2º Estágio Apostila

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2º Estágio – Resumo de Introdução à Engenharia de Petróleo 
 Declaração de Comercialidade1 e “Ring Fence” para desenvolvimento 
 Desenvolvimento do Campo 
 Em caso de descoberta comercial, o concessionário deve apresentar um 
plano de desenvolvimento2. 
 As seções sísmicas são interpretadas gerando mapas. A partir desses mapas são 
identificados os locais mais propícios para se encontrar uma acumulação de 
petróleo. 
Plano de Desenvolvimento 
 Apresentar o modelo geológico do reservatório: Os modelos têm por objetivo 
principal calcular o volume de óleo no reservatório e, portanto, avaliar a reserva 
bem como selecionar locais para perfuração de novos poços em áreas geológicas 
mais promissoras e determinar os melhores métodos de otimização da produção e 
recuperação de hidrocarbonetos. 
 Apresentar mecanismo de produção do reservatório: Os fluidos contidos em uma 
rocha-reservatório devem dispor de uma certa quantidade de energia para que 
possam ser produzidos. Para conseguir vencer toda a resistência oferecida pelos 
canais porosos, com suas tortuosidades e estrangulamentos, e se deslocar para os 
poços de produção é necessário que os fluidos contidos na rocha tenham uma certa 
quantidade de pressão. A situação atual do reservatório, levando-se em conta todo 
o ambiente composto pela rocha-reservatório e seus fluidos, bem como pelas suas 
vizinhanças, é que fornece a energia necessária para a produção de fluidos. Para 
que haja produção de fluidos é necessário que outro material venha a substituir o 
espaço poroso ocupado pelos fluidos produzidos. De um modo geral a produção 
de fluidos é devida a dois efeitos principais: (1) a descompressão (que causa a 
expansão dos fluidos contidos no reservatório e a contração do volume poroso) e 
(2) o deslocamento de um fluido por outro fluido (por exemplo, a invasão da zona 
de óleo pela água de um aquífero). Ao conjunto de fatores que fazem desencadear 
esses efeitos dá-se o nome de mecanismos de produção de reservatórios. São três 
os principais mecanismos de produção de reservatórios: mecanismo de gás em 
solução, mecanismo de capa de gás e mecanismo de influxo de água. Os dois 
primeiros são mecanismos exclusivamente de reservatório de óleo, enquanto o 
mecanismo de influxo de água pode ocorrer também em um reservatório de gás. 
Existe ainda o que se chama de mecanismo de segregação gravitacional, que na 
verdade é muito mais um efeito da gravidade que ajuda no desempenho dos outros 
mecanismos. 
 Apresentar a caracterização do reservatório: as características principais dos 
reservatórios produtores (permeabilidade, porosidade, perfilagem teste de 
formação, etc.). 
 Definir malha de drenagem do reservatório: Dentro de uma estratégia de 
explotação3 deve ser definido o número e a disposição dos poços, assim como seu 
 
1 Notificação escrita do Concessionário à ANP declarando uma jazida como descoberta comercial na área 
de concessão. 
2 Documento preparado pela Empresa Vencedora contendo o programa de trabalho e respectivo 
investimento, necessários ao desenvolvimento de uma descoberta de petróleo ou gás natural na área da 
concessão. 
3 Explotação é a retirada dos recursos naturais com máquinas adequadas, para fins de beneficiamento, 
transformação e utilização. 
modo de operação ao longo do tempo. O conjunto do número e da disposição dos 
poços é chamado de malha de drenagem e constitui uma alternativa de produção. 
Cada poço de uma alternativa deve possuir seu plano do modo de operação. O 
modo de operação de um poço determina se esse poço deve ser utilizado para 
produzir hidrocarbonetos do reservatório ou injetar fluidos no reservatório. 
 
Na Figura está sendo 
representado um reservatório onde 
foram inseridos poços produtores 
(VPRO1, VPRO2, VPRO3,...) e 
poços injetores (VINJ1, VINJ2,...). 
 
 
 Apresentar método de recuperação de petróleo: Os métodos de recuperação são 
as maneiras pelas quais uma acumulação de hidrocarbonetos é produzida e 
dependem do comportamento do reservatório em questão. Trata tanto dos 
mecanismos de produção de petróleo e gás proveniente da energia naturalmente 
contida na acumulação, quanto das formas de energia artificialmente introduzidas 
na jazida por meio de poços de injeção. 
 Apresentar a metodologia de Gerenciamento de Reservatórios: Metodologia que 
procura maximizar o valor do ativo de hidrocarbonetos. Portanto, é o uso sensato 
dos vários recursos (humanos, tecnológicos e financeiros) disponíveis para um 
gestor de negócios visando a maximizar sua lucratividade com o reservatório, 
tanto através da otimização de técnicas de recuperação, quanto da minimização 
dos investimentos de capital e das despesas operacionais. 
 Informar a Reservas do Campo: Informa as reservas totais e provadas de Petróleo 
e Gás Natural do Campo. 
 Apresentar a previsão de comportamento de reservatórios: Avaliação de como 
será a curva de produção do poço. Se terá queda acentuada, se terá uma produção 
mais constante... (Em um reservatório no qual o óleo predomina sobre água a 
curva de produção terá uma queda mais acentuada, já em um reservatório com 
mais água que óleo a curva de produção será mais constante. Em um reservatório 
de gás há mais pressão.) 
 Apresentar os projetos de completação dos poços: Ao terminar a perfuração de 
um poço de petróleo, é necessário deixá-lo em condições de operar, de forma 
segura e econômica, durante toda a sua vida produtiva. O conjunto de operações 
destinadas a colocar o poço para produzir óleo ou gás (ou ainda injetar fluidos nos 
reservatórios) denomina-se completação. 
 Apresentar as características do sistema de produção 
 Apresentar as características de processamento primário de fluidos: Explicar 
quais serão os métodos utilizados na separação dos fluidos 
 Apresentar o sistema de injeção de fluidos 
 Apresentar o sistema de tratamento de efluentes 
 Apresentar o projeto para desativação do campo 
 Apresentar o projeto de SMS (Saúde, Meio Ambiente, Saúde) 
 Apresentar análise econômica (VPL  Valor Presente Líquido em U$) 
Recursos e Reservas 
 
 Recursos é o total de petróleo que se supõe existir originalmente numa bacia 
sedimentar (nos reservatórios). 
 Reserva quantidade de petróleo que se sabe antecipadamente. 
Desenvolvimento do Campo 
Nome do Campo 
 O nome do campo será dado utilizando como base o nome de aves da fauna 
brasileira quando a área é em terra e quando a área é no mar o nome dado será de 
alguma espécie marinha da fauna brasileira.4 
 
Conceitos 
 Campo de Petróleo ou de Gás Natural5: área produtora de petróleo ou gás 
natural, a partir de um reservatório contínuo ou de mais de um reservatório, a 
profundidades variáveis, abrangendo instalações e equipamentos destinados à 
produção. 
 Jazida: Reservatório ou depósito já identificado e possível de ser posto em 
produção. 
 
4 Nomes que fogem a essa regra são nomes dados antes da regra entrar em execução. 
5 Gás é processado na UPGN (Unidade de Processamento de Gás Natural). 
 Reservatório: configuração geológica dotada de propriedades específicas, 
armazenadas de petróleo ou gás, associados ou não.6 
Investimentos e Riscos nas fases E&P 
 
Campo Desenvolvido 
 Conjunto de processos; 
 Finalidade: extrair com economicidade óleo e/ou gás natural de um campo de 
hidrocarbonetos, buscando maximizar o aproveitamento dos recursos naturais do 
referido campo. 
 Condicionantes: elevados padrões técnicos, ambientais, de segurança e de 
responsabilidade social. 
 Conjunto de processos: compreende um domíniodisciplinar que inclui temas 
específicos da engenharia de petróleo. 
Desenvolvimento de um campo: 
 Inicia: após a declaração de comercialidade de um campo de hidrocarbonetos 
(ao final da fase de exploração) 
 Encerra: no abandono deste campo ao final de sua vida produtiva 
Escoamento dos fluídos do Reservatório: 
 Inicia: dentro do reservatório, quando o fluído migra para o poço 
 Encerra: no terminal, quando o óleo e o gás separados são entregues ao cliente. 
 Em um determinado campo, este conjunto de processos atravessa as seguintes 
fases de desenvolvimento ao longo do tempo: 
 
6 Um campo pode ter mais de um reservatório. 
 
 Implantar7 o PD é pôr em prática o que foi planejado. 
 As empresas podem produzir petróleo sem ter terminado o PD, mas necessita do 
aval da ANP. 
 Projetos de expansão da produção ou de revitalização8 do campo: o 
reservatório é estudado durante todo o processo, podendo gerar uma revisão no 
PD. 
 
 Se produzir um poço de petróleo por mais de 72 horas já é um TLD. 
 Piloto de Produção: Serve para testar qualquer tecnologia, como o poço de 
injeção. 
Investimentos  Implantação do PD  Tempo 
Produção Antecipada/TLD 
 Mais aplicada em campos marítimos e também denominada “Piloto de 
produção” 
 Iniciar a produção de um campo antes de concluir o desenvolvimento 
 
7 Implantar o PD é montar uma estrutura adequada, no campo, para a produção. 
8 Projetos de revitalização são aqueles elaborados para melhorar a produção que está em queda. 
 Objetivos: 
 Obtenção de mais dados sobre o reservatório; 
 Levantamento de receitas. 
 Condições Mínimas Operacionais 
 Completação dos poços exploratórios 
 Mínima condição de processamento primário, armazenagem e escoamento 
 Mercado. 
 Facilidade de Produção 
 Expressão genérica que engloba grande variedade de equipamentos, 
plantas de tratamento/ pré-processamento e dutos de escoamento 
utilizados na produção de petróleo. 
 Limites: Cabeça do poço  limite arbitrário (ponto de entrega, parque de 
armazenagem, terminal ou refinaria). 
 Equipamentos: 
 Linhas de fluxo; 
 Vávulas; 
 Separadores; 
 Tratadores de petróleo; 
 Tratadores de água da produção; 
 Manifold’s (torneiras) 
 Plantas diversas; 
 Dutos de transferência e transporte; 
 Tanques de armazenagem; 
 Motores; 
 Bombas; 
 Estação de compressores; 
 Medidores; 
 Estação coletora; 
 Alojamentos; 
 Almoxarifados; 
 Equipamentos de combate a incêndio, etc.
Definição do Projeto de Desenvolvimento 
 
 
 
 
 
Reservatório de Óleo e Gás 
 Reservatório: Rocha sobre pressão, com poros conectados entre si, que contém óleo, gás e 
água (ou apenas dois deles9) 
 Fonte básica de energia para produção: Pressão; 
 Produção corresponde à diminuição de pressão; 
 Premissa básica da engenharia de reservatório: manter, o mais elevado possível, o nível 
de pressão do reservatório. 
 
 
9 Água sempre está presente. Portanto o conjunto será formado por água e mais um ou dois elementos. 
Ocorrência do Petróleo 
 
Definições 
 
 
 Definições ANP 
 Óleo: todo e qualquer hidrocarboneto líquido em seu estado natural, a exemplo do 
óleo cru e condensado. 
 Gás natural ou Gás: todo hidrocarboneto ou mistura de hidrocarbonetos que 
permaneça em estado gasoso ou dissolvido no óleo nas condições originais do 
reservatório, e que se mantenha no estado gasoso nas condições atmosféricas normais. 
É extraído diretamente de reservatórios petrolíferos ou gaseíferos, incluindo gases 
úmidos, secos, residuais e gases raros (gases nobres). Ao processar o gás natural úmido 
nas UPGNs10, são obtidos os seguintes produtos: (i) o gás seco (também conhecido 
como gás residual); e (ii) o líquido de gás natural (LGN), que contém propano (C3) e 
butano (C4) (que formam o gás liquefeito de petróleo - GLP) e a gasolina natural (C5
+). 
 Bacia sedimentar: depressão da crosta terrestre onde se acumulam rochas 
sedimentares que podem ser portadoras de petróleo ou gás, associados ou não. 
 Reservatório: configuração geológica dotada de propriedades específicas, 
armazenadora de petróleo ou gás natural, associados ou não. 
 
 
10 Unidades de Processamento de Gás Natural 
Bacia sedimentar – Processo de Formação 
(a) Estágio Inicial 
 
 
 
(b) Primeiro Estágio Intermediário: Eventos tectônicos 
 
 
 
(c) Segundo Estágio Intermediário 
 
 
 
(d) Estágio Final 
 
 
 
Noções de Geologia do Petróleo 
Origem do Petróleo 
 Origem: Matéria orgânica e sedimentos; 
 Matéria orgânica marinha – microrganismos e algas – fito plâncton 
 Não devem sofrer processo de oxidação 
Condições não oxidantes 
 Estão associados a sedimentos de baixa permeabilidade que inibem a ação da água circulante. 
Fatores 
 Matéria Orgânica11 
 Sedimentos 
 Condições termoquímicas 
Tipo de Hidrocarboneto Gerado 
 Depende: 
 Da matéria orgânica; 
 Intensidade do processo térmico; 
 Matéria Orgânica: 
 
11 Matéria Orgânica de vegetais superiores tem limitação em função do meio oxidante. 
Crosta Terrestre 
Continental 
Elevação Depressão 
Horst Graben 
Erosão/ Deposição 
Falha Geológica 
 Fito plâncton: gera líquido 
 Vegetais superiores gera gasoso 
Estágios do Processo 
 
 
Migração do Petróleo 
 Controvertida: “O petróleo gerado numa rocha fonte ou geradora se desloca para outro 
reservatório. ” 
 Explicação: 
 Processo de compactação 
 Microfraturamento das rochas geradoras 
 Expulsão da água e petróleo. 
Rocha Reservatório 
 “Rocha que possui porosidade e permeabilidade” 
 Espaço vazios: Porosidade 
𝚽 = 
𝑽𝒐𝒍𝒖𝒎𝒆 𝑷𝒐𝒓𝒐𝒔𝒐 (𝑽𝒑)
𝑽𝒐𝒍𝒖𝒎𝒆 𝑻𝒐𝒕𝒂𝒍 (𝑽𝒕)
 
 Vazios interconectados: Permeabilidade 
 Tipos: Arenitos, folhelhos, carbonatos 
 
 Onde é encontrado petróleo? 
 Trapas – estruturas geológicas que concentram o fluxo migratório do petróleo 
(armadilhas). 
 Aprisionamento do Petróleo 
 Armadilhas ou trapas: Diferentes origens, características e dimensões 
 
 Rochas Selantes (principais são folhelhos) 
 Geofísicos tem como objetivo encontrar possíveis trapas. 
 
 
Volumes de Petróleo Descoberto – Classificação 
12 
 
12 Reserva é a quantidade de petróleo que se sabe antecipadamente pode ser produzida comercialmente de acumulações 
conhecidas, com a tecnologia existente. 
Tipos de Reservatório 
 
Recuperação de Petróleo 
 
Volume Recuperável de Petróleo 
 
1000
200
120
60
0
200
400
600
800
1000
1200
Volume da rocha Volume Poroso Volume de Petróleo Reserva
Gás 
Livre 
 
𝑭𝑹 =
(𝑵𝑷) + 𝑹𝒆𝒔𝒆𝒓𝒗𝒂𝒔
𝑽𝒐𝒍𝒖𝒎𝒆 𝑶𝒓𝒊𝒈𝒊𝒏𝒂𝒍 𝒅𝒆 ó𝒍𝒆𝒐 (𝑽𝑶𝑶𝑰𝑷)
 
Exemplo: FR = 30%  Após 1 ano de produção 
𝑭𝑹𝒂𝒕𝒖𝒂𝒍 = 
𝑵𝑷
𝑽𝑶𝑶𝑰𝑷
 
 
 Recuperação Primária: de 5% - 15% (Produção só com pressão) 
 Recuperação Secundária: de 15% - 45% (Produção com injeção de água) 
 Recuperação Terciária: de 45% - 65% (Demais Tecnologias) 
Engenharia de reservatórios – Funções 
 Compreender as propriedades de fluido e de rocha; 
 Estimar as reservas de petróleo; 
 Identificar o mecanismo de produção do reservatório; 
 Realizar previsões de comportamento de reservatório; 
 Definir malha de drenagem do reservatório; 
 Projetarmétodos de recuperação suplementar; 
 Gerenciar o comportamento de produção dos reservatórios. 
 
Recuperação de Petróleo 
 
Recuperação Primária 
A denominação de recuperação primária está relacionada aos reservatórios que utilizam 
energia própria para a produção do petróleo. Esta energia é chamada de energia natural ou primária, 
e os poços são ditos surgentes. Sendo que em muitos casos, busca-se maximizar o tempo de produção 
por surgência, já que estes são capazes de produzir a menores custos, quando comparados com os 
poços que utilizam da elevação artificial. O fator de recuperação médio global deste tipo de 
recuperação está estimado em 15%. A produção adicional a este valor vai depender de quais técnicas 
de recuperação suplementar são utilizadas. A produção de fluidos por elevação natural, ou surgência, 
pode ser explicada devido a dois fatores principais. Um deles é a forte compressão que o fluido está 
submetido, assim o petróleo tende a escoar até a superfície. O outro fator é o deslocamento de um 
fluido por outro fluido. O conjunto de fatores que causam esses efeitos denominam-se mecanismos 
de produção. 
Recuperação Secundária 
Com a necessidade do aumento da produção de óleo e devido à rápida queda de pressão dos 
poços naturais, surgiu a necessidade de utilizar métodos capazes de suplementar esta energia primária 
através de métodos artificiais, conhecidos como métodos de recuperação secundária. Antigamente, 
os métodos de recuperação secundária só eram utilizados quando a produção começava a ser 
antieconômica. Atualmente, esses métodos vêm sendo aplicados bem antes do término da 
recuperação primária. A recuperação secundária tem por finalidade única a utilização de um fluido 
injetado para deslocar o óleo para fora dos poros da rocha. Os fluidos utilizados são a água e o gás 
em um processo não miscível, ou seja, sem haver mistura entre os fluidos ou interferência nas 
propriedades do reservatório. Na figura é mostrado um exemplo de recuperação secundária por 
injeção à água. 
 
O fluido injetado deve empurrar o óleo, chamado de fluido deslocado, para fora dos poros da 
rocha em direção aos poços produtores e ao mesmo tempo ir ocupando o espaço deixado à medida 
que este vai sendo expulso. Estimativas feitas em diversos locais têm conduzido a um fator de 
recuperação médio de cerca de 30%, utilizando-se apenas os processos de recuperação primária em 
conjunto com a recuperação secundária. Assim, o alvo dos processos de recuperação especiais, que 
são mostrados adiante, é a parcela correspondente a cerca de 70% do petróleo original provado, que 
é o volume percentual médio restante nos reservatórios após a recuperação convencional. 
Recuperação Terciária 
Utilizado para casos onde o método convencional de recuperação não funcionaria, por causa 
da alta viscosidade do petróleo no reservatório e elevadas tensões interfaciais entre o fluido injetado 
e o óleo. Portanto, os métodos especiais de recuperação atuam nestes fatores e dividem-se em três 
categorias, são elas: 
 Solventes: 
 
 
 Térmico: 
 
 Químico: 
 
 Biológico: 
13 
 
 
13 MEOR é Microbial Enhanced Oil Recovery (Recuperação avançada de petróleo por meio de micróbios), mas não é 
importante, então desconsidere. 
 
 
 
 
 
 
 
Recuperação Terciária Por Injeção de Gás 
Recuperação Terciária Por Injeção de Gás Miscível 
Recuperação Terciária Por Injeção de Microrganismos 
Considerações Finais – Recuperação de Petróleo 
 De forma geral a definição da aplicação de um método especial de recuperação passa pelas 
etapas: 
 Viabilidade operacional de aplicação do método (equipamento, por ex.) 
 Identificação do candidato à aplicação (estudar reservatório); 
 Realização de EVTE (Estudo de Viabilidade Técnica e Econômica) 
Um dos grandes desafios da indústria de petróleo é aumentar o fator de recuperação de 
Petróleo. 
Elevação de Petróleo 
Poço é um elo de ligação entre o reservatório de hidrocarbonetos e a superfície ou o fundo do 
mar. 
 O Engenheiro de Produção possui as seguintes funções: 
 Projetar método de elevação adequado para o poço; 
 Analisar e ajustar as condições de fluxo do poço/ reservatório 
 Controlar e otimizar a produção 
 Coletar amostras para a análise 
 Gerenciar equipamentos e instalações 
 Segurança operacional 
 Meio ambiente 
 Preservação dos Equipamentos 
Métodos de Elevação de Petróleo 
Métodos de Elevação são utilizados para transportar determinado fluido de um ponto de maior 
pressão para o ponto de menor pressão. Estes subdividem-se em: natural e artificial. 
 Natural: É quando ocorre a elevação naturalmente. Para isso é necessário que a pressão 
do reservatório seja suficiente para que o fluido alcance livremente a superfície, 
utilizando a própria energia do reservatório. Existem diversos métodos de elevação 
artificial e todos funcionam com o mesmo princípio. Suprem energia da superfície 
para o fundo do poço, a fim de elevar os fluidos contidos no reservatório para a 
superfície. 
 Artificial: Para que a surgência ocorra de fato, depende de várias circunstâncias, tais 
como a profundidade do reservatório, a sua pressão, a permeabilidade da rocha 
reservatório, ou seja o fluido deverá atingir a superfície com fluxo satisfatório. 
A elevação artificial não é usada apenas quando o poço deixa de fluir naturalmente. 
Ela também pode ser usada para aumentar a produção de um poço de baixa vazão 
natural para um ponto determinado pelo plano de produção. Podem ainda existir casos 
em que é necessário apenas injetar energia em uma fase inicial, para ativar o poço, que 
em seguida passa a produzir naturalmente. Tipos: 
 Bombeio Mecânico (BM) 
 Bombeio por Cavidades Progressivas (BCP). 
 Bombeio Centrífugo Submerso (BCS) 
 Gás lift 
 
Método Artificial 
 Bombeio Mecânico: O Bombeio Mecânico ou BM, como também é conhecido, é o 
método de elevação artificial mais utilizado no mundo. No Bombeio Mecânico a 
energia é transmitida ao fluído através de uma bomba alternativa de simples efeito 
posicionada no fundo do poço. 
 
 Bombeio por Cavidade Progressiva (BCP): O bombeio de Cavidade Progressiva é 
um método de elevação que utiliza um sistema de movimentos rotativos na superfície, 
que por meio de um conjunto de hastes é transmitido para os acessórios dos 
equipamentos de bombeio cujo seu objetivo é elevar o fluido existente no fundo do 
poço para a superfície. 
 
 Bombeio Centrífugo Submerso: É o método de elevação artificial que utiliza uma 
bomba centrífuga de múltiplos estágios acoplada a um motor elétrico, para 
bombear óleo do poço para a superfície. 
 
 Gás lift: É um método de elevação de fluidos usado depois que o fluxo natural do 
poço cessa, ou para suplementá-lo, onde gás a alta pressão é utilizado para gaseificar 
o fluido produzido, entre o ponto de injeção de gás até a superfície. É a forma de 
elevação artificial que mais se assemelha ao processo de fluxo natural. A finalidade 
desse processo é a redução na densidade do fluido que está sendo produzido no 
reservatório. 
 
 
 
Processamento Primário e Transporte 
 Objetivos 
 Promover separação gás/óleo/água 
 Tratar os hidrocarbonetos para transferência 
 Tratar a água para descarte ou injeção 
 
87%
6%
2% 2%
2%
1%
Mecanismos mais Utilizados na Elevação
BM BCP BCS GLC Surgente Outros
 
Reservatório 
Coleta 
Manifold de Coleta 
Condicionamento 
Gás 
UPGN/ 
Consumo 
Interno 
Tratamento 
Óleo 
Refinaria 
Tratamento 
Separação 
Gás/líquido 
Água 
Manifold de 
DistribuiçãoDescarte 
Injeção 
Separação 
Água/Óleo 
 
 
Condicionamento do Gás Natural (Transferência de forma eficiente e segura) 
 Objetivo: Remoção de compostos e materiais que alteram as características do gás e 
danificam equipamentos, utilizando processos físico-químicos e mecânicos. 
 Vapor d’água 
 Gases ácidos. 
Perfuração de Poços 
 No início quem trabalha é o geólogo e o geofísico. 
 Para perfurar é preciso terá sonda de perfuração. 
 Como começa o processo de perfuração de um poço? 
 Definição da localização do poço, seus objetivos e confecção do projeto de poço; 
 Obtenção da licença de perfuração; 
 Construção da “BASE” (locação) e acessos; 
 DTM da sonda; 
 Composição da equipe de perfuração; 
 TODO poço de petróleo é perfurado em fases. Até atingir o objetivo de perfuração usa-se 
brocas com diâmetros diferentes, ou seja, até 100 metros usa-se uma broca e na camada 
seguinte utilizo uma outra com dimensão diferente. 
 Projeto de poço: é o engenheiro de petróleo que faz esse projeto, que necessita do “aval” dos 
geólogos e geofísicos. Nele vai conter: 
 A quantidade de fases que serão executadas, até atingir o reservatório. Ela vai 
depender da distância estimada. 
 Fluído a ser utilizado para controlar a pressão14 e serve também para ir realizando 
uma “limpeza” ao longo da perfuração. 
 Definições de operações especiais. 
 Tubulações necessárias. 
 Testemunhagem: Operação especial que traz uma amostra da rocha. Desenvolve ensaios 
para ver a porosidade e a permeabilidade dessa rocha. 
Técnicas de Perfuração (Histórico) 
 Início: Percussiva (movimentos verticais, e técnica sem a utilização de fluídos de 
perfuração) 
 
14 Se não houver esse controle ocasionará um derrame descontrolado de petróleo, pois ele chegaria rapidamente à 
superfície, em alguns casos. 
 
 
 
 Atual: Rotativa (convencional e top driver) 
 
Perfuração Rotativa 
 Princípio do Método: rotação e peso; 
 Objetivo: distribuição das rochas e subsuperfície 
 
A perfuração é realizada através do 
movimento de rotação de uma broca, 
comprimindo a rocha e causando seu 
esmagamento. A retirada dos cascalhos 
gerados é realizada através dos tubos de 
perfuração que retorna pelo espaço entre o 
anular da coluna de perfuração e o poço 
perfurado. 
 
 
Desvantagens do método à percussão. continuação
• Dificuldade na obtenção de amostras suficiente para
análise de porosidade, permabilidade e fluidos contidos no
poço
• Dificuldade para controlar influxos de fluidos da formação
para o poço.
 
 
 
 Peso, o qual esse método consiste, é simplesmente o impulsionado pela coluna de 
perfuração que é a broca + comandos + tubos pesados + tubos de perfuração. 
 Sonda: Conjunto de equipamento utilizados para perfuração de um poço. 
 
 
 
 
 Os comandos (Drill Collars – DC) são elementos tubulares fabricados em aço, são pesados 
devido à grande espessura de parede. Suas principais funções são fornecer peso sobre a broca 
e prover rigidez à coluna, permitindo melhor controle da trajetória do poço. 
 Os tubos pesados (Heavy-Eeight Drill Pipes – HWDP) são elementos tubulares de aço, que 
têm como função principal promover uma transição de rigidez entre os comandos e os tubos 
de perfuração, diminuindo a possibilidade de falha por fadiga (enfraquecer). 
Imagens Extras dos Slides 
 
 
Esquema de uma Coluna de Perfuração