agir precipitadamente. Levar um 
tempo extra para fazer bem as coisas logo na primeira vez pode fazer entrar 
apenas uns poucos barris a mais. Entretanto, isso é preferível a que o pânico 
e/ou a pressa possam resultar em procedimentos impróprios de fechamento ou 
em erros e acidentes. 
 
DEVEM-SE PRATICAR EXERCÍCIOS DE SIMULAÇÃO ATÉ CONSEGUIR A 
EFICIÊNCIA E HABILIDADE PARA AGIR DE FORMA RÁPIDA E DECIDIDA 
QUANDO CHEGAR O MOMENTO DE FECHAR O POÇO. 
 
 
 
131 
 
 
 
 
 
Capítulo 11: 
 
Métodos de 
Controle de Poço 
 
 
 
132 
 
11. Métodos de Controle de Poço 
 
Os objetivos básicos dos métodos de controle de kicks são os de remover do 
fundo do poço o fluido invasor e de restabelecer o seu controle primário através 
do ajuste da massa específica do fluido de perfuração, restabelecendo, assim, 
uma coluna hidrostática suficiente para balancear as pressões dentro do poço e 
parar o influxo. Durante a remoção do influxo e aplicação do processo de ajuste 
da massa específica do fluido de perfuração, o estado de pressão no poço deve 
ser mantido num nível suficiente para evitar influxos adicionais sem, contudo, 
causar danos mecânicos às formações e ao equipamento de segurança de 
cabeça de poço ou ao revestimento. Isto é conseguido utilizando-se o princípio 
da pressão constante no fundo do poço. 
 
11.1. Princípio da Pressão Constante no Fundo do Poço: 
Quando o kick é detectado, o poço é fechado e as pressões no seu interior 
aumentam até o instante no qual a pressão no poço se iguala à pressão da 
formação que provocou o influxo. Conforme visto anteriormente, neste instante 
o fluxo da formação cessa e um método de controle de poço deve ser usado. 
Seja qual for o método de controle adotado, ele utiliza o princípio da pressão 
constante no fundo do poço que diz que a pressão neste ponto deve ser mantida 
constante durante toda a implementação do método adotado com um valor igual 
à pressão da formação que gerou o kick acrescido de uma margem de 
segurança. Se a circulação é possível, utiliza-se o Método do Sondador ou o 
Método do Engenheiro, onde a margem de segurança de pressão aplicada no 
fundo do poço é numericamente igual ao valor das perdas de carga por fricção 
no espaço anular. Caso a circulação não seja possível, pode-se implementar o 
Método Volumétrico onde a margem de segurança é um valor arbitrário conforme 
será visto futuramente. E, por fim, há também a possibilidade de se utilizar do 
método do Bullheading para quando não for possível circular o influxo para a 
superfície, onde é feito o bombeio do kick de volta para a formação. 
 
11.2. Método do Sondador (Driller’s) 
O método do sondador foi o adotado no Brasil para ser usado tanto em sondas 
com ESCP de superfície como naquelas com ESCP submarino. Este método 
consta de duas fases: na primeira circulação o kick é deslocado para fora do 
poço; na segunda circulação, a lama original é substituída pela lama de matar. 
Pontos principais: 
 O influxo é circulado do poço com o fluido de perfuração já em uso 
 A PIC é mantida constante durante a primeira circulação 
 Para os kicks induzidos mecanicamente que não requerem aumento 
no peso da lama, a segunda circulação não é necessária 
 Para kicks em underbalance, a segunda circulação é necessária 
 
 
 
133 
 
Vantagens: 
 A circulação é iniciada imediatamente 
 Não é necessário estoque de barita para iniciar o procedimento 
Desvantagens 
 Maior tempo de operação do choke (se necessário as duas 
circulações) 
 Maiores pressões na superfície (em comparação com o Método do 
Engenheiro) 
 A pressão na sapata é maior 
 
✓ O método é implementado em sonda com ESCP de superfície da seguinte 
maneira: 
1. Manter a pressão constante no manômetro do choke enquanto a bomba é 
levada para a velocidade reduzida de circulação. Quando esta velocidade é 
atingida, a leitura no tubo bengala deverá ser PIC. Circular lama original na vazão 
reduzida de circulação mantendo-se a PIC no tubo bengala observando sempre 
as máximas pressões dinâmicas permissíveis. 
2. Após circular nesta situação um volume equivalente ao do espaço anular, 
parar a bomba e fechar o choke. As pressões no tubo bengala e no choke 
deverão ser iguais a SIDPP. 
3. Bombear lama de matar pelo interior da coluna mantendo a pressão no choke 
constante e igual SIDPP até a lama nova atingir a broca. No início do bombeio, 
a pressão no tubo bengala deverá ser PIC. Essa pressão cairá constantemente 
até a lama nova chegar na broca quando seu valor será PFC. 
4. Manter a pressão no tubo bengala igual a PFC até a lama de matar chegar à 
superfície. 
5. Parar a bomba e fechar o choke. Observar as pressões no tubo bengala e no 
choke que deverão ser nulas. 
6. Abrir o poço e observar se há fluxo. 
 
✓ Em sondas com o ESCP submarino, o procedimento é o seguinte: 
1. Mantera pressão constante no manômetro da linha de matar em SICP através 
da abertura controlada do choke enquanto a bomba é levada para a velocidade 
reduzida de circulação. Quando esta velocidade é atingida, a leitura no tubo 
bengala deverá ser PIC. Caso a leitura do manômetro da linha de matar não seja 
disponível, abrir o choke para permitir que a pressão no manômetro do choke 
caia de SICP para SICP - ΔPcl enquanto a bomba é levada até a velocidade 
reduzida de circulação. Circular lama original na vazão reduzida de circulação 
mantendo a PIC no tubo bengala observando sempre as máximas pressões 
dinâmicas permissíveis. 
 
 
134 
 
2. Observar o instante em que o gás entra na linha do choke que é indicado por 
um rápido aumento da pressão no manômetro do choke e redução da pressão 
lida no manômetro da linha de matar. A partir deste instante, ficar atento para a 
possibilidade de se ter que ajustar a abertura do choke rapidamente. 
3. Após circular um volume equivalente ao do espaço anular mais o da linha do 
choke, parar a bomba e fechar o choke. As pressões nos manômetros do tubo 
bengala, do choke e da linha de matar deverão ser iguais a SIDPP. 
4. Bombear lama nova pelo interior da coluna mantendo a pressão no 
manômetro da linha de matar constante e igual a SIDPP ou no choke constante 
e igual a SIDPP - ΔPcl, até a lama nova atingir a broca. No início do bombeio, a 
pressão no tubo bengala deverá ser PIC. Essa pressão cairá constantemente 
até a lama nova chegar na broca quando seu valor será PFC1. 
5. Mantendo a pressão no tubo bengala igual a PFC1, continuar a deslocar lama 
nova até o ponto de equilíbrio dinâmico (a ser discutido na próxima seção) ser 
atingido. Após este momento, a pressão continuará crescendo até a lama nova 
chegar à superfície onde a pressão de bombeio será PFC2. 
6. Parar a bomba e fechar o choke. As pressões no tubo bengala e no choke 
deverão ser nulas. 
 
Aplicar o procedimento para remoção do gás aprisionado abaixo do BOP 
e troca da lama do riser e da linha de matar. Retornar às operações 
normais de perfuração. 
 
11.2.1. Primeira Circulação 
 
Deve-se pôr a bomba na velocidade de vazão de choke (30 spm) enquanto se 
mantém a pressão do revestimento constante, o que manterá a pressão no fundo 
e evitará que o poço flua. Nos equipamentos em que a bomba não é fácil de 
controlar a baixas velocidades, tais como os mecânicos ou acoplados à 
 
 
135 
 
transmissão do equipamento, deve-se utilizar um método alternativo para levar 
a bomba à velocidade apropriada. Nesses casos, enquanto se põe a bomba em 
linha, abre-se o choke. Isso permite que o poço flua e que aconteça um novo 
influxo, mas isto é preferível a que aconteça uma fratura da formação provocada 
por compressão excessiva. Uma vez que a bomba alcance a velocidade 
apropriada, deve-se voltar a pôr a pressão do revestimento no valor de 
fechamento. 
 
Assim que a bomba alcançar a velocidade de vazão de choke e se tenha 
ajustado a pressão do revestimento (SICP) com o choke para voltar à pressão 
que tinha quando o poço foi fechado, o controle se desloca para o manômetro 
de pressão da tubulação (SIDPP). A pressão da tubulação chama-se, nesse 
momento, Pressão de Circulação, que é a combinação da SIDPP e a pressão de 
bomba a essa velocidade de bombeamento (para fazer uma comparação, no 
método de Engenheiro essa pressão se chamaria Pressão Inicial de Circulação 
(PIC), mas como neste momento não se vai bombear a lama de choke, não 
haverá queda de pressão até a Pressão Final de Circulação (PFC)). 
 
 
136 
 
 
A pressão de circulação se mantém constante com o choke, e a vazão de 
bombeamento se mantém constante na Velocidade de Vazão de Choke até que 
se circule o kick para o exterior. A SICP aumentará como consequência dos 
ajustes realizados para manter a pressão de circulação adequada na tubulação, 
caso se trate de um kick gasoso. Caso o kick seja de água salgada, não é 
necessário fazer muitos ajustes de pressão. Com os kicks de água salgada, a 
pressão do revestimento permanecerá praticamente igual. 
 
 
 
137 
 
 
 
11.2.2. Ajustes de Pressão 
Enquanto o kick é circulado, deve-se manter a pressão da tubulação nos valores 
planejados. Se a pressão da tubulação for incorreta, deve-se ajustá-la ao valor 
adequado. Para isso, deve-se determinar a quantidade de pressão, por excesso 
ou falta, para ser corrigida. Não se devem realizar cálculos estimados. Não se 
deve levar em consideração variações de menos de 50 psi (3,4 bar), a menos 
que a pressão, seja alta ou baixa, esteja num ponto crítico. Um método prático 
para compensar esse “atraso” consiste em esperar cerca de dois segundos por 
cada 1000 pés (305 m) de profundidade do poço. Muitos fatores afetam esse 
“atraso” pelo que se deve esperar o tempo necessário antes de efetuar outra 
correção caso não se note nenhuma outra mudança. 
 
11.2.3. Kick na Superfície 
 
 
 
138 
 
Num kick gasoso, primeiro a pressão do revestimento, e depois a pressão da 
tubulação, cairão à medida que o kick comece a passar pelo choke. O choke 
deve ser ajustado para que a pressão do revestimento volte a SICP. Isso deve 
ser feito fechando-se o choke e levando a pressão do revestimento ao valor que 
tinha imediatamente antes que o kick entrasse no choke, para voltar depois a 
atenção para a pressão de tubulação. Além disso, deve-se estar alerta para o 
aumento nas pressões quando o fluido começar a passar novamente pelo choke. 
 
11.2.4. Fechamento do Poço 
Uma vez que o kick foi circulado, deve-se passar a prestar atenção na pressão 
de revestimento, a qual deve ser mantida constante enquanto é diminuída a 
velocidade da bomba. Caso se permita que a pressão do revestimento caia 
abaixo da SIDPP original, pode apresentar-se outro influxo. Uma vez fechado o 
poço, tanto a pressão da tubulação quanto a do revestimento devem ser iguais. 
 
Nesse momento dever ser feitos dois cálculos: 
1. Densidade de fluido de choke 
2. Quantidade de strokes da bomba para chegar à broca. 
 
11.2.5. Segunda Circulação 
Uma vez que a densidade do fluido de choke foi aumentada, deve-se começar a 
circular mediante a manutenção de pressão do revestimento constante ao valor 
que tinha quando foi fechado pela segunda vez. Esse procedimento de iniciar é 
igual ao da primeira circulação, mas a pressão é diferente. Quando a bomba está 
em velocidade de vazão de choke (30 SPM) e mantém-se constante a pressão 
do revestimento, se estará deslocando mais fluido da coluna de perfuração. Deve 
se seguir mantendo constante a pressão do revestimento (sempre que não tenha 
ficado fluido de kick no poço) até que o fluido adensado de choke chegue à broca. 
A pressão de tubulação cairá enquanto o fluido de choke desloca o fluido original. 
Nesse momento, não se deve manter a pressão da tubulação constante! Em 
teoria, deve-se manter constante a pressão do revestimento até que o fluido de 
choke chegue à broca. Entretanto (embora não seja necessário), recomenda-se 
preparar um gráfico de pressão para registrar o declínio de pressão da tubulação. 
 
 
139 
 
 
 
 
11.2.6. Fluido do Choke na Broca 
Quando a tubulação está cheia de fluido de choke, deve-se passar ao 
manômetro de pressão da tubulação (esta deverá ser igual à Pressão Final de 
Circulação no método do Engenheiro). Deve-se manter essa pressão até que o 
fluido de choke chegue à superfície. 
 
 
140 
 
 
Uma vez que o fluido adensado de choke chegar à superfície, pode-se fechar o 
poço pela terceira vez. Tanto a pressão da tubulação quanto a pressão de 
revestimento deverão ser iguais a zero. Caso após um lapso de entre 15 a 30 
minutos a pressão for zero, o poço está amortecido. Se a pressão não for zero, 
deve-se começar a circular novamente. O problema pode ser que o fluido 
adensado de choke não esteja presente uniformemente em todo o poço ou, 
talvez, que exista outro kick em andamento. Se o poço estiver amortecido e se 
for abrir o BOP, deve-se levar em conta quepode haver pressão confinada. 
 
 
 
 
 
 
141 
 
11.2.7. Revisão do Procedimento 
1. Fecha-se o poço 
2. Registram-se as pressões de tubulação (SIDPP) e de revestimento 
(SICP) e o tamanho do kick 
3. Começa-se a circular mantendo constante a pressão do revestimento até 
que a bomba alcance a vazão de choke. 
4. Quando a velocidade da bomba está na vazão de choke, anota-se a 
pressão na tubulação ou se faz um cálculo prévio de seu valor e depois 
se mantém constante a pressão de tubulação com o choke. 
5. Mantém-se constante a pressão da tubulação e a vazão de bombeamento 
até que se tenha circulado o kick ao exterior. 
6. Depois se fecha o poço e se aumenta a densidade da lama (Densidade 
de choke). 
7. Renova-se a circulação e se mantém constante a pressão do 
revestimento até que a tubulação se tenha enchido com a nova lama com 
a densidade de choke. 
8. Quando a tubulação ficar cheia de lama pesado, deve-se registrar a 
pressão de tubulação (PFC). 
9. Deve-se circular o poço cheio de fluido pesado mantendo constante a 
pressão da tubulação. 
 
11.2.8. Comportamento de pressões para o método do sondador em 
sondas com ESCP de superfície: 
Nesta seção serão vistas as evoluções das pressões durante a implementação 
do método do sondador em três pontos do sistema de circulação: manômetro do 
tubo bengala, sapata do último revestimento descido no poço e manômetro do 
choke. Na análise do comportamento das pressões são adotadas as seguintes 
hipóteses simplificadoras: 
a) as perdas de carga por fricção no espaço anular são desconsideradas; 
b) a massa específica do fluido invasor (gás) é bem menor que a do fluido 
de perfuração; 
c) o influxo aconteceu durante a perfuração; 
d) as seções transversais dos espaços anulares tubo-poço e tubo-
revestimento são iguais; 
e) o gás é representado por uma única bolha e não se dispersa no fluido 
de perfuração; 
f) a pressão no fundo do poço é mantida constante durante toda a 
implementação do método do sondador. 
A Figura mostra o comportamento das pressões durante a primeira circulação 
do método do sondador. Após o fechamento do poço e estabilização das 
pressões, os seus valores nos manômetros do tubo bengala e do choke serão 
respectivamente SIDPP e SICP. A pressão na sapata será SICP mais o valor da 
pressão hidrostática do fluido de perfuração desde a sapata até a superfície. Em 
 
 
142 
 
sequência, a Figura apresenta os eventos da primeira circulação no método do 
sondador: 
 
Evento A - Neste instante, a vazão reduzida de circulação é estabelecida. A 
pressão no tubo bengala sobe de SIDPP para PIC devido à adição das perdas 
de carga por fricção no sistema (PRC). Durante a aceleração da bomba até 
atingir a velocidade reduzida de circulação, as pressões no manômetro do choke 
e na sapata permanecem constantes. Após este momento, as pressões atuantes 
nos pontos localizados acima do topo do gás aumentam (porém muito pouco) 
devido à redução da pressão hidrostática do gás no espaço anular causada pela 
expansão permitida e controlada do kick. 
Evento B - Neste momento, o topo do gás atinge o topo dos comandos. A partir 
deste instante, as pressões no manômetro do choke e na sapata do revestimento 
caem. A razão da queda é a redução do comprimento da altura de gás no espaço 
anular que ocorre quando ele passa do anular poço-comandos para o anular 
poço-tubos (aumento da seção transversal) com o consequente aumento da 
pressão hidrostática no espaço anular. Como a pressão no fundo do poço é 
constante, as pressões nos pontos posicionados acima do topo do gás reduzem-
se. A pressão no tubo bengala permanece constante e igual a PIC durante toda 
a primeira circulação. 
Evento C - Base do gás no topo dos comandos. A partir deste momento, as 
pressões na sapata e no manômetro do choke aumentam gradualmente devido 
à expansão controlada do gás. 
Evento D - Topo do gás na sapata. Este evento corresponde ao instante no qual 
a pressão na sapata do revestimento atinge o seu valor máximo durante a 
circulação contanto que a pressão no fundo do poço seja mantida constante. A 
 
 
143 
 
partir do ponto D, a pressão na sapata reduz-se gradativamente, pois a pressão 
hidrostática existente entre o fundo do poço e a sapata aumenta devido à 
redução do intervalo com gás abaixo da sapata enquanto a circulação 
prossegue. A pressão no manômetro do choke continua a subir devido à 
expansão controlada do gás. 
Evento E - Base do gás na sapata. A partir deste instante, a pressão na sapata 
permanece constante até o final da primeira circulação. Este ponto corresponde 
ao número de ciclos de bombeio do fundo do poço até a sapata. Após este 
evento, a máxima pressão permissível a ser observada na superfície passa ser 
aquela relativa ao equipamento (Pmax,din,eq). 
Evento F - Topo do gás na superfície. Daí em diante, a pressão cai no 
manômetro do choke, pois com a produção do gás há um aumento de pressão 
hidrostática no poço. As pressões na sapata e no manômetro do tubo bengala 
permanecem constantes. 
Evento G - Base do gás na superfície. Após este evento, as pressões 
permanecem constantes nos dois manômetros em consideração: PIC no do tubo 
bengala e SIDPP no do choke. 
Evento H - Início da desaceleração da bomba. A partir deste instante, a pressão 
no manômetro do tubo bengala reduz-se devido à diminuição das perdas de 
carga no sistema enquanto a pressão no manômetro do choke permanece 
constante e igual a SIDPP. 
Evento I - Término da primeira circulação. As pressões nos dois manômetros 
em consideração registrarão o valor de SIDPP caso não se tenha gás no poço 
ou pressão confinada (trapeada) no sistema. 
O comportamento das pressões durante a segunda circulação é mostrado na 
Figura 9.2 a seguir: 
 
 
144 
 
 
 
Os principais eventos são os seguintes: 
Evento A - Neste instante, a vazão reduzida de circulação é estabelecida para 
a segunda circulação. A pressão no tubo bengala sobe de SIDPP para PIC 
devido à adição das perdas de carga por fricção no sistema (PRC). Através da 
abertura gradual do choke, a pressão no manômetro do choke é mantida 
constante e igual a SIDPP. Durante a aceleração da bomba até atingir a 
velocidade reduzida de circulação, a pressão na sapata permanece constante. 
Após o Evento A, a pressão lida no manômetro do tubo bengala cai de PIC até 
o valor de PFC quando a lama nova atingir a broca, para um volume deslocado 
igual ao do interior da coluna de perfuração. A queda de pressão observada é 
devido ao amortecimento do poço pelo interior da coluna. No trecho AB, a 
pressão no manômetro do choke é mantida constante. 
Evento B - Lama nova chega na broca. A partir deste instante, a pressão no 
manômetro do tubo bengala deve ser mantida constante em PFC. As pressões 
na sapata e no manômetro do choke diminuem devido à abertura gradual do 
choke para compensar a circulação de fluido mais pesado no interior do espaço 
anular mantendo assim a pressão no fundo do poço constante. A partir do Evento 
B, o poço começa a ser amortecido pelo espaço anular. 
Evento C - Lama nova no topo dos comandos. A partir deste momento, as 
pressões na sapata e no manômetro do choke caem agora numa taxa menor 
(abertura do choke se faz mais lentamente), pois a lama nova flui agora através 
de um espaço anular mais largo (poço-tubos). 
 
 
145 
 
Evento D - Lama nova na sapata do revestimento. A partir do Evento D, a 
pressão na sapata permanece constante. 
Evento E - Lama nova na superfície. A pressão no choke cai a zero (ele 
totalmente aberto). A partir deste instante, a pressão no choke é nula e a lida no 
manômetro do tubo bengala permanece igual a PFC. 
Evento F - Início da desaceleração da bomba. A partir deste instante, a pressão 
no manômetro do tubo bengala cai para zero devido à redução das perdas de 
carga por fricção no sistema. 
Evento G - Término da segunda circulação. As pressões nos manômetros do 
choke e do tubo bengala são nulas caso o poço esteja devidamente amortecido.11.2.9. Comportamento de pressões para o método do 
sondador em sondas com ESCP submarino: 
Nesta seção serão vistas as evoluções das pressões durante a implementação 
do método do sondador em sondas com ESCP submarino. Será também 
mostrado o comportamento da pressão no manômetro instalado na superfície 
ligado à linha de matar. Nesta análise, são adotadas as mesmas hipóteses 
utilizadas acima. 
A Figura 9.3 mostra o comportamento de pressões durante a primeira circulação 
do método do sondador. Após o fechamento do poço e estabilização das 
pressões, seus valores lidos nos manômetros do tubo bengala, do choke e da 
linha de matar são respectivamente SIDPP, SICP e SICP. A pressão na sapata 
será SICP mais o valor da pressão hidrostática do fluido de perfuração desde a 
sapata até a superfície. 
 
 
 
146 
 
 
Em sequência, a Figura 9.3 apresenta os seguintes eventos durante a primeira 
circulação no método do sondador: 
Evento A - Neste instante, a vazão reduzida de circulação é estabelecida. 
Durante a aceleração da bomba até atingir a velocidade reduzida de circulação 
e através da abertura gradual do choke, a pressão no manômetro da linha de 
matar é mantida constante e a no manômetro do choke é deixada cair do valor 
das perdas de carga na linha do choke. A pressão no tubo bengala sobe de 
SIDPP para PIC devido à adição das perdas de carga por fricção no sistema 
(PRCr). A pressão na sapata permanece constante. Após este momento, as 
pressões atuantes nos pontos localizados acima do topo do gás irão aumentar 
(porém muito pouco) devido à redução da pressão hidrostática do gás no espaço 
anular causada pela expansão permitida e controlada do kick. 
Evento B - Neste momento, o topo do gás atinge o topo dos comandos. A partir 
deste instante, a pressão cai nos manômetros da linha do choke e de matar e na 
sapata do revestimento. Conforme visto anteriormente, a razão da queda é a 
redução do comprimento da altura de gás no espaço anular quando ele passa 
do anular poço-comandos para o anular poço-tubos. Como a pressão no fundo 
do poço é constante, as pressões nos pontos posicionados acima do topo do gás 
reduzem-se. A pressão no tubo bengala permanece constante e igual a PIC 
durante toda a primeira circulação. 
Evento C - Base do gás no topo dos comandos. A partir deste momento, as 
pressões na sapata e nos dois manômetros instalados respectivamente nas 
linhas do choke e de matar aumentam gradualmente devido à expansão 
controlada do gás. 
Evento D - Topo do gás na sapata. Este evento corresponde ao instante no qual 
a sapata do revestimento é submetida à máxima pressão durante a circulação 
caso a pressão no fundo do poço seja mantida constante. A partir do ponto D, a 
pressão na sapata reduz-se gradativamente, pois a pressão hidrostática 
existente entre o fundo do poço e a sapata aumenta devido à redução do 
intervalo com gás abaixo da sapata enquanto a circulação prossegue. As 
pressões nos manômetros das linhas de choke e de matar continuam subindo 
devido a expansão controlada do gás. 
Evento E - Base do gás na sapata. A partir deste instante, a pressão na sapata 
permanece constante até o final da primeira circulação. Este ponto corresponde 
ao número de ciclos de bombeio do fundo do poço até a sapata. Após este 
evento, a máxima pressão permissível a ser observada na superfície passa ser 
aquela relativa ao equipamento (Pmax,din,eq). 
Evento F – Topo do gás no BOP submarino. A pressão no manômetro do choke 
aumenta bruscamente após este evento, pois o gás fluindo rapidamente pela 
linha do choke causa uma redução da pressão hidrostática no espaço anular. 
Assim, para manter a pressão no fundo do poço constante, a pressão no 
manômetro da linha do choke deve subir através do fechamento da abertura do 
choke. A pressão no manômetro da linha de matar começa a cair a partir do 
Evento F, pois com a continuação da circulação, a altura de gás existente entre 
 
 
147 
 
o fundo do poço e o manômetro da linha de matar diminui aumentando assim a 
pressão hidrostática neste intervalo. Ver Figura 9.4. 
Evento G - Topo do gás na superfície. As pressões caem nos manômetros das 
linhas de matar e do choke, pois com a produção do gás há um aumento de 
pressão hidrostática no poço. As pressões na sapata e no manômetro do tubo 
bengala permanecem constantes. 
Evento H - Base do gás no BOP. Após este instante, a pressão registrada no 
manômetro do choke reduz-se drasticamente devido à abertura rápida do choke 
para compensar o aumento de pressão hidrostática no interior dessa linha 
causado pela substituição do gás pelo fluido de perfuração. A pressão no 
manômetro da linha de matar permanece constante após este evento e igual a 
SIDPP. 
Evento I - Base do gás na superfície. Após o Evento I, as pressões permanecem 
constantes nos três manômetros em consideração: PIC no do tubo bengala, 
SIDPP no da linha de matar e SIDPP menos as perdas de carga por fricção da 
linha do choke no manômetro do choke. 
Evento J - Início da desaceleração da bomba. A partir deste instante, a pressão 
no manômetro do tubo bengala reduz-se devido a redução das perdas de carga 
por fricção no sistema enquanto a no manômetro do choke aumenta devido a 
redução das perdas de carga por fricção na linha do choke. 
Evento K - Término da primeira circulação. As pressões nos três manômetros 
em consideração registrarão o valor de SIDPP caso não exista mais gás no poço 
ou pressão aprisionada no sistema. 
 
 
 
148 
 
 
O comportamento das pressões durante a segunda circulação é mostrado na 
Figura 9.5. 
 
 
Os principais eventos são os seguintes: 
Evento A - Neste instante, a vazão reduzida de circulação é estabelecida para 
a segunda circulação. Durante a aceleração da bomba até atingir a velocidade 
reduzida de circulação e através da abertura gradual do choke, a pressão no 
manômetro da linha de matar é mantida constante e a no manômetro do choke 
é deixada cair do valor das perdas de carga na linha do choke. A pressão no 
tubo bengala sobe de SIDPP para PIC devido à adição das perdas de carga por 
fricção no sistema (PRCr). A pressão na sapata permanece constante. Após o 
Evento A, a pressão lida no manômetro do tubo bengala cai de PIC até o valor 
de PFC1 quando a lama nova atingir a broca, para um volume deslocado igual 
ao do interior da coluna de perfuração. A queda de pressão observada é devido 
ao amortecimento do poço pelo interior da coluna. No trecho AB, as pressões 
nos manômetros do choke e da linha de matar são mantidas constantes. 
Evento B - Lama nova chega na broca. A partir deste instante, a pressão no 
manômetro do tubo bengala deve ser mantida constante em PFC1. As pressões 
na sapata e nos manômetros do choke e da linha de matar caem devido à 
abertura gradual do choke para compensar a circulação de fluido mais pesado 
no interior do espaço anular mantendo assim a pressão no fundo do poço 
constante. A partir do Evento B, o poço começa a ser amortecido pelo espaço 
anular. 
Evento C - Lama nova no topo dos comandos. A partir deste momento, as 
pressões na sapata e nos manômetros do choke e da linha de matar caem agora 
 
 
149 
 
numa taxa menor (abertura do choke mais lentamente), pois a lama nova flui 
agora através de um espaço anular mais largo (poço-tubos). 
Evento D - Lama nova na sapata do revestimento. A partir do Evento D, a 
pressão na sapata permanece constante. 
Evento E - Lama nova no BOP. A partir deste evento, a pressão no manômetro 
da linha do choke cai numa velocidade maior devido à abertura rápida do choke, 
pois a taxa de amortecimento aumenta bastante devido ao fluxo da lama nova 
no interior da linha do choke. Após este evento, as pressões na sapata e no 
manômetro da linha de matar permanecem constantes. 
Evento F - Ponto de equilíbrio dinâmico. Neste momento, o choke está 
totalmente aberto e a pressão registrada no manômetro do choke é zero. Isto 
significa que o poço está morto dinamicamente. Como o choke já está totalmente 
aberto,o aumento da pressão de bombeio devido ao deslocamento de um fluido 
mais pesado no espaço anular não pode ser mais compensado. Assim, a partir 
deste instante, as pressões sobem nos manômetros do tubo bengala e da linha 
de matar e na sapata até a lama nova chegar à superfície. 
Evento G - Lama nova na superfície. Daí em diante, as pressões na sapata e 
nos manômetros do tubo bengala, da linha de matar e do choke permanecem 
constantes. A pressão lida no manômetro do tubo bengala é PFC2. 
Evento H - Início da desaceleração da bomba. A partir deste instante, a pressão 
no manômetro do tubo bengala cai para zero enquanto que as pressões na 
sapata e no manômetro da linha de matar se reduzem devido respectivamente 
à diminuição das perdas de carga por fricção no sistema e na linha do choke 
durante a redução da vazão obtida pela desaceleração da bomba. 
Evento I - Término da segunda circulação. As pressões nos manômetros do 
choke e do tubo bengala registraram zero se o poço estiver devidamente 
amortecido. A pressão lida no manômetro da linha de matar será a diferença 
entre as pressões hidrostáticas na linha do choke (preenchida com a lama de 
matar) e na linha de matar (preenchida com a lama original). 
 
11.2.10. Importantes aspectos operacionais durante a circulação 
do kick: 
1) Conforme visto nas Figuras 9.1 e 9.3, a pressão máxima na sapata ocorre 
quando o topo do gás passa por este ponto. Assim, até o número de ciclos broca-
sapata ser atingido, a máxima pressão permissível no choke será Pmax,din,f em 
condições dinâmicas. Se esta pressão for excedida, haverá o risco de fratura da 
formação. Após o gás ter passado pela sapata, a máxima pressão permissível 
no choke será Pmax,din,eq. Danos ao revestimento ou ao equipamento de 
segurança do poço poderão ocorrer caso esta pressão seja excedida. É 
importante destacar que após o gás passar da sapata, a máxima pressão 
permissível no choke é Pmax,din,eq e não Pmax,din,f. Se o operador do choke 
não estiver ciente disto, ele o abrirá desnecessariamente produzindo um novo 
influxo quando o gás estiver entrando e fluindo pela linha do choke, conforme 
está mostrado na Figura 9.6. 
 
 
150 
 
2) No início da circulação de um kick numa unidade flutuante, o valor da perda 
de carga por fricção na linha do choke é compensado pela abertura do choke 
enquanto a bomba é acelerada até a velocidade reduzida de circulação. A 
pressão no manômetro da linha de matar permanece constante e igual a SICP 
enquanto aquela lida no manômetro do choke caí de SICP para SICP - ΔPcl. A 
pressão no tubo bengala sobe de SIDPP para PIC. Nesta e em outras operações 
de ajuste do choke, deve-se observar o tempo para transmissão de pressões 
desde o choke até o manômetro do tubo bengala. Assim, manipulações na 
abertura do choke causam alterações instantâneas na pressão no manômetro 
do choke, porém elas apenas serão observadas no manômetro do tubo bengala 
após um certo tempo de atraso. Como regra prática, considera-se este tempo de 
atraso como de 2 segundos para cada 330 metros que a perturbação de pressão 
tem de percorrer. Assim, num poço de 3300m de profundidade o atraso estimado 
é de 20 segundos. 
 
3) Conforme visto também na Figura 9.3, quando o gás entra na linha do choke, 
a abertura do choke deve ser reduzida gradualmente para promover um aumento 
na pressão do choke e compensar a rápida perda de pressão hidrostática no 
interior dessa linha. Logo após, quando o gás começar a passar através do 
choke, haverá uma grande redução na perda de carga localizada neste 
equipamento, exigindo uma rápida redução da sua abertura. Caso estas ações 
não sejam tomadas, um influxo adicional poderá acontecer. Por outro lado, 
quando a lama que flui atrás do gás entrar na linha do choke, a abertura do choke 
deverá ser gradualmente aumentada para promover uma redução na pressão do 
choke e compensar o brusco aumento da pressão hidrostática no interior desta 
linha. Quando a lama voltar a fluir através do choke, a sua abertura deverá ser 
aumentada ainda mais e rapidamente para compensar o brusco aumento das 
perdas de carga localizada neste equipamento. O resultado da não 
implementação destas ações poderá ser a fratura da formação. Nos casos em 
que é difícil ajustar a abertura do choke nesses momentos, o Manual do DP-PS 
 
 
151 
 
recomenda utilizar a bomba de cimentação da sonda e circular com uma vazão 
em torno de 50 GPM. 
4) Em sondas flutuantes e situações em que a pressão estabilizada de 
fechamento do poço for menor que as perdas de carga por fricção na linha do 
choke, o Manual DP-PS recomenda utilizar as linhas de matar e do choke em 
paralelo utilizando a mesma vazão reduzida de circulação. Este procedimento 
reduz as perdas de carga por fricção na linha do choke a aproximadamente ¼ 
do valor original. Neste caso, o procedimento para início da circulação será o 
seguinte: 
✓ Abrir lentamente o choke e simultaneamente ligar a bomba. 
✓ Aliviar a pressão no choke enquanto a velocidade da bomba é aumentada. 
✓ Observar que quando a bomba estiver na velocidade reduzida de 
circulação, a pressão no choke deverá estar reduzida de ¼ do valor das 
perdas de carga por fricção registrado originalmente na linha do choke. 
5) Durante a circulação do kick, o retorno da lama deverá ser direcionado para o 
separador atmosférico e em seguida para as peneiras após a passagem pelo 
choke. Em todo processo de remoção do influxo, o desgaseificador deverá estar 
operando. A depender do tipo de influxo, durante a sua produção na superfície, 
observar os seguintes direcionamentos de fluxo após a passagem pelo choke: 
✓ Óleo/água: desviar o fluxo para o separador atmosférico e em seguida 
para as peneiras. 
✓ Água sulfurosa: desviar o fluxo para o queimador para descarte no mar. 
✓ Gás: desviar o fluxo para o separador atmosférico. Se o volume de gás 
for excessivo, desviar o fluxo para o queimador. 
✓ Gás sulfídrico: desviar o fluxo para o queimador. 
6) Após a circulação do kick e amortecimento do poço em águas profundas, 
deverá ser implementado procedimento para remoção do gás aprisionado abaixo 
do BOP e troca da lama do riser e da linha de matar. 
 
 
11.3. Método do Engenheiro (Wait & Weight) 
O método do engenheiro é utilizado alternativamente ao método do sondador 
quando a circulação do poço é possível. Neste método, o poço é controlado com 
apenas uma circulação, ou seja, o influxo é removido do poço utilizando-se o 
fluido de matar. Assim, a circulação começa após a lama ter sido adensada. 
O método tem esse nome (em inglês) porque há um momento em que se espera 
o poço estabilizar, enquanto o fluido de perfuração é adensado antes de circular 
o influxo do poço. Este método é necessário apenas quando há um influxo que 
necessita o uso de um fluido mais pesado para ser circulado do poço. Algumas 
das vantagens são: 
✓ As pressões exercidas no poço e nos equipamentos de controle 
geralmente são mais baixas do que na aplicação do Método do Sondador. 
A diferença é bem mais significativa se o influxo for de gás ou se for um 
kick de grande volume. 
 
 
152 
 
✓ A pressão máxima na sapata será menor na utilização deste método, se 
comparado a outros. 
✓ A pressão na sapata pode ser ainda menor caso o peso do fluido de 
amortecimento cause a abertura do anular antes que o influxo seja 
deslocado para a sapata. 
✓ O poço ficará sob pressão por menos tempo com o uso deste método. 
Cálculos prévios necessários: 
1. Calcular o peso da lama de kill (KMW) 
O peso utilizado deve ser o necessário para equilibrar precisamente a pressão 
da zona em kick. 
𝐾𝑀𝑊 (𝑝𝑝𝑔) = 𝑂𝑀𝑊 (𝑝𝑝𝑔) +
𝑆𝐼𝐷𝑃𝑃 (𝑝𝑠𝑖)
0,1704 × 𝑇𝑉𝐷 (𝑚)
 
 
2. Calcular o volume do anular e da coluna de perfuração, e o número 
de strokes necessários da superfície até a broca e do fundo do 
poço até a superfície 
Os volumes da coluna de perfuração e do anular devem ser conhecidos para 
saber se o influxo e o peso da lama de kill estão dentro do percurso de circulaçãoda operação de amortecimento do poço. Essas informações são retiradas da 
planilha de amortecimento do poço. 
𝑠𝑡𝑘𝑠𝑠𝑢𝑝. à 𝑏𝑟𝑜𝑐𝑎 =
𝑉𝑜𝑙𝑢𝑚𝑒 𝑑𝑎 𝑐𝑜𝑙𝑢𝑛𝑎 (𝑏𝑏𝑙𝑠)
𝐷𝑒𝑠𝑙. 𝑑𝑎 𝑏𝑜𝑚𝑏𝑎 (𝑏𝑏𝑙𝑠 𝑠𝑡𝑘⁄ )
 
 
3. Calcular o valor teórico da PIC 
A PIC deve ser calculada para estimar a pressão de circulação que será 
necessária para manter a BHP constante no início da operação. 
𝑃𝐼𝐶 (𝑝𝑠𝑖) = 𝑆𝐶𝑅𝑃 + 𝑆𝐼𝐷𝑃𝑃 
 
4. Calcular o valor da PFC 
À medida que o fluido de kill é bombeado pela coluna de perfuração, a pressão 
de circulação da bengala deve ser reduzida para levar em conta o aumento da 
pressão hidrostática da lama na tubulação. A pressão na bengala também deve 
compensar pelo aumento da perda de carga devido ao bombeio de um fluido 
mais pesado. 
Quando a tubulação for completamente preenchida com o fluido de 
amortecimento, a pressão estática da coluna deve ser zero. Neste ponto, a 
pressão de circulação necessária para a bengala é apenas a SCRP ajustada 
para o peso do fluido de amortecimento. 
𝑃𝐹𝐶 (𝑝𝑠𝑖) = 𝑆𝐶𝑅𝑃 ×
𝐾𝑀𝑊
𝑂𝑀𝑊
 
 
 
153 
 
 
5. Construir uma relação da pressão de circulação da coluna vs. 
strokes realizados 
O operador do choke precisa manipular o choke para seguir o planejamento de 
diminuição da SIDPP (a fim de manter a BHP constante) durante a operação. 
Isso garante que o programa de amortecimento está seguindo o planejado e 
ajuda a identificar qualquer problema que venha a surgir 
Na implementação do método, um gráfico ou planilha de pressão no tubo 
bengala em função do número de ciclos bombeados deve ser elaborado antes 
do início do bombeio. A necessidade da confecção do gráfico ou planilha decorre 
do fato de que quando a lama nova está sendo deslocada no interior da coluna 
a pressão no manômetro do choke não pode ser mantida constante porque deve 
ser permitida uma expansão controlada ao gás que se encontra no espaço 
anular. Assim, o choke deve ser manipulado de forma que a pressão no tubo 
bengala seja a PIC logo após o estabelecimento da velocidade reduzida de 
circulação (SCR) e caia linearmente até PFC1 quando a lama nova atingir a 
broca. 
 
O procedimento operacional utilizado na implementação do método do 
engenheiro quando utilizado em unidades flutuantes é o seguinte: 
1. Elaborar um gráfico ou planilha para a pressão de bombeio (tubo bengala) 
similar ao mostrado na Figura 9.7. Simultaneamente, adensar o fluido de 
perfuração. 
2. Bombear a lama nova de acordo com o gráfico elaborado até esta chegar à 
broca. Isto correspondente ao número de ciclos ou strokes desde a superfície 
até a broca (𝑁𝑠𝑢𝑝−𝑏𝑟). 
3. Manter a pressão no tubo bengala em PFC1 até o ponto de equilíbrio dinâmico 
ser atingido (𝑁𝑝𝑒𝑑). 
4. Permitir que a pressão no bengala suba até PFC2 no instante em que a lama 
nova atingir a superfície (𝑁𝑡𝑜𝑡𝑎𝑙). 
5. Parar a bomba e fechar o choke. Observar as pressões no tubo bengala e no 
choke que deverão ser nulas. 
6. Aplicar o procedimento para remoção do gás trapeado abaixo do BOP e troca 
da lama do riser e da linha de matar. Retornar às operações normais de 
perfuração. 
 
 
154 
 
 
 
11.3.1. Início da Circulação 
Uma vez escolhida a velocidade a velocidade da vazão de choke, não se deve 
modificá-la! Caso seja mudada a velocidade da bomba, deve-se também 
modificar os cálculos, tais com pressão inicial de circulação e pressão final de 
circulação, bem como a tabela ou o gráfico de pressão. Deve se manter essa 
pressão enquanto se leva a bomba até a velocidade da vazão de choke. Se for 
permitido cair a pressão do revestimento quando se está levando a bomba até a 
velocidade apropriada, a pressão no fundo do poço cairá também. Isso terá como 
resultado um aumento do influxo. Caso se ponha a bomba em linha e não se 
abra o choke, ou não for aberto com suficiente rapidez, um rápido aumento da 
pressão pode provocar uma fratura na formação e/ou uma falha no equipamento. 
 
 
 
155 
 
LEMBRETE! A pressão do revestimento é “contrapressão”. Tão logo a bomba 
seja alinhada e funcionando, a velocidade da vazão de choke deve colocar-se 
na pressão correta. 
Método alternativo: Nos equipamentos que trabalham com bombas mecânicas, 
ou nos que não contam com um choke hidráulico, corre-se um risco adicional de 
fraturas ou falhas. Nos equipamentos que empregam bombas mecânicas, não é 
possível pôr a bomba em linha lentamente. O valor mínimo é a “velocidade a 
vácuo”, que costuma ser a velocidade da vazão de choke. Os equipamentos que 
têm chokes manuais afastados podem deixar de responder com a velocidade 
necessária quando se abre o choke durante a partida da bomba. Nesses casos, 
deve abrir-se o choke em primeiro lugar, deve-se pôr a bomba em linha e se 
reajustar o revestimento ao valor de “contrapressão” prévio a partida da bomba. 
 
Uma vez que a bomba alcance a velocidade de vazão de choke e se ajuste à 
pressão do revestimento com o choke para voltar à pressão que tinha quando o 
poço foi fechado, o controle se desloca para a pressão da tubulação. A pressão 
de tubulação se chama, nesse momento, Pressão Inicial de Circulação (PIC – 
ICP, em inglês). Isto é simplesmente a combinação entre a PCIT (SITP) e a 
pressão da bomba a essa velocidade. 
 
Assim que a bomba alcança a velocidade de circulação programada, 
deve-se anotar a pressão de circulação inicial (PIC) 
 
11.3.2. Programa de Pressão 
Durante o tempo ou durante o número de movimentos de pistão que demora o 
fluido de choke em encher a tubulação, a pressão de tubulação deverá cair 
desde a Pressão Inicial de Circulação até a Pressão Final de Circulação. 
Quando a tubulação fique cheia de fluido de choke, o manômetro indicador de 
pressão de tubulação deverá mostrar Pressão Final de Circulação. Deve-se 
manter essa pressão constante no manômetro de pressão de tubulação até que 
as bombas fiquem paradas após finalizar a operação de choke. 
 
 
156 
 
 
11.3.3. Ajustes de Pressão 
Enquanto se bombeia fluido pela tubulação, e até que se amortece o poço, a 
pressão que indica o manômetro deve ajustar-se de acordo com a tabela ou o 
gráfico. 
Se a pressão de tubulação estiver incorreta, deve ser ajustada ao valor indicado. 
Para isso, deve-se determinar a quantidade de pressão, por excesso ou falta, 
que deve ser corrigido. (Não se devem realizar cálculos estimados. Não se 
deverão levar em conta variações de menos de 50 psi [3,5 bar], a menos que a 
pressão, quer seja altas ou baixa, esteja num ponto crítico). A quantidade de 
pressão necessária deverá ser somada ou diminuída do revestimento 
(contrapressão). Deve ser considerado que irá transcorrer algum tempo para que 
a mudança de pressão se reflita no manômetro da tubulação. Um método prático 
para compensar esse “atraso” consiste em esperar aproximadamente dois 
segundos por 305m de profundidade do poço. Muitos fatores afetam esse 
“atraso”, pelo que se deve esperar um tempo adequado antes ser efetuada uma 
correção, caso não se note nenhuma mudança. 
 
11.3.4. Kick na Superfície 
Num kick gasoso, primeiro a pressão do revestimento e depois a pressão da 
tubulação (após ter transcorrido o tempo de “atraso” devido à mudança de um 
manômetro a outro), começarão a cair à medida que o kick passe através do 
choke. 
Deve ajustar-se rapidamente o choke para devolver a pressão do revestimento 
ao valor tinha antes que o gás golpeasse o choke. 
É aconselhável levar um registro por escrito da pressão do revestimento para 
utilizá-lo como referência. Após ter devolvido a pressão do revestimento ao valor 
correto, e uma vez transcorrido um lapso de tempo que permita a estabilização 
da pressão em todo o sistema, deve-se voltar a utilizar o manômetro de pressão 
de tubulação e realizar as correções necessárias. 
Se detrás do kick chega fluido ao choke, a pressão do revestimento tenderá a 
aumentar. Novamente se deve ajustar a pressão do revestimento ao último valor 
registrado. 
Após ter-se circulado o kick, deve-se mantera Pressão Final de Circulação até 
que o fluido adensado de choke chegue à superfície. 
 
11.3.5. Fechamento do Poço 
Se as pressões de circulação não caíram abaixo dos valores planejados e se 
conseguiu circular o kick, pode-se voltar a fechar o poço. As pressões de 
tubulação e de revestimento deveriam estar em zero (após deixar passar entre 
15 e 30 minutos). Se a pressão for igual a zero, o poço foi amortecido. Caso não 
seja zero, deve-se começar a circular novamente. O problema pode estar em 
 
 
157 
 
que pó fluido adensado não seja constante em todo o poço, ou que talvez exista 
outra kick. 
Caso o poço esteja amortecido e se vai abrir o BOP, deve-se levar em conta que 
pode haver pressão apresada. 
 
11.3.6. Revisão do Procedimento de Choke 
1. O primeiro que se deve calcular é a densidade do fluido do poço de choke. 
Aumenta-se o peso do fluido nos tanques até alcançar o valor calculado 
para o fluido de choke. 
2. Completa-se o resto da folha de trabalho enquanto se adensa o fluido dos 
tanques. 
3. Quando estiver tudo pronto para circular, põe-se a bomba na velocidade 
da vazão de choke mantendo a pressão constante no revestimento. 
4. Deve-se manter a pressão da tubulação conforma a tabela ou gráfico. 
Todos os ajustes de pressão devem começar com o ajuste da pressão do 
revestimento, ou desde o choke. Deve-se ter um registro de todos os 
ajustes de pressão. 
5. Quando o fluido pesado chega à broca, deve-se manter a pressão de 
tubulação nos valores da Pressão Final de Circulação até que o fluido 
adensado de choke volta para a superfície. 
6. Quando passa gás, ou a lama que segue o gás através do choke, deve-
se estabilizar a pressão do revestimento no último valor registrado. Uma 
vez que se estabilizem as pressões, deve-se ajustar e manter a pressão 
da tubulação no valor apropriado até que se tenha afogado o poço. 
 
11.4. Método Volumétrico 
Nem sempre é possível realizar a circulação do poço para remoção de influxo 
por diferentes motivos, como: 
✓ Obstrução ou danos na coluna de perfuração; 
✓ Coluna fora do poço; 
✓ Falta de energia na sonda, não é possível utilizar as bombas. 
No entanto, ainda assim é possível remover o kick, trazendo-o para a superfície 
se utilizando do método volumétrico. 
Comumente, o influxo contido no kick tende a ascender gradativamente pela 
coluna de fluido devido a sua menor densidade, se comparada à densidade do 
fluido. O método se utiliza desta característica, aliado a drenagem de fluido da 
coluna repetidas vezes para controlar a pressão do revestimento, mantendo-a 
dentro da faixa de segurança adotada, enquanto acontece a migração e 
expansão do kick recebido. O influxo recebido adentra o poço com a pressão da 
formação, ou de poros, portanto, à medida que migra, provoca aumentos de 
pressão ao longo de todo o poço, por isso a importância de drenar pequenos 
volumes de fluido a medida que há o aumento da pressão, para que o influxo 
não atinja a superfície com sua pressão original e provoque danos aos 
equipamentos da superfície. 
 
 
158 
 
O procedimento adotado é o seguinte: 
1. Escolher uma faixa de pressão para operar (Pw) e uma margem de 
segurança (Ps). Por exemplo: Pw = 100psi & Ps = 100psi 
 
2. Calcular a pressão hidrostática por barril de fluido no anular 
superior: 
𝐻𝑃 𝑏𝑏𝑙⁄ =
𝐺𝑙𝑎𝑚𝑎 (
𝑝𝑠𝑖
𝑓𝑡
)
𝐶𝑎𝑝. 𝐴𝑛. (
𝑏𝑏𝑙𝑠
𝑓𝑡
) 
 
 
3. Calcular o volume a ser drenado por ciclo: 
 
𝑉𝑑𝑟𝑒𝑛𝑎𝑑𝑜 𝑐𝑖𝑐𝑙𝑜⁄ =
𝑃𝑤
𝐻𝑃/𝑏𝑏𝑙
 
 
 
4. Permitir que a SICP aumente na margem de segurança (Ps) sem 
drenar pressão do poço. 
 
5. Permitir que a SICP aumente em Pw sem drenar pressão do poço. 
 
6. Manter a SICP constante drenando pequenos volumes de fluido do 
poço até que o volume drenado seja igual ao volume determinado 
por ciclo. 
Repetir os passos 5 e 6 até que se adote outro procedimento ou que 
o gás atinja a superfície. 
 
 
 
159 
 
 
Notas: 
 Drenar apenas pequenos volumes de fluido para controlar a BHP entre 
os limites superior e inferior. Um choke manual é preferível, pois 
permite drenar volumes muito pequenos. 
 Em poços profundos, prepare-se para um atraso considerável entre o 
ajuste do choke e as mudanças de pressão do tubo de perfuração ao 
usar o Método de Pressão da coluna de perfuração. 
 Se ocorrer um kick durante a manobra, o poço deve ser fechado e a 
coluna precisa ser descida de volta ao fundo para matar o poço 
efetivamente. Se o stripping não for possível, o método volumétrico de 
migração de gás deve ser realizado até que o gás passe pela broca e, 
em seguida, uma circulação convencional com o fluido removerá o 
influxo do poço. 
 
Considerações: 
 Poços com desvio acentuado (>45°) 
 
Utilizar o volume calculado do anular superior para drenar a pressão resultará 
numa sobrecarga de pressão no poço se o influxo de gás estiver na seção 
angulosa do poço. Se o poço não tiver condições de sustentar o overbalance de 
100-200psi provocado até o gás atingir a seção vertical, uma das duas correções 
a seguir devem ser implementadas ao procedimento: 
 
 
160 
 
 
a. Utilizar o valor corrigido da capacidade anular para drenar no primeiro 
ciclo e, então, utilizar o valor da capacidade superior do anular para os 
demais ciclos de drenagem; ou 
b. Utilizar o valor da capacidade superior do anular no primeiro ciclo de 
drenagem, checar se há pressão confinada, e recomeçar o procedimento. 
 
 Poços com liners muito extensos 
Utilizar o fator da capacidade superior do anular para calcular o volume correto 
de fluido para drenar a cada ciclo pode provocar underbalance em poços em que 
o gás se encontra na região de menor espaço anular quando se possui um liner 
extenso. 
Para corrigir essa possibilidade, recomenda-se utilizar uma das duas 
modificações ao procedimento de drenagem: 
 
a. Utilizar o volume do espaço anular reduzido para calcular o valor a ser 
drenado no primeiro ciclo, e o volume do anular superior para obter o valor 
drenado nos ciclos restantes; ou 
b. Adotar um maior valor para a margem de segurança (200-300psi) e 
calcular o volume a ser drenado a cada ciclo utilizando o valor da 
capacidade do anular superior. 
 
 
11.5. Bullheading 
O Bullheading é uma técnica utilizada nas situações em que não há possibilidade 
de circulação do influxo para a superfície, por diferentes motivos, como: 
✓ Se o influxo for grande demais para circular até a superfície; 
✓ Deslocamento convencional causará demasiada pressão e excesso de 
volume de gás na superfície; 
✓ Acredita-se que o influxo é de 𝐻2𝑆; 
✓ Lidar com um kick quando a broca se encontra fora do fundo do poço e 
não é possível realizar o stripping; 
✓ Ocorrência de kick sem a coluna dentro do poço; 
✓ Para reduzir as pressões na superfície, possibilitando a utilização de 
outros métodos de controle de poço; 
✓ Em poços submarinos profundos onde a janela operacional entre pressão 
de poros e fratura da formação é muito estreita. 
 
O método consiste na remoção de um influxo do poço deslocando-o de volta 
para a formação através do bombeamento de fluido para comprimir o influxo e 
exceder os limites de injetividade da formação, sem, no entanto, exceder os 
limites de fratura da formação. 
 
 
161 
 
A técnica é mais amplamente utilizada em operações de Completação e 
Workover, quando há a tomada de um influxo e a necessidade de amortecimento 
do poço prévio a alguma operação de entrada, porém, havendo a necessidade, 
é possível realizá-la, também, durante a Perfuração, devendo-se considerar os 
seguintes aspectos: 
1. O tamanho da seção de poço aberto disponível; e 
2. Onde o influxo se encontra relativo a uma zona permeável. 
Para a utilização do método, é muito importante que as limitações de pressão 
sejam conhecidas para averiguar se é realmente possível a utilização do 
bullheading. As pressões são: 
✓ Pressão máxima permitida da bomba 
✓ Classificação de pressão do equipamento de cabeça de poço 
✓ Classificação de pressãode rendimento interno da tubulação (ruptura) 
✓ Classificação de pressão de colapso da tubulação 
✓ Classificação de pressão de rendimento interno (ruptura) do revestimento 
✓ Integridade da formação (pressão de fratura) 
Procedimento: 
1. Deve-se determinar a pressão do interior da tubulação com o poço 
fechado (caso se esteja aplicando o Bullheading no revestimento, deve-
se determinar a pressão do interior deste). 
2. Deve-se preparar um gráfico simples de pressão, computando o número 
de strokes da bomba versus a pressão de bomba. Deve-se começar com 
“0” movimentos e a PCIT no cabeçalho do gráfico. No pé do gráfico se 
registrarão a quantidade de batidas de êmbolo até chegar até o fim da 
tubulação / broca (este será o valor de injeção para a formação / pressão 
de bomba, fornecido por um manômetro. 
3. À medida que se acelera a bomba o suficiente como para superar a 
pressão do poço, o fluido começará a comprimir os gases ou fluidos do 
poço, até que a formação comece a “aceitá-los”. Essa pressão pode 
chegar a várias centenas de psi (bar) por cima da PCIT. Deve ter-se 
cuidado em não exceder nenhuma “pressão máxima”! Deve-se bombear 
observando os valores planejados. Normalmente a bomba se põe em 
linha lentamente e depois, após a injeção ter sido estabelecida, podemos 
aumentá-la até a velocidade desejada. Mais tarde, volta-se a reduzir a 
velocidade à medida que se estime que o fluido de choke se aproxime da 
formação. 
4. Uma vez que o fluido de choke começa a entrar na formação, e dado que 
não é o mesmo tipo de fluido (na maioria dos casos), não poderá entrar 
na formação com a mesma vazão de injeção. Isso provocaria uma 
pressão de bombeamento. Deve-se para a bomba e, a menos que se 
tenha aprovado um super deslocamento, deve-se voltar a fechar o poço 
e controlá-lo. 
 
Caso ainda se registre alguma pressão, é possível que o gás tenha migrado mais 
rápido do que estava sendo bombeado para baixo ou, talvez, o fluido de 
amortecimento não tivesse a densidade apropriada. Nesse caso deve utilizar-se 
 
 
162 
 
o método de injeção e drenagem (lub & bleed), de circulação reversa ou 
"normal". Deve-se recordar que não se pode considerar que um poço esteja 
abafado até que a lama do poço não tenha deslocado a lama original no 
revestimento. 
Outra técnica de bullheading que se utiliza particularmente na perfuração requer 
que o bombeamento seja feito pelo espaço anular e que não se permitam 
retornos através da coluna de perfuração. Como já foi mencionado, esse método 
se aplica em situações tais como a presença de gás corrosivo, ou com kicks 
grandes demais para serem trazidos para a superfície, ou ainda em ocasiões em 
que o equipamento não poderá suportar as pressões máximas a lhe serem 
aplicadas. 
Deve-se recordar que a decisão de utilizar a técnica de bullheading durante a 
perfuração convém ser tomada com antecipação, como parte do procedimento 
de fechamento. Se a decisão de usar essa técnica for demorada, haverá uma 
migração de gás e diminuirão as possibilidades de empurrar o kick para o interior 
da formação que o produziu. Após bombear-se dessa maneira e o poço é 
pressurizado, pode acontecer uma fratura na formação na altura da sapata, ou 
em outros pontos de pouca resistência à pressão do sistema. 
 
 
11.6. Circulação Reversa 
A circulação reversa, como o nome indica, é o contrário da circulação “normal”, 
ou de sentido de bombeamento “standard” para o amortecimento de poço. A 
bomba é preparada para bombear para o interior do espaço anular do 
revestimento e o retorno é recebido através da tubulação, em direção ao 
manifold do choke. 
As vantagens da circulação reversa são: 
1. É o caminho mais curto, ou o mais rápido para circular alguma coisa para 
a superfície. 
2. O problema fica na tubulação mais forte desde o princípio. 
3. É uma forma segura de circular um kick ao exterior do poço. 
4. Muitas vezes, o fluido do espaço anular (fluido de preenchimento) é o 
suficientemente denso para controlar a formação, o que minimiza a 
mistura e adensamento do fluido no equipamento. 
 
Entre as desvantagens da circulação reversa incluem-se: 
1. O maior percentual de perdas de pressão de fricção está no menor 
diâmetro. Normalmente isso acontecerá na tubulação. Na circulação 
reversa, a maior parte da pressão da bomba para a circulação será 
exercida no espaço anular. Na perfuração é possível que as formações 
fracas não suportem a pressão adicional. Nas operações de 
recondicionamento, um revestimento fraco ou em mal estado pode falhar 
ou, caso não se tente utilizar vazões altas (que teriam como resultado 
 
 
163 
 
pressões altas), uma tubulação fraca ou cheia de gás pode sofrer uma 
fratura devido à diferença de pressão. 
2. Em geral, não se recomenda a circulação reversa nos casos em que 
existe perigo de tamponar com recortes ou resíduos do poço as aberturas 
de circulação, punções ou bocais de trépano da coluna. 
3. Caso a tubulação esteja cheia de gás, pode haver dificuldades para serem 
estabelecidas e mantidas vazões e pressões de circulação. 
4. Se houver fluidos de densidades diferentes no sistema de circulação, 
pode ser complicado calcular as pressões que devem ser mantidas. 
5. Caso no espaço anular exista gás, este pode migrar para cima mais rápido 
que a vazão de bombeamento. A adição de fluidos estimuladores de 
viscosidade pode solucionar este problema, mas pode também aumentar 
a pressão de bombeamento. 
6. Caso exista a possibilidade de presença de gás H2S, deve-se ter certeza 
de que ele será canalizado pela tubulação apropriada, através do 
equipamento de separação e pelo queimador de gás residual. 
 
Os princípios básicos da circulação reversa são essencialmente os mesmos dos 
de qualquer método de pressão de fundo de poço constante. A diferença estriba 
em que não se estabelecem nem pressões e nem vazão de circulação. A bomba 
deve ser posta em linha, a pressão de fundo deve ser estabilizada, bem como a 
pressão de circulação. Difere também porque em vez de usar a "pressão de 
tubulação" para monitorar a pressão de fundo de poço, se usa o manômetro do 
revestimento. Em lugar de usar-se "contrapressão", ou pressão do choke desde 
o revestimento, exerce-se contrapressão desde a barra de perfuração ou desde 
a tubulação, e o choke se usa na barra de perfuração ou na tubulação. Deve-se 
levar em contas que caso não exista ainda gás na superfície, este chegará muito 
mais rapidamente que com a circulação “normal”. 
Com frequência, quando se abre uma abertura de circulação na tubulação, o 
fluido no espaço anular se comportará como se estivesse num tubo em “U”. Isso 
pode requer que seja bombeado com uma vazão muito rápida para encher o 
espaço anular para poder “alcançar" o nível de fluido que descende. Esse 
problema pode ser minimizado mantendo fechado o choke da tubulação até que 
se possa começar o procedimento de arranque da bomba. Quando se estiver 
pondo a bomba em linha, deve manter-se constante a pressão na tubulação. Isto 
pode ser difícil quando a tubulação estiver cheia de gás. Após a bomba estar 
funcionando na velocidade desejada (levando-se em conta também o tempo de 
"atraso" que a estabilização em todo o sistema requer), a pressão do 
revestimento (agora, de bombeamento) se mantém constante até que a 
tubulação se tenha deslocado. Esse método é bastante similar ao do Sondador. 
Pode haver complicações caso o fluido não tenha a densidade apropriada para 
controlar a formação. Deve-se decidir se vamos primeiro fazê-lo circular e 
deslocar a tubulação e o espaço anular para depois adensá-lo, ou se vamos 
adensar-se o fluido e fazê-lo circular utilizando o Método do Engenheiro. Caso o 
fluido de preenchimento seja pesado demais, pode haver uma perda de fluido ou 
fratura na formação. 
 
 
164 
 
Caso a tubulação esteja cheia de gás da formação não é possível calcular com 
precisão as variações da pressão enquanto se circula o fluido de amortecimento. 
As técnicas “standard” de circulaçãosão inadequadas. Nessas circunstâncias, 
pode ser calculado o incremento estimado da pressão hidrostática na tubulação 
e essa quantidade pode ser subtraída da pressão do choke. Deve-se preparar e 
utilizar como guia uma tabela de pressão para compará-la com o número de 
strokes da bomba. Um gráfico da pressão de folha de amortecimento “standard” 
será suficiente para isso. 
 
11.7. Método Lubricate & Bleed 
A lubrificação do gás é o processo de remoção de gás de baixo do conjunto BOP 
mantendo a BHP constante. A lubrificação é mais adequada para conjuntos de 
superfície, mas o procedimento de lubrificação dinâmica de gás pode ser usado 
para ventilar o gás sob um BOP submarino. 
A lubrificação pode ser usada para reduzir as pressões ou remover o gás sob o 
conjunto BOP antes da remoção ou após a implementação do Procedimento 
Volumétrico para controlar a migração do gás. 
O volume de lama lubrificada no poço deve ser medido com precisão usando um 
tanque de medição na unidade de cimento. 
Se o influxo entrou no poço por swab, o peso da lama que está sendo lubrificada 
deve eventualmente reduzir a pressão do revestimento para zero. No entanto, 
se o peso da lama no poço for insuficiente para equilibrar a pressão dos poros 
da formação, a pressão final do choke refletirá o grau de underbalance ainda 
existente. Será então necessário matar o poço. 
 
11.7.1. Método pelo Volume – Procedimento 
1. Selecionar uma faixa de pressão para operar, Pw: 
Exemplo: Pw = 100-200psi. 
 
 
165 
 
2. Calcular o aumento da hidrostática (no anular superior) por bbl de lama 
de lubrificação: 
𝐻𝑃 𝑏𝑏𝑙⁄ =
𝐺𝑙𝑎𝑚𝑎
𝐶𝑎𝑝. 𝐴𝑛.
 
3. Bombear a lama de lubrificação através da linha de descarga para 
aumentar a pressão do revestimento pela Faixa de Pressão de 
Trabalho, Pw. 
4. Medir o tanque na unidade de cimentação e calcular o aumento da 
pressão hidrostática da lama lubrificada para este ciclo. 
5. O tempo de espera pode ser de 15 a 20 minutos, ou até horas, para 
que a lama “lubrifique” através do gás ou para que a pressão da 
superfície se estabilize. 
6. Drenar o gás “seco” apenas do choke para reduzir a pressão do 
revestimento pelo aumento hidrostático + Pw. 
Repetir os passos de 3 a 6 até que o procedimento de lubrificação do gás esteja 
completo. 
 
Planilha de Operação: 
 
 
 
 
166 
 
11.7.2. Método pela Pressão - Procedimento 
 
É o método preferível para quando fluido está sendo perdido para a formação 
durante o procedimento de lubrificação. 
1. Bombear fluido de lubrificação para o poço pela linha de kill para 
aumentar a pressão do revestimento para o valor planejado. 
2. Permitir que a pressão estabilize e utilizar o valor P2 (estabilizado). 
3. Calcular o valor de P3 e drenar a pressão do revestimento para 
este valor. 
 
Repetir os passos de 1-3 até que todo o gás seja retirado ou que se implemente 
um outro procedimento. 
 
NOTA: este procedimento funciona perfeitamente sob a presunção de que a densidade do fluido 
usado para a lubrificação é suficiente para matar a pressão do anular quando todo o gás for 
removido. 
 
Planilha de Procedimento: 
 
 
167 
 
 
 
11.7.3. Procedimento de Lubrificação Dinâmica 
Este método deve ser utilizado para remover gás sob o conjunto BOP submarino. 
Neste caso, a circulação é mantida através da cabeça do poço enquanto os 
ganhos no tanque e a pressão na superfície são controlados pela operação do 
choke. O medidor da linha de kill é utilizado para monitorar a pressão do poço. 
O tanque de manobra deve ser preciso para monitorar as variações de volume 
na superfície. Os seguintes passos devem ser adotados ao se identificar que o 
gás está sob o conjunto BOP: 
 
1. Calcular a pressão hidrostática por barril de lama no anular abaixo 
do conjunto. 
𝐻𝑃/𝑏𝑏𝑙 =
𝐺𝑙𝑎𝑚𝑎(𝑝𝑠𝑖/𝑓𝑡)
𝐶𝑎𝑝. 𝐴𝑛. (𝑏𝑏𝑙/𝑓𝑡)
 
2. Certifique-se de que a linha de kill esteja cheia de lama. Se houver 
alguma dúvida, o poço deve ser isolado e a linha de kill circulada 
com fluido. Isso é necessário para garantir que a pressão no 
conjunto seja monitorada com precisão. 
3. Alinhe para circular pela linha de kill com retorno pela linha de 
choke. Certifique-se de que é possível monitorar com precisão o 
nível do poço ativo (tanque de manobra). O retorno deve passar 
através do separador de gás. 
4. Acionar a bomba até a taxa lenta desejada. Isso fará com que a 
pressão da linha de kill aumente. 
a. Se as perdas por atrito da linha de choke puderem ser 
compensadas, então a pressão de bombeio será igual à perda 
por atrito da linha de kill; 
 
 
168 
 
b. Se a perda da linha de choke não puder ser compensada, a 
pressão de bombeamento da linha de descarga será maior. 
5. Registre a pressão de circulação da linha de kill inicial. A pressão 
da linha será monitorada e controlada pelo choke durante toda a 
operação. 
6. Reduza a pressão da linha de descarga, conforme indicado, pela 
queda no nível do poço de lama. À medida que o gás é drenado do 
poço, o nível do poço cairá enquanto o operador do choke ajusta o 
estrangulamento para manter uma pressão de circulação 
constante na linha de controle. Isso resultará em lama sendo 
lubrificada no poço. 
a. À medida que o nível do tanque diminui, a pressão da linha de 
kill deve reduzir para considerar o aumento da hidrostática no 
anular. 
7. Continuar com este procedimento até que todo o influxo seja 
ventilado do conjunto BOP. Isso será indicado por um volume 
constante no tanque. Caso o poço tenha sido completamente 
amortecido, a pressão final de circulação da linha de kill será igual 
à perda de pressão por atrito da linha, à perda de atrito da linha e 
à perda de pressão no choke aberto da superfície. 
 
 
 
 
11.8. Stripping 
A técnica de Stripping é utilizada para mover a coluna por entre o BOP quando 
o poço se encontra fechado e sob pressão. Na maioria dos casos, a técnica é 
necessária para retornar a coluna de perfuração para o fundo do poço quando 
este se encontra fechado, devido à ocorrência de um kick, e a broca está longe 
do fundo. O Stripping requer um alto nível de coordenação entre os 
membros da equipe da sonda. 
 
 
169 
 
 
Planejamento de Contingência: 
 Como deslocar as juntas por entre o BOP 
 Desgaste dos elementos do BOP 
 Nível de redundância no sistema de controle do BOP 
 Altas pressões de Stripping (próximas à MASP) 
 Monitoramento das pressões e volumes de fluido 
 Organização e supervisão da equipe 
 Migração do gás 
 Chances de coluna presa 
 Informações do fabricante dos equipamentos do BOP 
 
Fatores que afetam a pressão do poço durante o Stripping: 
 Compressão – os fluidos são comprimidos durante a descida da 
coluna 
 Drenagem insuficiente – não drenar o volume correto de fluido 
correspondente à extremidade fechada da coluna descida 
 Penetração do influxo – ao introduzir a coluna na zona do influxo, o 
influxo se alonga, provocando perda adicional de pressão hidrostática 
 Migração do gás – deve ser controlada adequadamente 
 Migração artificial – quando a coluna penetra na zona do influxo, 
seções adicionais de coluna descidos irão bombear o influxo poço 
acima 
 Reestabelecimento do overbalance – ocorre quando as últimas seções 
de coluna são deslocadas para o fundo do poço e o poço é preenchido 
 
Stripping Anular Curto 
Aplica-se para: 
 Stripping de 20 seções ou menos de tubulação; e 
 Quando a migração do gás e aumento de pressão não são fatores a 
se considerar. 
Procedimento 
1. Stripar a primeira seção fechada para permitir que o revestimento 
aumente a pressão pela “margem de segurança” desejada de 100 
– 200psi 
 
 
170 
 
2. Continuar a descer as seções drenando com o método por volume 
equivalente ao deslocamento da extremidade fechada do tubo 
descido: 
a. Abaixe o tubo lentamente 
b. Plataformistas devem remover rebarbas de tubos das juntas 
c. O tubo deve ser preenchido do interior do BOP até a superfície 
para cada seção 
3. Monitore a pressão do revestimentopara migração de gás - esteja 
preparado para stripping volumétrico ou longo, se indicado 
4. Uma vez atingido o fundo do poço, implemente o Método de 
Sondador 
 
 
 
 
 
 
171 
 
 
 
 
 
Capítulo 12: 
 
Complicações 
 
 
 
172 
 
12. Complicações 
Ante qualquer complicação em qualquer atividade, o problema é geralmente 
resolvido pela experiência e bom senso. Uma vez identificado, devem ser 
tentados diferentes soluções até conseguir-se chegar a sua solução definitiva. 
 
12.1. Danos ou Falhas no Revestimento 
O revestimento constitui a defesa principal contra a migração não desejada de 
fluido de uma zona para outra. O revestimento protege as formações das 
pressões de fluido do poço, ao mesmo tempo em que o protege das altas ou 
baixas pressões das formações. Isso nos permite perfurar a maiores 
profundidades usando maiores densidades de lodo. Fornece também o apoio às 
paredes do poço evitando desabamentos e contaminação vinda de outras áreas. 
O revestimento age também como um abarreira para proteger as zonas de água 
doce do poço. 
A deterioração do revestimento é um problema grave. As temperaturas acima de 
250° F (121°C) começam a afetar as propriedades do revestimento, enquanto as 
de 307°F (149 °C) reduzem a capacidade do revestimento em uns 10% (No 
projeto do revestimento será usado um fator de degradação correspondente ao 
especificado ao aço vs. temperatura). 
Com frequência, aparecem buracos no revestimento, nas zonas onde a 
formação contém materiais corrosivos. Podem ocorrer danos e desgaste no 
revestimento causado pela rotação da tubulação e a descidas de ferramentas. 
As fugas podem acontecer onde as conexões não tenham sido corretamente 
enroscadas, engraxadas ou apertadas. O revestimento pode também ficar 
amassado ou cortado pelo movimento das formações. 
 
Esses problemas podem ser corrigidos mediante: 
1. Cimentação forçada à pressão para fechar buracos ou fugas. 
2. Baixar um conjunto de packers e isolar a área danificada entre os dois 
(straddle packer). 
3. Recuperar o diâmetro interno normal utilizando um desamassador de 
revestimentos. 
4. Desenroscando (back off) e descendo um novo revestimento. 
5. Tampando (plug back) e desviando o poço por cima do revestimento 
danificado. 
 
Em situações de controle de poço, um buraco no revestimento é difícil de 
diferenciar de uma perda de circulação e, por isso, deverão ser tentadas as 
soluções detalhadas no ponto onde se perdeu a circulação. 
 
 
 
 
173 
 
12.1.1. Pressão Excessiva no Revestimento 
Se a pressão de revestimento alcançar um nível onde pode exceder a pressão 
interna de ruptura do revestimento, será necessário parar ou diminuir a 
velocidade das bombas. Se as bombas param e a pressão continua subindo 
deverão tomar-se medidas imediatas. É provável que não seja suficiente drenar 
a pressão, e isso pode ainda aumentar o perigo. Deve-se raciocinar rapidamente 
e analisar a situação usando toda a informação disponível. Deve-se chegar a 
uma conclusão baseada nos fatos e não em suposições e, a seguir, levar a cabo 
as ações correspondentes. Talvez seja necessário bombear lentamente fluido 
mais denso, fechar, drenar e bombear novamente. Caso se esteja perdendo 
circulação, poderá ser solicitado material para perda de circulação. 
A pressão máxima de revestimento pode ser dada pela pressão de fratura da 
formação, pela pressão interna máxima que suporta o revestimento, ou pelo 
limite de pressão que pode suportar o conjunto de BOP. Caso se aplique a 
pressão máxima ao equipamento, o parâmetro máximo dessa limitação deve ser 
indicado. Em geral: 
a) A pressão máxima de superfície pode depender da pressão interna 
máxima que o revestimento suporta. 
b) A pressão máxima de superfície pode depender do limite de pressão que 
suporte o conjunto de BOP. 
c) A perda de circulação age como válvula de segurança para pressões altas 
e normalmente ocorre antes de alcançar os limites mecânicos. 
d) Se a perda de circulação não for devido a uma válvula de segurança 
durante um kick (como no caso de descer o revestimento condutor ou de 
pouca profundidade), o operador deve considerar uma alternativa. 
Podendo ser poço amortecimento, recorrendo-se ao procedimento de 
circulação e adensamento, mantendo-se apenas a pressão máxima que 
o revestimento possa suportar. 
 
12.2. Controle de Poço com Perda Parcial de Circulação 
Com frequência, os primeiros indícios de perda de retorno de circulação durante 
um kick são a flutuação na pressão manométrica e/ou a diminuição no nível de 
fluido nos tanques. Caso o poço continue em circulação, mas o nível dos tanques 
diminua devido à perda parcial do retorno, existem soluções parciais; 
1. Caso o volume de fluido possa manter-se misturando, deve-se continuar. 
A pressão na zona da perda se reduz quando o kick circula por sobre esta, 
Com o que, o problema fica resolvido. 
 
2. Escolher um fluxo de circulação mais lento e estabelecer uma nova 
pressão de circulação. O fluxo de bombeamento mais lento reduzirá a 
perda de pressão de fricção no espaço anular. Com o poço fechado, o 
procedimento para estabelecer uma nova pressão de circulação é 
essencialmente o mesmo do que se seguirá para “Pondo a bomba em 
linha” no capítulo de Métodos de Controle de Poço, com exceção da nova 
velocidade reduzida de bombeamento. 
 
 
174 
 
a) Abrir o choke 
b) Levar o fluxo de bombeamento para o novo regime 
c) Ajustar o choke até conseguir que a pressão no revestimento seja igual 
à do fechamento. A pressão nos manômetros da tubulação de 
perfuração ou tubos de produção será a nova pressão de circulação. 
Caso ainda esteja circulando o poço: 
a) Baixar a velocidade de bombeamento a fim de reduzir o fluxo 
b) Enquanto se reduz o fluxo de bombeamento, manter o revestimento 
no valor atual. 
c) Quando se consiga o fluxo desejado mantendo a pressão no 
revestimento, a pressão indicada pelos manômetros de sondagem ou 
de produção será a nova pressão de circulação. 
 
3. Quando se estiver circulando com retorno parcial, reduzir a pressão de 
bombeamento em aproximadamente 100 psi, esperar e comprovar se o 
fluxo de perda de circulação se reduz. É bom recordar que ao baixar a 
pressão, a pressão no fundo do poço também pode baixar o suficiente 
para permitir o ganho de mais fluido de formação e piorar a situação. Não 
é conveniente reduzir a pressão de bombeamento em mais de 200 psi. 
Caso fazendo isso não tenha ainda sido resolvido o problema de perda 
de circulação, o poço deverá ser fechado e outra técnica deverá ser 
tentada. 
 
4. Levantar e fechar o poço. O poço demorará entre trinta minutos e quatro 
horas para ele mesmo se curar. Manter constante a PCIBS (Pressão de 
Fechamento Interior de Tubulação de Perfuração) purgando a pressão 
através do choke. 
 
5. Misturar um colchão de fluido pesado e colocá-lo no fundo do poço para 
tentar amortecer o kick. Isso funciona com kicks pequenos caso a zona 
de perda se ache localizada por cima da zona dos mesmos A seguir, 
deve-se solucionar a perda de circulação. 
 
Caso se use Material de Perda de Circulação (LCM em inglês), existe a 
possibilidade de que o LCM obstrua a broca, os bocais, ou o interior da coluna. 
Deve ser selecionado cuidadosamente o material e tamanho de LCM a utilizar-
se durante uma operação de amortecimento de poço. 
 
12.3. Controle de Poço com Perda Total de Circulação 
Os procedimentos mais usados para o controle de explosões serão eficientes 
apenas caso o poço possa ser circulado. Nos casos de perda total do retorno, 
 
 
175 
 
pode existir gás em toda a extensão até a superfície. O problema principal é o 
de haver uma explosão subterrânea. O objetivo é o de deter ou reduzir a perda 
de circulação a fim de poder amortecer o poço seguindo os procedimentos 
normais. Em primeiro lugar, deverá ser identificada a zona perdida, ou “zona 
ladra”. Isso poderá ser feito mediante uma perfilagem com cabo. Uma vez 
identificada pode serfeito o seguinte: 
a) Uma companhia de cimentação pode instalar um tampão plástico, 
resolvendo assim a perda de circulação. 
b) Um tampão de baritina, uma mistura de baritina e água, poderá isolar o 
poço por sobre a zona de kick. Os tampões de baritina devem ser 
decantados após serem deslocados para dentro do poço. O tempo que 
demora a baritina em decantar torna difícil obter-se bons tampões em 
grandes kicks de água, mas funcionam bem com fluxos de gás. Quando 
se prepara um tampão de baritina, deve usar-se material suficiente para 
permitir que o tampão seja eficiente, Mesmo que uma parte dele seja 
perdido pela ação da água. Muitas companhias operadoras utilizam uma 
mistura de 22 ppg (2636 g /1); entretanto, quanto mais ligeira for a mistura, 
mais rápido a baritina será decantada. A mistura ilustrada corresponde a 
um tampão de duas libras por galão (907gr), mais pesado que a 
densidade de fluido utilizado. Ao bombear essa mistura, deve ter-se a 
precaução de não obstruir os bocais (usar um fluxo de bombeamento mais 
lento). 
c) O modo mais conveniente de tamponar um poço com um kick de água é 
com a utilização de um tampão de óleo diesel-bentonita (gunk plug). Este 
tipo de tampão é uma mistura de bentonita e óleo diesel. O óleo diesel 
age como transporte para a bentonita. Quando a água ou o fluido lava o 
óleo diesel, a bentonita se assenta formando uma espécie de “cimento” 
de argila espessa. Esse tampão não funciona com fluxos de gás seco. Os 
tampões de óleo diesel bentonita podem debilitar-se com o passar do 
tempo. Quando for necessário mantê-los por vários dias, é recomendável 
colocar um tampão de cimento sobre o de bentonita. 
 
 
 
176 
 
Diâmetro do 
Poço 
Óleo diesel 
Bolsas de 
Bentonita 
Volume total 
Polegadas m/m Barris M³ Unidades Barris M³ 
6 l/2 165 9 1,43 27 12 1,91 
7 7/8 200 13 2,06 40 18 2,86 
8 3/4 222 14 2,23 49 22 3,49 
9 7/8 251 20 3,18 62 28 4,45 
12 ¼ 311 33 5,24 98 44 6,99 
15 381 50 7,95 150 66 10,49 
17 1/2 444 66 10,49 200 89 14,15 
Mistura de bentonita e diesel para coluna de 90m 
 
12.4. Problemas com o Choke 
 
12.4.1. Perda parcial de circulação durante operação de kill 
 
Identificação e detecção: 
 Geralmente é indicado por um choke sem resposta; 
 Diminuição gradual da pressão do revestimento seguido pela pressão da 
coluna de perfuração; 
 Diminuição do volume no tanque de lama também pode ocorrer. 
 
Ações remediadoras: 
 Reduzir a velocidade da bomba utilizando o procedimento correto e continuar 
a operação de kill enquanto o volume de lama permitir; 
 
 
177 
 
 Remover qualquer excesso de pressão utilizado como fator de segurança 
para o overbalance; 
 Utilizar o valor exato para o peso do fluido de amortecimento – sem fator de 
segurança; 
 Utilizar material para perda de circulação (LCM) – geralmente de 
granulometria fina; 
 Quando o volume de lama estiver muito baixo, realizar o fechamento do poço! 
o Deixar o poço se equilibrar enquanto se aumenta o volume de lama 
 Partículas abrasivas em alta velocidade causam danos ao choke; 
NOTA: problemas no CHOKE afetarão tanto a SICP como a SIDPP. 
 
12.4.2. Washout do Choke 
 Diminuição gradual da pressão do revestimento seguido pela pressão da 
coluna de perfuração; 
 Fechamento do choke sem (ou com pouca) resposta nos medidores; 
 Pode resultar em underbalance com aumento no volume do tanque se a 
pressão adequada da coluna de perfuração não puder ser mantida. 
 
12.4.3. Choke Obstruído 
 Pressões do revestimento e da coluna de perfuração aumentam 
gradualmente ou drasticamente; 
 Abertura do choke sem (ou com pouca) resposta nos medidores; 
 Partículas costumam gerar barulho e vibração; 
 Pode resultar em perda de circulação parcial ou total. 
 
Ação corretiva: 
 Parar a bomba e fechar o poço o mais rápido e seguramente possível; 
 Bloqueio isolado no choke – fechar as válvulas a jusante e a montante 
da parte obstruída; 
 Se outro choke estiver disponível, alinhar as válvulas necessárias no 
manifold do choke e retomar a operação de amortecimento; 
 Se não houver outra linha de choke disponível, a linha obstruída deve 
ser consertada e a operação retomada em seguida. 
 
 
 
 
178 
 
12.5. Problemas com a Coluna de Perfuração 
 
12.5.1. Corrosão na Tubulação – Problema na Retirada 
Algumas vezes, em poços corrosivos onde o tratamento químico é inadequado 
ou inexistente, as tubulações se deterioram caso não sejam substituídas a 
tempo. Deve-se proceder a seu lavamento e pesca, o que pode resultar num 
trabalho longo e frustrante no qual apenas são recuperadas pequenas secções 
por cada carreira no poço. Onde existe comunicação entre os tubos de produção 
e o espaço anular, pode ser complicado amortecer um poço sem exercer pressão 
excessiva no revestimento. Deve-se tomar a precaução de não se supor que o 
fluido de amortecimento tenha sido deslocado até a profundidade total da coluna 
e circulado através do poço. 
 
Denomina-se lavagem (washout) o efeito que produz o fluido quando corta ou 
erode as áreas de isolamento fraco ou as secções corroídas. Uma lavagem da 
tubulação pode ser detectada sempre que durante a circulação se nota uma 
diminuição gradual na pressão do bombeamento. As lavagens são progressivas 
e podem causar falhas na coluna. 
 
12.5.2. Coluna de Perfuração Danificada (washout) 
Identificação e detecção 
 Diminuição gradual da pressão da coluna de perfuração sem qualquer 
(ou com pouca) alteração na pressão do revestimento; 
 Choke fechado para compensar a perda de pressão na coluna, 
resultando num aumento da pressão do revestimento; 
 Pode não ser observado até: 
o A SICP aumentar tanto que chama a atenção; 
o Há perda parcial do retorno de fluido; 
o Aumento no peso da lama de retorno antes do esperado. 
 Diminuição drástica na SIDPP sem (ou com pouca) alteração na SICP. 
 
 
179 
 
Ações de remediação 
 Determinar a profundidade do dano na coluna; 
 Se o peso da lama de amortecimento (KMW) estiver acima do ponto 
danificado no anular, continuar com os procedimentos 
o Parar a bomba e fechar o poço. Alinhar o poço com o choke 
para determinar a nova pressão de circulação. 
Dano em profundidade rasa 
 Parar a bomba – utilizar o procedimento do Método Volumétrico; 
 Bombear material para correção da zona danificada; 
 Utilizar CT ou uma pequena tubulação com packer; 
 Realizar stripping para retirar as seções de tubo danificadas. 
 
 
 
12.5.3. Coluna de Perfuração Obstruída 
Obstrução parcial 
Identificação e detecção 
 Aumento repentino da SIDPP sem (ou com pouca) alteração na SICP. 
Ações de remediação 
 Registrar a SIDPP e SICP, parar a bomba e fechar o poço o mais 
rápido e seguramente possível; 
 Alinhar o poço com o choke para determinar a nova pressão de 
circulação; 
 Pode ser necessário reduzir a velocidade da bomba; 
 Calcular a PFC e ajustar o programa de pressões da SIDDP. 
 
 
180 
 
 
Obstrução total 
Ações de remediação 
 Aplicar o Método Volumétrico de controle de poço; 
 
12.5.4. Tubulação Aprisionada 
Em muitas zonas a principal causa do aprisionamento da tubulação é colamento 
devido à pressão diferencial. Entretanto, a tubulação pode ficar presa no poço 
devido a muitas outras razões. Independente do motivo, deve-se determinar o 
ponto onde ela ficou presa e onde permanece livre. Colchões com fluidos 
especiais (HTA, Librol, Black Magic, ou Pipe Lax) poderiam deixar a tubulação 
solta. Do contrário, deverá decidir se vai ser desenroscada ou cortá-la no ponto 
onde ela ainda está livre. Depois disso, poderiam ser descidas ferramentas de 
pesca, tesouras, ou outros instrumentos para tentar liberar a tubulação. 
A tubulação pode ser liberada por meio dos seguintes procedimentos: 
1. Cortadores mecânicos internos. Esses cortadores contam com um 
conjunto de lâminas num mandrilque se deslocam para fora ao mover-se 
sobre um plano inclinado. Quando a ferramenta é girada, são ativadas e 
cortam a tubulação. Existem também os cortadores mecânicos externos. 
2. Cortadores químicos. Esses produzem uma série de orifícios a fim de 
debilitar a tubulação com a finalidade que, ao ser retirada, ela se parta no 
ponto desejado. 
3. Cortadores de jato explosivo. Cortam a tubulação mediante uma carga 
moldada. 
4. Explosão. As cargas de corda explosiva produzem a expansão 
momentânea de uma conexão rosqueada. Enquanto se aplica torque 
oposto ao sentido da rosca (normalmente, torque em direção à esquerda), 
detona-se uma corda explosiva por dentro ou por fora da tubulação à 
altura da conexão, para conseguir seu desenrosque (back off). Logra-se 
assim o desenroscar parcial da tubulação, que pode depois ser 
completado rotacionando a fim de terminar de desenroscar a conexão. 
 
12.6. Pressões de Fechamento 
Em geral, as pressões de fechamento não são consideradas como uma 
complicação. Entretanto, podem ser caso sejam incorretas (demasiadamente 
altas ou baixas). Os valores estabilizados de pressão são fundamentais para 
minimizar problemas durante as tarefas de amortecimento de poços. Quando se 
fecha um poço, as pressões devem ser registradas em intervalos de um minuto, 
até que comecem a se estabilizar. Fatores como as características de formação, 
pressão, profundidade, tipo de fluido e influxo, afetam o tempo de demora do 
poço para chegar a ter o equilíbrio e pressões estabilizadas. Por isso, torna-se 
impossível estimar um limite fixo de tempo para a estabilização das pressões. 
 
 
181 
 
 
A densidade do fluido de amortecimento é calculada a partir das pressões 
registradas. Também se deve manter constante a pressão anular até alcançar a 
velocidade de bombeamento necessária para amortecer o poço. Caso as 
pressões registradas sejam demasiado altas, pode ser uma indicação que o 
fluido de amortecimento seja excessivamente denso e isso pode causar uma 
pressão excessiva quando a bomba estiver alinhada. Tais complicações podem 
dar origem a uma perda de circulação. Por outro lado, caso as pressões 
registradas forem demasiado baixas, isso pode indicar que o fluido de 
amortecimento não esteja suficientemente pesado e que as pressões de 
circulação sejam insuficientes, permitindo assim um influxo adicional. 
Como se mencionou anteriormente presume-se que as pressões de fechamento 
são corretas. Se forem seguidos adequadamente os procedimentos de 
fechamento e o registro de pressões for imediatamente iniciado, a determinação 
correta das pressões é uma tarefa simples. Contudo, caso se suponha que as 
pressões de fechamento são demasiadamente altas, deverá ser drenada uma 
pequena quantidade de pressão desde o choke e deverão ser controladas as 
mudanças que se produzirem. A pressão poderá ser drenada várias vezes até 
ficar confirmada a pressão correta. Deve-se recordar que caso as pressões 
originais sejam corretas, poderá haver a possibilidade de influxo adicional entrar 
no poço, o que elevaria ligeiramente a pressão do revestimento. 
A pressão de fechamento da coluna (SIDPP) é geralmente mais baixa que a 
pressão de fechamento do revestimento (SICP), uma vez que a densidade do 
kick é, com frequência, mais leve que o fluido usado. Caso o influxo seja líquido 
e sua densidade maior que a do fluido utilizado, a SIDPP será maior que a SICP. 
Isso acontece comumente em operações de recondicionamento. 
Outras causas, além das descritas, incluem a pressão de bombeamento que 
tenha ficado presa e impedida de trabalhar, bloqueios, géis de assentamento 
rápido e entrada de gás na coluna. Caso o poço seja circulado lentamente, de 
acordo com o método do sondador, e forem bombeados vários barris para 
assegurar o deslocamento da coluna com bom fluido, pode-se fechar novamente 
o poço e estabelecer a SIDPP. 
 
Flutuador (BVP) 
Pressão presa 
Chok e 
Tanqu e 
 Geometria do poço 
o Tipo de fluid 
Força do gel 
Solubilidad e 
profundidade do poço 
Tipo de âmago do blowout 
Migração do âmago do blowout 
Permeabilidade da formação 
 
 
 
 
 
MUITAS VARIÁVEIS AFETA M 
A PRESSÃO DE FECHAMENTO 
 
 
182 
 
 
12.7. Blowout Subterrâneo 
O blowout subterrâneo é um fluxo cruzado entre a zona de alta pressão e a zona 
de baixa pressão que pode ocorrer durante a operação normal de perfuração 
quando a zona fraca se rompe. Alguns incidentes subterrâneos acontecem 
quando o poço está fechado e o volume de kick excede a tolerância de kick. Em 
alguns cenários, a formação rompe durante a operação de kill do poço quando 
a pressão na zona fraca excede a pressão de fratura da formação. Um dos 
indicadores de blowout subterrâneo é que as pressões de fechamento 
aumentam inicialmente e depois diminuem quando a zona fraca se rompe. Em 
outros casos, nenhuma indicação direta de comunicação de pressão entre o tubo 
de perfuração e o anular reflete a ruptura da formação e a blowout subterrâneo. 
Se o fluxo cruzado for de uma zona mais profunda para uma zona rasa, é 
possível manter o controle do poço com o BOP fechado. Neste caso, o fluido 
deve ser bombeado pelo anular para manter a integridade do poço. 
Se ocorrer fluxo cruzado de uma zona rasa para uma zona profunda, o nível de 
fluido no anular pode permanecer constante, mas deve ser monitorado quanto a 
qualquer redução no nível de fluido. 
 
 
 
 
183 
 
12.8. Valor da Pressão Reduzida de Circulação (PRC) não é 
Confiável 
Em muitas atividades é comum descobrir que o valor de pressão da vazão de 
amortecimento tenha deixado de ser determinado recentemente ou mesmo 
durante vários dias. Ou, talvez, as propriedades do lodo, os componentes da 
coluna, ou a profundidade podem ter mudado o suficiente como para não haver 
confiança no último valor de pressão de vazão de amortecimento que aparece, 
o que faz com que este valor não seja levado em conta. Para determinar ou 
alcançar um novo valor de pressão de vazão de amortecimento, deve-se: 
a) Abrir ligeiramente o choke antes de se pôr em funcionamento a bomba. 
b) À medida que se for regularizando o bombeamento até alcançar a vazão 
de amortecimento desejado, deve-se enquanto se coloca a bomba em 
linha manter constante a pressão do revestimento no valor de 
fechamento. 
c) Uma vez que a bomba tenha alcançado a velocidade desejada de 
bombeamento para o amortecimento e a pressão do revestimento 
corresponda à de Bomba em linha a pressão do revestimento é a de 
fechamento, deve-se registrar a pressão de circulação. 
d) Sob essas condições, a pressão de circulação será a pressão inicial de 
circulação PIC. 
e) Para obter a pressão de vazão de amortecimento PR = PIC - PCIBS (ou 
simplesmente o valor em excesso sobre a PCIBS é o valor da pressão de 
bombeamento reduzido). 
 
 
Para demonstrar o que foi dito acima: Fechou-se um poço e foi determinada sua 
pressão (SIDPP = 300 psi, SICP = 800 psi). A bomba põe-se em linha e a 
pressão de revestimento é mantida ajustada em 800 psi. A pressão de sondagem 
se estabiliza em 900 psi (62,1 bar). Portanto, temos: 
 
PR (Pressão Reduzida) = PIC – PCIBS 
PR = 900 – 300 
PR = 600 psi 
 
Quando se usa essa técnica, assegura-se que o fluido circula o suficiente para 
romper a gelificação. Naturalmente, a pressão de vazão de amortecimento, ou 
pressão de bombeamento, que é parte da presença de circulação, vai diminuir 
com o tempo porque o fluido perde viscosidade à medida que circula. A nova 
pressão de circulação se aproximará ao valor real assim que o fluido tenha 
circulado o suficiente para romper parte da força gel original. 
 
 
 
184 
 
12.9. Mudança de Bombas 
Dada a importância da velocidade e da vazão de bombeamento, se a bomba não 
opera de forma correta, deve ser substituída por outra. Nesse caso deve-se 
utilizar a técnica a seguir: 
a) Diminuir a velocidade e parar a bomba mantendo constante a pressão do 
revestimento. 
b) Fechar o poço. 
c) Pôr em funcionamento a bombade reserva e fazê-la alcançar a vazão de 
amortecimento desejada. 
d) Uma vez que a segunda bomba alcance a vazão de bombeamento 
desejada e a pressão do revestimento seja igual à do fechamento, 
registrar a pressão de circulação. 
e) Essa será a nova pressão de circulação. Essa pressão poderá ser 
superior ou inferior à pressão da primeira bomba devido a diferenças de 
eficiência ou rendimento. Poderá ser a pressão inicial de circulação, a 
final, ou alguma intermediária, dependendo da etapa de controle do poço 
que esteja sendo efetuada. 
 
12.10. Entupimento dos Jatos da Broca 
Durante as operações de amortecimento abre-se a tampa de um bocal devido, 
em princípio, por um aumento abrupto na pressão da perfuração. Caso não se 
produza um incremento na pressão do revestimento, que se mantém constante, 
deverá o novo valor da pressão de perfuração ser considerado como o valor de 
pressão de circulação. Se a pressão de bombeamento for demasiado alta ou 
inconstante, a operação deverá ser parada, o poço fechado e restabelecidas as 
pressões corretas de fechamento. Deve-se pôr em funcionamento a bomba, 
mantendo constante a pressão do revestimento. Uma vez conseguida a 
velocidade de bombeamento desejada, a pressão de perfuração será a pressão 
de circulação correta para essa etapa das operações de amortecimento. Caso 
isso ocorra durante a circulação do fluido de amortecimento em direção para 
baixo da coluna, as relações dos strokes da bomba vs. pressão para o restante 
da operação deverá ser corrigida e se deve determinar a nova pressão final de 
circulação. 
 
 
 
 
185 
 
12.11. Controle de Poço em Poços Horizontais 
 
Causas de kick 
Underbalanced kicks 
 Reservatório com falhas; 
 Pinch-out e reentrada no reservatório 
 
 
Kicks Induzidos 
 Swabbing – aumento de swab/surge; 
 Swabbing devido restrição no espaço anular provocados pelo acúmulo 
de detritos na transição da zona horizontal para a vertical; 
 Perda de circulação – aumento da ECD durante a saída da zona 
horizontal; aumento da ECD mais rápido que da resistência da 
formação; 
 Perda de circulação – pressão de swab maior que o equivalente em 
poços verticais. 
 
 
 
186 
 
 
A Detecção de kick através da identificação de ganhos no tanque e fluxo 
do poço é o melhor indicador! 
 
 
 
Kicks induzidos por swab podem não ser indicados pela SICP 
 
𝑺𝑰𝑪𝑷 = 𝑼𝒏𝒅𝒆𝒓𝒃𝒂𝒍𝒂𝒏𝒄𝒆 + 𝑷𝒆𝒓𝒅𝒂 𝒉𝒊𝒅𝒓𝒐𝒔𝒕á𝒕𝒊𝒄𝒂 𝒏𝒐 𝑨𝒏𝒖𝒍𝒂𝒓 
 
 
 
 
 
 
 
187 
 
SIDPP vs. SICP 
Pouca ou nenhuma diferença nas pressões até o influxo atingir a seção 
vertical do poço 
 
 
12.11.1. Considerações para Amortecimento em Poços 
Horizontais 
Um dos maiores problemas na circulação de kicks em poços desviados e 
horizontais é fazer o gás circular da seção horizontal para a seção inclinada. Este 
problema prolongará o tempo necessário para matar o poço. Uma prática bem-
sucedida é iniciar a circulação com uma taxa alta e criar turbulência suficiente no 
poço para remover o gás. Quando o gás atinge a seção vertical, a circulação 
pode reduzir para uma taxa mais baixa e continuar a operação normal de kill. 
Esta situação às vezes deixará algum acúmulo de gás na seção horizontal que 
pode ser circulado na operação normal de perfuração e pode causar situações 
subsequentes de controle de poço. 
 
Planilha de amortecimento para poços horizontais 
Como a profundidade vertical é usada para cálculo de pressões, o gráfico de 
pressão da bengala para poços desviados e poços horizontais precisa ser feito 
de forma diferente da de um poço vertical. Na planilha de kill horizontal, os 
seguintes cálculos devem ser feitos para construir um gráfico de redução: 
 Use o TVD da parte mais profunda da seção horizontal para cálculo 
de KMW. 
 PIC em zero strokes. 
 PFC nos strokes até a broca. 
 Pressão de circulação no KOP em strokes para KOP. 
 Pressão de circulação no EOB em strokes para EOB. 
 
 
188 
 
 
Partida da bomba 
Menor tempo para o gás adentrar a seção vertical do poço. 
 
Conjunto de superfície 
1. À medida que o Sondador eleva a bomba para a taxa de kill, ajuste o 
choke conforme necessário para manter a pressão do revestimento 
constante no valor SICP até que a taxa de kill seja alcançada. 
2. O Sondador deve levar pelo menos um minuto para trazer a bomba 
para a taxa desejada. Isso torna mais fácil para o operador do choke 
controlar a pressão do revestimento durante esse período crítico. 
3. Quando os medidores de pressão do tubo de perfuração e do 
revestimento estiverem estabilizados, leia e registre a PIC correta do 
medidor do tubo de perfuração. 
Se a PIC obtida no medidor for menor que a calculada, parar a operação e 
recomeçar. Caso a situação persista, usar a PIC calculada prévia a operação. 
 
12.12. Considerações para Poços Slim Hole 
Slim-hole é uma das tecnologias que vem sendo amplamente utilizada na 
perfuração com a finalidade de redução de custos. Esta geometria de poço 
também está envolvida na perfuração pelo revestimento e perfuração de poços 
HPHT. À medida que o diâmetro do furo diminui no slim-hole, a altura de um 
determinado volume de kick aumenta. Portanto, mais pressão hidrostática será 
perdida e causará maior pressão da superfície anular e pressão da sapata de 
revestimento em comparação com os poços normais. Outra característica 
importante desses poços é a maior pressão de atrito anular e maior ECD. 
Portanto, sempre que as bombas são desligadas para fazer uma conexão, uma 
grande quantidade de pressão é perdida no fundo do poço e pode causar um 
kick. A detecção precoce de kick permite que o volume de influxo seja 
minimizado, reduzindo assim a pressão da superfície. Sistemas de medição de 
fluxo de entrada/saída precisos foram desenvolvidos recentemente e devem ser 
usados para detecção de kick em poços perfurados como slim-hole. 
 
 
12.13. Poços de Alta Pressão e Temperatura (HPHT) 
A densidade do fluido de perfuração e as propriedades reológicas dependem das 
condições de pressão e temperatura. Em condições de alta temperatura 
encontradas em poços HPHT profundos, o fluido tem seu volume expandido. 
Este efeito reduz a densidade do fluido de perfuração e, consequentemente, a 
pressão no fundo do poço. Neste ambiente, o gás que entra no poço a alta 
temperatura e pressão, expande em grandes volumes quando circulado para a 
 
 
189 
 
superfície. Maiores taxas de circulação resultam numa menor temperatura no 
fundo do poço e numa maior BHP já que o fluido passa menos tempo no poço. 
Os poços HPHT são definidos como: 
 A pressão de poros máxima esperada excede 15ppg; 
 Equipamentos de controle de poço devem ser classificados para mais 
de 10.000psi; 
 Temperatura no fundo do poço excede 300°F; 
 Controle de poço em poços HPHT expõe os equipamentos de 
superfície a altas pressões e temperaturas, o que pode causar falhas 
nos elastômeros do BOP, de válvulas e de mangueiras. Portanto, 
equipamentos para poços em tais condições devem ser equipados 
adequadamente para suportar condições mais severas, tais como: 
o Conjunto 15.000psi 
o Vedações elastoméricas de alta temperatura para o BOP e 
cabeça do poço 
o Separador de lama/gás adequadamente projetado 
o Equipamento de detecção de kick melhorado 
o Chokes de backup 
o Pelo menos uma linha de choke e de kill com válvula HCR 
o Sistemas de segurança funcionando adequadamente 
(detecção de gás, botes salva-vidas etc.) 
 
12.14. Colunas de Composição Mista (Tapered Drillstrings) 
Uma coluna de perfuração ou de revestimento consistindo em diferentes 
tamanhos e/ou pesos pode ser utilizada. Na maioria dos casos, uma tubulação 
de maior diâmetro é posicionada no topo do poço enquanto a de menor diâmetro 
vai no fundo. Portanto, as capacidades volumétricas internas e do anular se 
alteram a depender da seção do poço. Essas variações na geometria interna da 
coluna de tubos demandam um programa diferente de redução da pressão da 
coluna para cada seção quando seutiliza o Método do Engenheiro (Wait & 
Weight) para amortecer um poço. Como o gás atravessa as seções de tubo com 
diferentes capacidades anulares, a pressão do revestimento pode não seguir a 
tendência de aumento tradicional observada em poços normais. 
 
 
 
190 
 
 
 
Capítulo 13: 
 
E.S.C.P 
Equipamentos do 
Sistema de 
Controle de Poço 
 
 
 
191 
 
13. ESCP - Equipamentos do Sistema de Controle de Poço 
 
13.1. Conjunto BOP 
Um conjunto de dois ou mais BOPs usados para garantir o controle de pressão 
de um poço. Um arranjo típico pode consistir em um a seis preventores do tipo 
gaveta e, opcionalmente, um ou dois preventores do tipo anular. Uma 
configuração típica tem os preventores de gaveta na parte inferior e os 
preventores anulares na parte superior. 
 
A configuração dos preventores em arranjo é otimizada para fornecer máxima 
integridade de pressão, segurança e flexibilidade no caso de um incidente de 
controle de poço. Por exemplo, em uma configuração de múltiplas gavetas, um 
conjunto de gavetas pode ser ajustado para fechar em tubo de perfuração de 5”, 
outro conjunto configurado para tubo de perfuração de 4½”, um terceiro equipado 
com gavetas cegas para fechar no poço aberto e um quarto equipado com uma 
gaveta de cisalhamento que pode cortar e pendurar o tubo de perfuração como 
último recurso. 
É comum ter um preventor anular ou dois no topo do arranjo, uma vez que os 
anulares podem ser fechados em uma ampla faixa de tamanhos de tubulares e 
no poço aberto, mas normalmente não são classificados para pressões tão altas 
quanto os preventores de gaveta. O arranjo BOP também inclui vários carretéis, 
adaptadores e saídas de tubulação para permitir a circulação de fluidos de poço 
sob pressão no caso de um incidente de controle de poço. 
 
 
 
192 
 
13.1.1. Organização do Stack 
A configuração do arranjo do BOP engloba todos os componentes que se 
integram para formar o conjunto, como os preventores, espaçadores, válvulas, 
niples e componentes de vedação, além das linhas hidráulicas que alimentam 
os componentes com a pressão necessária para seu funcionamento. 
 
A: Preventor Anular 
G: Preventor de Gaveta (Ram) 
GD: Preventor de Gaveta Dupla 
GT: Preventor de Gaveta Tripla 
CP: Carretel de Perfuração (Drilling Spool) 
C: Cabeça de Rrevestimento; 
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. 
 
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. 
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 
 
 
193 
 
continuidade ao combate ao influxo, como também a substituição do elemento 
de vedação do preventor anular se este estiver danificado. 
A gaveta inferior e as linhas secundárias somente devem ser usadas em 
emergências 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. 
 
Classificação da Pressão Nominal 
O arranjo do BOP deve ser dimensionado para suportar, no mínimo, a Máxima 
Pressão Esperada na Superfície (MASP) para garantir a segurança do poço na 
superfície. Abaixo consta as classificações de pressões mais usuais para 
conjuntos BOPs a depender do tipo de trabalho executado. 
 
 
 
 
194 
 
 
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: 5K 7 1/16” RSRRA, 10M 13 5/8” RSRRA, 10K 18 3/4" RRRRAA 
 
13.1.2. Tipos de Preventor de Gaveta 
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 
 
 
195 
 
componentes "móveis" de um BOP de gavetas são: as próprias gavetas, os 
pistões e as hastes dos pistões. 
 
A operação básica da gaveta é realizada fornecendo-se pressão hidráulica, 
vinda do acumulador, às câmaras de operação do preventor. Para fechar a 
gaveta, o fluido hidráulico é enviado para as câmaras de fechamento e atua no 
pistão fazendo com que a gaveta feche. Ao mesmo tempo, o fluido hidráulico é 
encaminhado das câmaras de abertura de volta ao acumulador. A sequência de 
abertura é o oposto. O fluido hidráulico enviado para as câmaras de abertura 
atua nos pistões fazendo com que as gavetas se abram. O fluido contido nas 
câmaras de fechamento é enviado de volta ao acumulador. 
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. 
 
 
13.1.2.1. Gaveta de Tubo fixo (Pipe ram) 
São projetados para centralizar e vedar ao redor de uma coluna ou revestimento 
de tamanho especificado. 
Ao fechar o espaço anular em volta da tubulação, a vedação é reforçada pela 
própria pressão proveniente do poço, que energiza a vedação do preventor. 
Este tipo de gaveta não deve ser fechado sobre diâmetros maiores do que a sua 
classificação, como por exemplo ao redor das juntas do tubo, pois a pressão de 
fechamento esmagará a estrutura, perdendo, então, a vedação do fechamento 
devido à deformação do elemento tubular. 
 
 
196 
 
 
 
 
13.1.2.2. Gaveta de Tubo Variável (Variable bore ram – VBR) 
São projetados para vedar sobre uma faixa de tamanhos de tubulação. A 
capacidade de hang-off é menor para alguns tamanhos e tipos. 
 
 
 
 
197 
 
13.1.2.3. Gaveta Cega (Blind ram) 
A gaveta cega é projetada para vedar o poço aberto, mesmo sem a presença de 
tubular. O seu formato não possui o recorte de um elemento tubular, para vedar 
ao redor de algo, mas sim pelo contato de suas duas extremidades de 
fechamento, que garantem a vedação do poço aberto. 
13.1.2.4. Gaveta Cega-cisalhante (Blind-shear ram) 
A gaveta cega/cisalhante é projetada para cortar alguns tamanhos de tubulares 
(mas não na junta) e fornecer a vedação do poço aberto. 
Nem sempre elas estão presentes nas configurações de BOP onshore, porém 
em todo conjunto BOP offshore há pelo menos um preventor blind-shear ao topo 
do arranjo. 
 
 
 
 
 
198 
 
 
 
 
 
199 
 
 
 
 
13.1.3. Preventor Anular 
OBOP 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. 
 
 
 
 
200 
 
 
A maioria dos preventores anulares têm um desenho para um a pressão de 
fechamento máxima de 1500 psi. Não obstante, muitos BOP anular têm câmara 
de pressão máxima de trabalho de 3000 psi. Deve advertir-se que mover os 
tubos através do preventor, a pressões de fechamento elevadas, pode provocar 
falhar e um desgaste precoce dos elementos vedantes . É aconselhável revisar 
o manual de fabricação para conhecer as características necessárias de pressão 
operacional dos diferentes preventores, e para saber qual deve ser a pressão de 
fechamento recomendada, tendo em conta a pressão do poço e o tamanho do 
tubo em uso. É fundamental recordar que o elemento vedante deve exercer uma 
pressão de fechamento suficiente nos tubos para que fique bem vedado, mas 
não excessiva, para não causar danos às borrachas. 
 
 
 
201 
 
 
 
A fim de prolongar a vida útil dos equipamentos, temos as seguintes instruções 
a serem seguidas: 
1. Armazenas os packers em local fresco, seco e escuro, distante de 
motores elétricos; 
2. Jamais aplicar mais pressão de ativação do que o necessário, 
principalmente durante a movimentação de tubos (stripping); 
3. O elemento de vedação (packer) deve ser testado após a instalação na 
pressão requerida de funcionamento e de acordo com as determinações 
legais locais; 
4. O manual do fabricante deve ser checado para as instruções de operação 
do modelo específico, visto que pode haver diferenças consideráveis 
dentre os modelos de preventor anular. 
 
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 câmara 
secundária conectada à câmara 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. 
 
 
202 
 
 
 
 
 
 
203 
 
 
 
13.1.3.1. Componentes 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 tem 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 74°C e 118°C e temperatura entre -7°C e 88°C. 
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 -35°C e 77°C. 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. 
 
 
204 
 
 
 
 
 
13.1.4. Sistema Diverter 
A função de um diverter é prover a sonda de um sistema de controle de baixa 
pressão e alta vazão com o 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 dele. 
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 
 
 
205 
 
das formações, enquanto 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. 
O sistema Diverter é composto principalmente pelas seguintes partes: 
 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. 
 
 
206 
 
 
 
 Linhas de ventilação 
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. 
 
 
 
 
 
207 
 
 Válvulas das linhas de ventilação, flowline e trip tank 
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 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. 
 
 Sistema de controle 
O sistema de controle do diverter é usualmente hidráulico ou pneumático, ou 
uma combinação de ambos os tipos, que podem ser controlados eletricamentee 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. 
 
 
208 
 
 
 
Tempo de Fechamento do Sistema 
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 segundos de atuação se o 
elemento tiver um diâmetro nominal de 20 polegadas ou menos. Para um 
elemento de 20 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 
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. 
 
13.1.5. Cabeça Rotativa 
A cabeça rotativa pode ser definida como um dispositivo rotativo de vedação de 
baixa pressão usado em operações de perfuração para vedar em torno da coluna 
de perfuração acima do topo do arranjo BOP. 
Cabeças de perfuração rotativas são usadas para desviar com segurança ar, 
gás, poeira ou lamas de perfuração para longe do piso da plataforma. O cabeçote 
possui um dispositivo de borracha, chamado de borracha stripper, que 
proporciona uma vedação contínua ao redor dos componentes da coluna de 
 
 
209 
 
perfuração, direcionando assim o meio de perfuração através de uma saída 
lateral no corpo e para longe do piso da sonda. Eles também são usados para 
sistemas de circulação de circuito fechado em áreas ambientalmente sensíveis. 
 
 
 
13.1.6. Carretel Espaçador e de Perfuração (Spacer & Drilling 
Spool) 
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). 
 
 
210 
 
Carretéis espaçadores podem ser usados para 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. Eles 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 doque a pressão de trabalho 
dos equipamentos que serão acoplados; 
 Não deve ter quaisquer penetrações capazes de expor o poço para o meio 
ambiente. 
 
 
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. 
A 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 possível erosão 
no carretel dispensável) e permitir espaço adicional entre preventores para 
facilitar stripping, hang off, e / ou operações de cisalhamento. Eles 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 
(5.08cm) 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. 
 
 
211 
 
 
 
13.1.7. Conectores, Conexões e Anéis de Vedação 
 
1. Válvulas de acesso flangeadas – ID mínimo de 2”, mesma pressão de 
operação da seção A. A válvula externa é a válvula operadora durante 
as operações de controle de poço. 
2. Tee com tapped bullplug, valvula agulha e medidor de pressão. 
3. Válvula de acesso flangeada – ID mínimo de 2”, mesma pressão de 
operação da seção B. 
4. Válvula de acesso flangeada – ID mínimo de 2”, mesma pressão de 
operação do conjunto BOP. 
5. Spool de perfuração – duas saídas flangeadas, choke de 3” e kill de 2” 
(ID mínimo). 
6. Válvula de acesso flangeada controlada hidraulicamente – ID mínimo 
de 3”, mesma pressão de operação do conjunto BOP. 
7. Válvula de acesso flangeada – ID mínimo de 3”, mesma pressão de 
operação do conjunto BOP. 
 
 
212 
 
8. O topo do preventor anular deve ser equipado com ring gasket 
flangeado API. Todos os studs flangeados devem ser posicionados ou 
ter seus orifícios preenchidos com plugs de enroscamento. 
9. O ID do bell nipple deve ser menor que o menor ID do conjunto do 
BOP. 
 
Tipos de Conexões 
 Flange, stud ou clamp – hub 
 Flange com conexão stud usa menos espaço 
 Parafusos flangeados precisam ser apertados corretamente 
 Os parafusos precisam ser do material correto para suportar o torque 
– (API) 
 
Flanges 
Para cada diâmetro de passagem e pressão de trabalho existe um flange 
normalizado pela API onde são especificados: anel de vedação, parafusos, 
alturas 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 “cruz” e o ajuste uniforme na montagem do flange para melhor 
eficiência na vedação do anel. 
O flange não deve ser montado faltando parafusos ou com parafusos de 
diâmetro menor que o especificado que implica na redução da pressão de 
trabalho. 
 
 
213 
 
 
 
 
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 aplicam 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. 
 
 
214 
 
 
 
API Ring Joints 
 O ring gasket é usado para vedação metal-metal 
 É usado entre preventores e nas saídas laterais do conjunto 
 Veda dentro de ring groove embutido de aço inoxidável usinado 
 Descritos na API Spec 6ª 
 Os gaskets série R não podem ser utilizados com os da série BX 
 Gaskets RX e BX são energizados por pressão - não utilizar ring 
gasket revestido 
 
 
215 
 
 
 
API Type R Ring Gasket 
A joint gasket R não é energizada por pressão. A vedação acontece por uma 
pequena seção de contato entre o encaixe e a junta, tanto no OD e no ID do 
gasket. Ele pode ser tanto octogonal ou oval. O tipo R não permite contato face-
a-face entre os hubs ou flanges, logo, as cargas externas são transmitidas pela 
superfície de vedação do anel. Vibração e cargas externas podem causar 
deformação plástica na superfície de contato e vedação, o que provoca 
vazamentos, a menos que os parafusos sejam apertados periodicamente. O 
procedimento padrão das juntas tipo R no conjunto BOPé de apertar os 
parafusos semanalmente. 
 
 
 
 
216 
 
API Type RX Gasket 
O anel RX é energizado por pressão e veda ao redor de pequenas faixas de 
contato entre o encaixe e o OD da junta. Ele é feito ligeiramente maior que os 
encaixes e é comprimido no encaixe do flange. O RX não permite contato face-
a-face entre os hubs e o flange. A junta possui uma superfície larga para suportar 
as cargas para transmitir as cargas externas sem que haja deformação plástica 
da superfície vedante. O fabricante recomenda que um novo anel seja utilizado 
sempre que o flange quebrar. 
 
 
API Type BX Gasket 
O anel BX é energizado por pressão e foi projetado para contato face-a-face 
entre os hubs e os flanges. A vedação acontece ao longo do contato entre o 
encaixe e o OD da junta. Ele é feito ligeiramente maior que as juntas e é 
comprimido quando o flange é encaixado. Sem contato face-a-face, vibração e 
cargas externas podem causar deformação plástica do anel, provocando 
vazamentos. O BX fabricado com buracos axiais para garantir que a pressão se 
equilibre, já que tanto o ID como o OD podem entrar em contato com o encaixe. 
 
 
API Face-to-face RX Gasket 
 
 
217 
 
O anel RX face-a-face veda ao longo do contato entre o encaixe e o OD da junta. 
Ele é ligeiramente maior que os encaixes para que seja comprimido no encaixe 
dos flanges. O contato face-a-face com o flange deixa o ID da junta sem suporte, 
permitindo que cargas excessivas provoquem vazamento. 
 
 
Cameron Face-to-face RX Gasket 
Esse é um modelo de anel modificado que é energizado por pressão. A 
modificação previne vazamento causado pela flambagem do ring gasket. A 
vedação ocorre ao longo do contato entre os encaixes e o OD da junta. Ele é 
feito ligeiramente maior que os encaixes para que a vedação aconteça pela 
compressão. 
 
 
 
13.2. Sistema de Acumuladores – Unidades de Controle 
É uma unidade acumuladora e acionadora do BOP e das válvulas HCR´s, 
utilizando fluido hidráulico pressurizado. 
 
 
218 
 
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 à 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 em 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 se aciona 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 stack 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. 
Fornecem o meio para abrir e fechar cada preventor do BOP e válvula 
desejáveis, de forma rápida, repetida e com a pressão de operação correta. O 
equipamento deve ser projetado para operar em emergências quando a fonte de 
energia primária da sonda estiver indisponível. 
 
 
 
 
219 
 
Os elementos essenciais do acumulador e do sistema de controle são: 
 Fontes de energia 
 Manifold de controle 
 Acumuladores 
 Tubulação/mangueiras e fiação 
 
 
1. Fornecimento de ar – entre 120-125psi 
2. Lubrificador a ar – na linha de entrada das bombas operadas a ar 
3. Válvula by-pass – para a troca automática da pressão 
hidropneumática; quando a pressão requerida passa de 3000psi, ela 
deve ser aberta – fechada a todo o restante do tempo 
4. Troca automática de pressão hidropneumática – configurar em 
2900psi quando utilizar bomba elétrica e a ar; 3000psi quando utilizar 
apenas bomba a ar 
5. Válvulas de corte de ar – operadas manualmente para abrir e fechar o 
fornecimento de ar para as bombas hidráulicas operadas a ar 
6. Bombas hidráulicas operadas a ar – operadas a 125psi e pressão 
máxima operacional de 200psi 
7. Válvula de corte de sucção – operada manualmente, normalmente na 
posição aberta, uma para cada bomba hidráulica operada a ar 
8. Filtro de sucção – um para cada linha de sucção das bombas 
hidráulicas operadas a ar, contém filtros removíveis que devem ser 
limpos a cada 30 dias 
 
 
220 
 
9. Check valve – um para cada bomba hidráulica operada a ar 
10. Bomba Tripler Elétrica (movida a motor) 
11. Troca automática de pressão hidroelétrica 
12. Partida do motor elétrico – inicia ou para automaticamente a bomba 
triplex; opera em conjunto com a troca de pressão hidroelétrica 
13. Válvula de corte de sucção – operada manualmente, normalmente 
aberta, se localiza na linha de sucção da bomba triplex 
14. Filtro de sucção – localizado na linha de sucção da bomba triplex 
15. Check valve – localizada na linha de descarga da bomba triple 
16. Válvula de corte do acumulador – operada manualmente, 
normalmente na posição aberta com a unidade em operação, deve ser 
fechada para testar ou mover a unidade 
17. Garrafas acumuladoras – pré-carga de nitrogênio a 1000psi, carga 
cheia 3000psi, deve ser checada mensalmente; variância de 10% é 
aceita 
18. Válvula de alívio do acumulador – geralmente configurada em 3500psi 
19. Filtro de fluido – localizado na entrada das válvulas de redução e 
regulação de pressão; inspecionar e limpar mensalmente 
20. Válvula de redução e regulação de pressão do manifold – operada 
manualmente, ajustar para a pressão requerida de operação dos 
preventores de gaveta 
21. Header da válvula principal – pressão operacional de 5000psi 
22. Válvula de 4 vias – equipada com operadores de cilindro a ar para 
operação remota dos painéis de controle; modo de operação normal 
aberto ou fechado 
23. Válvula de by-pass - equipada com operadores de cilindro a ar para 
operação remota dos painéis de controle; na posição fechada, fornece 
pressão regulada ao Header da válvula principal; na posição aberta 
fornece 3000psi à mesma válvula 
24. Válvula de alívio do manifold - geralmente ajustada em 5000 psi 
25. Válvula de drenagem hidráulica – válvula operada manualmente, 
normalmente fechada, deve ser mantida aberta ao pré-carregar o 
acumulador 
26. Seletor de unidade de painel – válvula manual de 3 vias, usada para 
aplicar pressão de ar piloto à válvula redutora e reguladora de pressão 
operada a ar, seja do regulador de ar na unidade ou do regulador de 
ar no painel de controle remoto 
 
 
221 
 
27. Válvula Redutora e Reguladora de Pressão - Operada a ar, reduz a 
pressão do acumulador para a pressão de operação do BOP anular 
necessária; a pressão pode ser ajustada para operações de stripping 
28. Manômetro do Acumulador 
29. Manômetro de pressão do manifold 
30. Medidor de Pressão do Preventor Anular 
31. Transmissor de Pressão Pneumático para Pressão do Acumulador 
32. Transmissor de pressão pneumático para pressão do manifold 
33. Transmissor de Pressão Pneumático para Pressão Preventiva Anular 
34. Filtro de Ar – localizado na linha de alimentação dos reguladores de ar 
35. Regulador de Ar para Válvula Redutora e Reguladora de Pressão - 
Operado a Ar 
36. Regulador de Ar para Transmissor Pneumático (33) para Pressão 
Anular 
37. Regulador de Ar para Transmissor de Pressão Pneumático(31) para 
Pressão do Acumulador 
38. Regulador de ar para transmissor de pressão pneumática (32) para 
pressão do coletor 
39. Caixa de junção de ar – conecta as linhas de ar da unidade às 
camadas de ar provenientes dos painéis de controle remoto através 
de cabos de ar 
40. Check valve de teste da sonda 
41. Porta de Abastecimento de Fluido Hidráulico 
42. Porta do Plugue de Inspeção 
43. Válvula Isoladora de Saída de Teste da Plataforma - válvula operada 
manualmente de alta pressão - fechada durante o teste da plataforma 
e aberta após a conclusão do teste 
44. Válvula de Alívio de Teste da Plataforma - geralmente ajustada em 
6500 psi 
45. Válvula de Alívio de Teste da Plataforma 
46. 46A. Válvulas de isolamento do coletor da plataforma da plataforma e 
46B – operadas automaticamente – feche a válvula de isolamento do 
coletor da válvula e abra a válvula de isolamento da plataforma da 
plataforma ao deslizar a plataforma 
47. Válvula de Alívio do Skid da Plataforma - geralmente ajustada em 2500 
psi 
48. Medidor de Pressão do Skid da Plataforma 
 
 
222 
 
49. Válvula de isolamento do banco de acumuladores - operada 
manualmente e normalmente fechada 
50. Retorno do Skid da Plataforma - conexão do cliente 
51. Saída do Skid da Plataforma - conexão do cliente 
52. Energia Elétrica – conexão do cliente 
53. Saída de Teste da Plataforma - conexão do cliente 
 
Fórmulas: 
𝑉𝑜𝑙𝑢𝑚𝑒 𝑒𝑛𝑡𝑟𝑒𝑔𝑢𝑒 = (
𝑃𝑟é − 𝑐𝑎𝑟𝑔𝑎
𝐹𝑖𝑛𝑎𝑙
−
𝑃𝑟é − 𝑐𝑎𝑟𝑔𝑎
𝑆𝑖𝑠𝑡𝑒𝑚𝑎
) × 𝑉𝑜𝑙𝑢𝑚𝑒 𝑑𝑎 𝑔𝑎𝑟𝑟𝑎𝑓𝑎 
𝑃𝑟é − 𝑐𝑎𝑟𝑔𝑎 𝑑𝑜 𝑠𝑖𝑠𝑡𝑒𝑚𝑎 =
𝑉𝑜𝑙𝑢𝑚𝑒 𝑒𝑛𝑡𝑟𝑒𝑔𝑢𝑒 × 𝐹𝑖𝑛𝑎𝑙 × 𝑆𝑖𝑠𝑡𝑒𝑚𝑎
𝑉𝑜𝑙𝑢𝑚𝑒 𝑑𝑎 𝑔𝑎𝑟𝑟𝑎𝑓𝑎 × (𝑆𝑖𝑠𝑡𝑒𝑚𝑎 − 𝐹𝑖𝑛𝑎𝑙)
 
Onde: 
 Volume entregue: fluido pelas garrafas quando drenados para uma 
pressão final (gal) 
 Pré-carga: pressão de pré-carga do nitrogênio (psi) 
 Volume da garrafa: capacidade (gal) 
 Sistema: pressão do sistema acumulador (psi) 
 
13.3. Choke Manifold 
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/stripping 
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. 
A função do choke manifold é de fornecer rotas de circulação de fluido para o 
BOP controlando a pressão. Ele deve possibilitar o estabelecimento de rotas 
alternativas para que possam ser feitas trocas ou reparos de componentes em 
falha. 
 
 
223 
 
 
 
A API RP 53 estabelece critérios mínimos que o conjunto do choke manifold 
deve ser capaz de cumprir, como: 
 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 Standpipe Manifold, com a 
atmosfera e com a câmera de expansão; 
 
 
224 
 
 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 standpipe manifold, preferencialmente com fundos de 
escala de: 1000psi, 5000psi e 10.000 psi ou 15.000 psi, a depender da 
pressão de trabalho do BOP tipo gaveta; 
 Ter entradas laterais de 2” para conexões externas com a unidade de 
cimentação ou outras operações; 
 Ter conexão com o standpipe 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 
asonda; 
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 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. 
 
 
225 
 
 Na condição normal de operação para o fechamento do poço pelo método 
brusco (“hard shut-in”) o BOP deve permanecer alinhado com a “choke 
line”, “choke manifold” e separador atmosférico; 
 Todas as válvulas do alinhamento do BOPaté 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. 
 
 
13.4. Chokes 
O choke é um dispositivo instalado com um orifício que tem a finalidade de 
restringir o fluxo de fluidos. Essa restrição aumenta a perda por fricção no 
sistema, criando uma contrapressão que controla a taxa de fluxo e a pressão do 
poço. 
Chokes ajustáveis são projetados especialmente para as situações de controle 
de poço, podendo ser manuais ou de acionamento hidráulico remoto, permitindo 
que as pressões do poço sejam controladas dentro dos limites operacionais da 
classificação do equipamento. 
 
Diversos modelos de chokes ajustáveis estão disponíveis e vão de “dart and 
seat”, “gate and seat” e “half moon discs”. Os chokes fixos incorporam um choke 
 
 
226 
 
bean de tamanho específico que pode ser trocado quando necessário. Porém, 
devido à demora para a troca dobean e à necessidade de mudança rápida da 
contrapressão durante uma operação de controle de poço, o choke fixo não é 
muito utilizado. 
Como o choke é uma parte essencial do sistema BOP, ele também deve ser 
testado em alta e baixa pressão durante os testes do restante do sistema. Os 
chokes devem ser classificados com a mesma pressão dos BOPs e do manifold 
do choke. 
 
 
 
 
Choke Ajustável 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 
 
 
227 
 
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. 
 
 
 
13.5. BOP Interno (iBOP) 
 
 
 
 
228 
 
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. 
 
 
13.6. Válvulas de Contrapressão (BPV) 
Denominadas de Válvula de não-retorno (NRV), válvula de contrapressão (BPV), 
check valve ou float, elas têm a função de permitir a passagem de fluxo em 
apenas uma direção, comumente de fora para dentro do poço, e são utilizadas 
para evitar a vazão de fluidos provenientes do poço pela coluna de trabalho em 
situações de controle de poço. 
 
 
 
229 
 
 
 
13.7. Válvula de Segurança de Abertura Total (FOSV) 
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. 
 
 
 
230 
 
 
13.8. Válvulas do Kelly 
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 prever 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. 
 
A válvula superior do Kelly tem a finalidade de proteger todos os componentes 
acima dela da alta pressão do poço, como a mangueira do kelly, o swivel e os 
equipamentos de superfície do sistema de circulação. 
A válvula inferior do Kelly é uma válvula de abertura total que funciona como 
backup da válvula superior. A válvula inferior permite a remoção da haste do 
Kelly quando a pressão na coluna é maior do que a pressão suportada pelos 
equipamentos de superfície. 
 
 
231 
 
 
É uma prática comum a utilização da válvula inferior para economia de fluido de 
perfuração durante as manobras de coluna e conexão. O uso contínuo da válvula 
tem consequências mistas, pois seu uso facilita a realização das manobras e 
conexões, porém acelera o desgaste das roscas e do sistema de vedação. O 
uso de um saver sub é recomendado para proteção das roscas de encaixe. 
 
13.9. Válvula Flutuante (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. 
 
 
 
232 
 
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 durante as operações de 
controle de poço. 
 
13.10. Separador Lama-Gas (MGS) 
Dois tipos principais de separadores são mais utilizados: o modelo atmosférico 
(gas buster / poor boy degasser) e o modelo pressurizado. O separador 
pressurizado é projetado para operar a uma contrapressão moderada, 
geralmente não mais que 100psi. Essa contrapressão é gerada pela pressão 
atmosférica mais a queda das perdas na linha de ventilação (vent line). Todos 
os separadores com um controle de nível de líquido podem ser classificados 
como separadores pressurizados. 
 
A altura de fluido na linha do tubo em U para os agitadores estabelecem a 
máxima pressão disponível no separador. Deve haver precauções no 
monitoramento da contrapressão do equipamento para evitar descargas no 
separador. Essa ocorrência oferece riscos pois pode provocar explosão de gás, 
lama cortada por gás nos agitadores ou a própria ruptura do vaso. Uma linha by-
pass para o flare deve estar disponível para o caso em que a capacidade do 
separador é excedida. 
 
 
233 
 
 
 
13.11. Desgaseificador 
Equipamento que compõe o sistema de tratamento do fluido de perfuração, são 
utilizados para remover gás entranhado na lama de perfuração após a sua 
passagem pelo separador atmosférico. O desgaseificador faz o uso de bombas 
centrífugas para promover a separação do gás contido na lama. Como em 
qualquer equipamento de tratamento de fluidos, sua eficiência é reduzida na 
presença de fluidos de alta viscosidade. 
 
 
13.12. Tanque de Manobra 
É um tanque de pequeno volume que pode receber retorno de fluido do poço via 
choke manifold (downstream) para permitir medição de volumes de fluidos e 
 
 
234 
 
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 drilpipes; 
 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. 
 
 
13.13. Tanque de Lama 
A função dos tanques defluido interconectados é de armazenar fluido suficiente 
na superfície e permitir a separação dos sólidos e recondicionamento do fluido. 
A maior parte das sondas utilizam de 3 tanques como parte do sistema ativo, 
mas devem ter no mínimo 2. 
 
 
235 
 
 
Ao retornar do poço pela flowline, a lama cai sobre os agitadores (shale shakers) 
para fazer a separação primária dos sólidos contidos no fluido. Abaixo dos 
agitadores fica a sand trap para receber os particulados sólidos que não podem 
retornar aos tanques ativos. Após passar pela sand trap, a lama segue ao tanque 
de testes para fazer a separação dos detritos e gases contidos no fluido antes 
de seu recondicionamento. 
O segundo tanque utilizado é o tanque de mistura, para adicionar aditivos 
líquidos ou sólidos necessários para a composição do fluido de perfuração. 
O terceiro tanque que compõe o sistema ativo é o tanque de sucção, onde o 
fluido, pronto para uso, é bombeado pelas bombas de lama e direcionado ao 
poço através da coluna de perfuração. 
 
 
13.14. Indicadores de Volume dos Tanques 
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. 
 
 
236 
 
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. 
 
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. 
 
13.15. Indicadores de Retorno de Fluido 
Consistem em uma pá posicionada na flowline onde o fluido, ao passar, se choca 
contra ela e os sensores do equipamento fazem a leitura da vazão de fluxo, em 
porcentagem ou galões por minuto, e a transmitem para o painel do sondador. 
Quando a taxa de bombeamento permanece constante, alterações indicadas 
pela vazão de retorno serão um dos primeiros indícios de que há alguma 
ocorrência com fluidos da formação dentro do poço. 
Os indicadores possuem um sistema de alarme visual e sonoro para alertar a 
equipe em relação a mudanças preocupantes no comportamento de vazão do 
fluido de perfuração. 
 
 
237 
 
 
 
13.16. Detectores de Gás 
Possuem sensores montados junto às peneiras vibratórias onde o fluido sai da 
flowline. Eles são capazes de medir a quantidade de gás sendo carregado pelo 
fluido para a superfície. Esses equipamentos são instalados em áreas onde a 
presença de gases tóxicos, como o gás sulfídrico, têm grandes chances de 
estarem presentes, para se monitorar o aumento da concentração desses gases. 
 
 
13.17. Manômetros 
Diversos modelos de medidores de pressão podem ser utilizados para o Controle 
do Poço para monitorar o comportamento das diferentes pressões no poço 
durante as operações. A depender da sua localização, eles medem diferentes 
pressões, como: 
 Pressão da bengala (standpipe) 
 Pressão da coluna de perfuração (drillpipe) 
 
 
238 
 
 Pressão da bomba 
 Pressão do revestimento (casing) 
 
A precisão da leitura do medidor depende da sua faixa de leitura. Os três 
medidores acima indicam a mesma pressão, de 770psi. O primeiro medidor é o 
que apresenta a leitura mais precisa. 
 
 
 
 
239 
 
 
 
Capítulo 14: 
 
MPD 
Perfuração com 
Pressão 
Gerenciada 
 
 
 
240 
 
14. MPD - Perfuração com Pressão Gerenciada 
Managed Pressure Drilling (MPD), como técnica de perfuração, é o resultado 
dos altos custos de tempo não produtivo (NPT) originados pela estreita 
proximidade entre as pressões de poro e de fratura. Este problema está mais 
frequentemente associado com a perfuração marítima offshore. 
MPD é uma descrição geral de métodos em prol do gerenciamento da pressão 
durante a perfuração de um poço, incluindo conceitos que descrevem técnicas 
e equipamentos desenvolvidos para limitar kicks, perdas de circulação e 
aprisionamentos de coluna, em um esforço para reduzir o número adicional de 
colunas de revestimento requeridas para se alcançar a profundidade total 
prevista em projeto. 
O ramo do gerenciamento da pressão de poço apresenta ampla aplicação na 
indústria de perfuração e fornece soluções para: 
 Extensão dos pontos de revestimento para limitar o número total 
de colunas de revestimentos e, por consequência, a redução do 
diâmetro do poço; 
 Limitação de NPT associado ao aprisionamento da coluna de 
perfuração; 
 Limitação da perda de circulação; 
 Aumento da taxa de penetração da broca. 
MPD pode ser compreendido como um processo de perfuração não 
convencional adaptado para controlar com mais precisão o perfil de pressão no 
anular do poço ao longo dele. Os objetivos englobam averiguar os limites de 
pressão no fundo do poço perfurado e gerenciar o perfil da pressão hidráulica 
no anular de forma adequada. 
A habilidade de reduzir drasticamente o NPT faz da técnica de MPD uma 
tecnologia que demanda consideração em qualquer programa de perfuração. 
A técnica auxilia na condução de cenários de grandes perdas associadas a 
reservatórios carbonáticos fraturados. Também auxilia na redução de 
problemas que envolvam a massa específica equivalente de circulação de 
fluido (ECD) em perfuração de poços de alto alcance e de poços com margens 
estreitas entre as pressões de breakdown e de kicks. Em seções horizontais 
longas, a redução da ECD ajuda a atenuar o impacto, que é amplificado em 
condições de grande overbalance, do dano à formação induzido pelo fluido de 
perfuração. 
As técnicas básicas variantes de MPD são: 
1. Pressão Constante de Fundo de Poço - Constant Bottom-Hole Pressure 
- CBHP; 
2. Perfuração de Capa de Lama Pressurizada - Pressurized mud cap 
drilling; 
 
 
241 
 
3. Circulação Contínua - Continuous circulation; 
4. Perfuração de Gradiente Duplo - Dual-gradient drilling; 
5. Perfuração sem Riser - Riserless drilling; 
6. Redução de ECD - ECD reduction. 
A técnica de CBHP é geralmente empregada para descrever as ações tomadas 
para corrigir ou reduzir o efeito da perda de pressão por fricção durante 
circulação ou da ECD em um esforço de permanecer dentro dos limites 
impostos pelas pressões de poro e de fratura. Tendo como um dos objetivos 
perfurar com um fluido mais leve que o anteriormente previsto no programa 
convencional. 
Essa variação do MPD é uma das mais usuais e permite uma extensão da 
profundidade de perfuração, pois é possível perfurar em janelas mais estreitas. 
O presente trabalho de conclusão de curso visa abordar e explicar a técnica de 
CBHP como parte integrante de MPD, exemplificando aquela com aplicações 
em diferentes cenários reais de perfuração. 
 
14.1. Cenários Problemáticos Durante a Perfuração 
14.1.1. Desafios Gerais na Perfuração de Poços e Síntese da 
Situação do Brasil 
A perfuração de poços consiste em técnicas que fazem a conexão do 
reservatório com a superfície. Quando se inicia o processo, ele pode ter diversas 
finalidades, que são definidas previamente. Esses desígnios são de acordo com 
a fase da exploração ou produção, podendo desempenhar outras funções: obter 
informações da bacia, verificar uma estrutura mapeada, delimitar os limites de 
um campo, injetar água ou gás, produzir hidrocarbonetos ou apagar incêndio em 
poço em erupção. 
Inúmeros são os desafios encontrados durante a perfuração de poços. No Brasil 
esses obstáculos aumentam em virtude daprofundidade em que os campos de 
petróleo, economicamente viáveis, se encontram. De maneira geral, a 
complexidade é superada com a utilização de alta tecnologia e técnicas que 
auxiliam as atividades, de custo elevado, na indústria do petróleo e gás natural. 
Diversos problemas operacionais podem surgir durante a perfuração, destacam-
se os kicks, a perda de circulação, dificuldade de manobra, dificuldade no avanço 
da perfuração, entre outros. Muitas vezes, esses problemas não podem ser 
evitados e necessitam de tempo para que sejam controlados. Apontam-se 
algumas dessas adversidades: 
 A entrada de fluidos (água, gás ou óleo) para dentro do poço, 
provenientes da formação, é denominada de kick. Este problema 
operacional possui algumas causas principais como pistoneio, perda de 
circulação, pressão da formação anormalmente alta, cimentação 
deficiente e falta de ataque ao poço. Podem acarretar desmoronamento, 
 
 
242 
 
contaminação da lama de perfuração e até mesmo no fechamento do 
poço. 
 Entende-se como perda de circulação, quando o fluido de perfuração 
invade a formação através de fraturas que já existiam ou foram 
provocadas em zonas depletadas. Caso a perda de circulação seja total, 
o fluido não retorna a superfície, ocasionando a instabilidade mecânica 
do poço, podendo gerar a invasão de fluidos da formação para dentro do 
poço (kick). A perda, também, pode ser parcial, quando parte do fluido 
retorna a superfície. 
 A dificuldade de manobra refere-se a todos os desequilíbrios que ocorrem 
ao longo das operações de descida e retirada da coluna de perfuração 
para efetuar conexões ou troca de equipamentos, enquanto a dificuldade 
no avanço da perfuração reúne todas as dificuldades na perfuração do 
poço. 
 
Como informado, os desafios encontrados nas perfurações de poços de petróleo 
são grandes. Essa realidade amplia-se quando tratamos das com presença de 
formações salinas. No Brasil, na formação conhecida como Pré-sal, desde que 
foi descoberta em meados de 2006, essas reservas de hidrocarbonetos, 
localizadas abaixo da camada de sal, têm desempenhado importante papel, 
colocando o Brasil, como uma das mais importantes potências energéticas do 
mundo. 
Segundo o Instituto de Pesquisas Tecnológicas (IPT) a expectativa é que se 
gaste cerca de US$ 600 bilhões nas próximas décadas na exploração da área 
de Tupi (atualmente campo de Lula) e algumas outras áreas da Bacia de Santos 
(Júpiter, Carioca, Parati, Caramba, Bem-te-vi). Esse custo é elevado, tendo 
como destaque a perfuração, uma vez que, o preço do aluguel de sondas de 
perfuração é alto e dependente do tempo. A tabela 2.1 apresenta o tempo 
aproximado nos primeiros anos de perfuração no pré-sal. 
 
 Tabela 14.1 - Tempo de Perfuração no Pré-Sal em 2008 
 
* Poços distintos na mesma área 
 
 
243 
 
 
Em 2014, a Petrobras informou que reduziu, cerca de 55%, o tempo de 
perfuração na Bacia de Santos. Com isso, houve grande economia de recursos, 
devido à diminuição dos dias em operação de sondas. Como o custo médio de 
perfuração de um poço é de aproximadamente US$ 1 milhão por dia, a estatal 
está economizando, em média, US$66 milhões na atividade de perfuração por 
poço no pré-sal. 
A melhora no desempenho é proveniente do esforço da Petrobras para 
aperfeiçoar a atividade de perfuração de poços. Pode-se dizer que esse avanço 
está relacionado com a técnica de perfuração denominada Managed Pressure 
Drilling (MPD). 
O MPD possui as seguintes finalidades econômicas: melhorar a eficiência da 
perfuração (reduzindo o tempo de sonda); evitar o custo excessivo de fluidos 
(quando há grandes perdas); reduzir o tempo não produtivo em geral 
(principalmente relacionado a prisão de coluna e perda de circulação); além de 
poder otimizar o programa de fluidos (dependendo da situação não se torna mais 
necessário a utilização de vários fluidos com densidades distintas). 
Também dispõe de algumas vantagens operacionais, pode-se citar possibilita a 
redução do número de revestimentos podendo assim estender o comprimento 
de cada fase, reduz a taxa de perda de circulação, aumenta a taxa de penetração 
da broca através da redução do diferencial de pressão, diminui o dano à 
formação, facilita na detecção de um kick e perfura em zonas com janelas 
operacionais muito estreitas. 
 
14.1.2. As Janelas Operacionais 
Antes de se perfurar é necessário construir um projeto para que se obtenha a 
janela de operação, definida como, o intervalo entre a pressão de poros e a 
pressão de fratura, ou seja, o espaço permitido para a variação da pressão, 
exercida pelo fluido de perfuração, de forma a manter a integridade do poço. 
Sendo assim, faz-se necessário entender cada elemento deste intervalo. 
 
14.1.2.1. Pressão de Poro 
 
A pressão de poro consiste na pressão que o fluido exerce nos espaços porosos 
de uma rocha. Um material poroso quando submetido a uma força, a tensão 
aplicada à matriz desta é igual à tensão total menos a pressão de poro. Sendo 
assim, formula-se: 
𝜎‟ = 𝜎𝑡 – 𝑃𝑝 
 
 
244 
 
Onde: σ‟ é a tensão efetiva; σt é a tensão total e Pp é a pressão de poros. 
A classificação dos Gradientes de Pressão de Poros (Gp) enquadra-se em três 
categorias: normais, subpressões e sobrepressões. 
1. Normais (8,34 lb/gal < Gp < 9,0 lb/gal): Quando a pressão de poro 
é igual à pressão hidrostática (sendo oriunda dos fluidos presentes 
no meio poroso). 
2. Subpressões (Gp < 8,34 lb/gal): São pressões anormalmente 
baixas, portanto, apresentam pressões menores que a pressão 
hidrostática. 
3. Sobrepressões (Gp > 9,0 lb/gal): Pressões anormalmente altas, ou 
seja, apresentam pressões maiores que a pressão hidrostática. 
 
O Gp pode ser definido como: 
 Gp = (Eq.2.1.1) 
Onde: 
Pp = pressão de poros; 
D = profundidade vertical; 
C = constante de conversão de unidades. 
As sobrepressões dependem das seguintes combinações: mecanismos 
geradores de poro-pressão, permeabilidade da rocha, tipo de fluido presente na 
formação e tempo geológico. 
Existem diversos métodos indiretos para se estimar a pressão de poros, na 
maioria das vezes, utilizando perfis elétricos, dados de sísmica e parâmetros de 
porosidade. Os mais importantes são Método de Eaton (um dos mais usados na 
indústria do petróleo), Método da Razão e Método da Profundidade Equivalente. 
 
Método de Eaton 
A pressão de poros a certa profundidade é função da pressão de sobrecarga, 
da pressão de poros normal, da razão entre o perfil observado e o valor da linha 
de tendência de compactação normal e do expoente escolhido. O expoente é 
função da área de estudo e do parâmetro que está sendo analisado. 
O método inicia-se com a identificação da posição da curva de tendência de 
compactação normal (NTL). O traçado da NTL deve ser feito em perfis afetados 
pela porosidade (perfis sônicos, nêutron, densidade, de resistividade ou de 
condutividade). 
 
 
245 
 
Com a equação 2.1.1, calcula-se a sobrecarga, já a pressão de poros é 
estimada pelas equações 2.2, 2.3 e 2.4. Os expoentes 1,2 (parâmetro de 
resistividade) e 3,0 (perfil sônico) são exemplos (característicos) do Golfo do 
México. 
 
1. Resistividade: 
GP 
2. Tempo de Trânsito: 
GP 
3. Expoente dc: 
GP 
Onde: 
GP = gradiente de pressão de poros (lb/gal); 
GN = gradiente de pressão de poros normal (lb/gal); 
= gradiente de sobrecarga (lb/gal); 
 = tempo de trânsito observado; 
 = valor da reta normal para o tempo de trânsito; 
 = resistividade observada; 
= valor da reta normal para a curva de resistividade; 
= expoente dc observado; 
= valor da reta normal para curva de expoente dc. 
 
Método da Razão 
Baseia-se na possibilidade de que a pressão de poros a uma certa 
profundidade é proporcional ao gradiente normal de área. Este método não 
leva em consideração a pressão de sobrecarga. Formula-se em: 
1. Tempo de Trânsito 
 Gp