3 Tecnicas de Perfuração

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TÉCNICAS DE 
PERFURAÇÃO
Autor: Verim Hernandes Lourenço Junior
TÉCNICAS DE 
PERFURAÇÃO
Programa Alta Competência
Este material é o resultado do trabalho conjunto de muitos técnicos 
da área de Exploração & Produção da Petrobras. Ele se estende para 
além dessas páginas, uma vez que traduz, de forma estruturada, a 
experiência de anos de dedicação e aprendizado no exercício das 
atividades profissionais na Companhia.
É com tal experiência, refletida nas competências do seu corpo de 
empregados, que a Petrobras conta para enfrentar os crescentes 
desafios com os quais ela se depara no Brasil e no mundo.
Nesse contexto, o E&P criou o Programa Alta Competência, visando 
prover os meios para adequar quantitativa e qualitativamente a força 
de trabalho às estratégias do negócio E&P.
Realizado em diferentes fases, o Alta Competência tem como premissa 
a participação ativa dos técnicos na estruturação e detalhamento das 
competências necessárias para explorar e produzir energia.
O objetivo deste material é contribuir para a disseminação das 
competências, de modo a facilitar a formação de novos empregados 
e a reciclagem de antigos.
Trabalhar com o bem mais precioso que temos – as pessoas – é algo 
que exige sabedoria e dedicação. Este material é um suporte para 
esse rico processo, que se concretiza no envolvimento de todos os 
que têm contribuído para tornar a Petrobras a empresa mundial de 
sucesso que ela é.
Programa Alta Competência
Esta seção tem o objetivo de apresentar como esta apostila 
está organizada e assim facilitar seu uso. 
No início deste material é apresentado o objetivo geral, o qual 
representa as metas de aprendizagem a serem atingidas. 
Autor
Ao fi nal desse estudo, o treinando poderá:
• Identifi car procedimentos adequados ao aterramento 
e à manutenção da segurança nas instalações elétricas;
• Reconhecer os riscos de acidentes relacionados ao 
aterramento de segurança;
• Relacionar os principais tipos de sistemas de 
aterramento de segurança e sua aplicabilidade nas 
instalações elétricas.
ATERRAMENTO 
DE SEGURANÇA
Como utilizar esta apostila
Objetivo Geral
O material está dividido em capítulos. 
No início de cada capítulo são apresentados os objetivos 
específi cos de aprendizagem, que devem ser utilizados como 
orientadores ao longo do estudo.
No fi nal de cada capítulo encontram-se os exercícios, que 
visam avaliar o alcance dos objetivos de aprendizagem.
Os gabaritos dos exercícios estão nas últimas páginas do 
capítulo em questão.
Para a clara compreensão dos termos técnicos, as suas 
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 1
Riscos elétricos 
e o aterramento 
de segurança
Ao fi nal desse capítulo, o treinando poderá:
• Estabelecer a relação entre aterramento de segurança e 
riscos elétricos;
• Reconhecer os tipos de riscos elétricos decorrentes do uso de 
equipamentos e sistemas elétricos;
• Relacionar os principais tipos de sistemas de aterramento de 
segurança e sua aplicabilidade nas instalações elétricas. 
21
Capítulo 1. Riscos elétricos e o aterramento de segurança 
1.4. Exercícios
1) Que relação podemos estabelecer entre riscos elétricos e 
aterramento de segurança?
_______________________________________________________________
_______________________________________________________________ 
2) Apresentamos, a seguir, trechos de Normas Técnicas que 
abordam os cuidados e critérios relacionados a riscos elétricos. 
Correlacione-os aos tipos de riscos, marcando A ou B, conforme, 
o caso: 
A) Risco de incêndio e explosão B) Risco de contato
( ) “Todas as partes das instalações elétricas devem ser 
projetadas e executadas de modo que seja possível 
prevenir, por meios seguros, os perigos de choque 
elétrico e todos os outros tipos de acidentes.”
( ) “Nas instalações elétricas de áreas classificadas 
(...) devem ser adotados dispositivos de proteção, 
como alarme e seccionamento automático para 
prevenir sobretensões, sobrecorrentes, falhas de 
isolamento, aquecimentos ou outras condições 
anormais de operação.”
( ) “Nas partes das instalações elétricas sob tensão, (...) 
durante os trabalhos de reparação, ou sempre que for 
julgado necessário à segurança, devem ser colocadas 
placas de aviso, inscrições de advertência, bandeirolas 
e demais meios de sinalização que chamem a atenção 
quanto ao risco.”
( ) “Os materiais, peças, dispositivos, equipamentos e 
sistemas destinados à aplicação em instalações elétricas 
(...) devem ser avaliados quanto à sua conformidade, no 
âmbito do Sistema Brasileiro de Certifi cação.” 
25
Capítulo 1. Riscos elétricos e o aterramento de segurança 
1) Que relação podemos estabelecer entre riscos elétricos e aterramento de segurança?
O aterramento de segurança é uma das formas de minimizar os riscos decorrentes 
do uso de equipamentos e sistemas elétricos.
2) Apresentamos, a seguir, trechos de Normas Técnicas que abordam os cuidados 
e critérios relacionados a riscos elétricos. Correlacione-os aos tipos de riscos, 
marcando A ou B, conforme, o caso:
A) Risco de incêndio e explosão B) Risco de contato
( B ) “Todas as partes das instalações elétricas devem ser projetadas e 
executadas de modo que seja possível prevenir, por meios seguros, os 
perigos de choque elétrico e todos os outros tipos de acidentes.”
( A ) “Nas instalações elétricas de áreas classifi cadas (...) devem ser 
adotados dispositivos de proteção, como alarme e seccionamento 
automático para prevenir sobretensões, sobrecorrentes, falhas 
de isolamento, aquecimentos ou outras condições anormais de 
operação.”
( B ) “Nas partes das instalações elétricas sob tensão, (...) durante os 
trabalhos de reparação, ou sempre que for julgado necessário 
à segurança, devem ser colocadas placas de aviso, inscrições de 
advertência, bandeirolas e demais meios de sinalização que chamem 
a atenção quanto ao risco.”
( A ) “Os materiais, peças, dispositivos, equipamentos e sistemas destinados 
à aplicação em instalações elétricas (...) devem ser avaliados quanto à 
sua conformidade, no âmbito do Sistema Brasileiro de Certifi cação.” 
3) Marque V para verdadeiro e F para falso nas alternativas a seguir:
( V ) O contato direto ocorre quando a pessoa toca as partes 
normalmente energizadas da instalação elétrica.
( F ) Apenas as partes energizadas de um equipamento podem oferecer 
riscos de choques elétricos.
( V ) Se uma pessoa tocar a parte metálica, não energizada, de um 
equipamento não aterrado, poderá receber uma descarga elétrica, se 
houver falha no isolamento desse equipamento.
( V ) Em um choque elétrico, o corpo da pessoa pode atuar como um 
“fi o terra”.
( F ) A queimadura é o principal efeito fi siológico associado à passagem 
da corrente elétrica pelo corpo humano.
1.7. Gabarito
Objetivo Específi co
Para a clara compreensão dos termos técnicos, as suas 
defi nições estão disponíveis no glossário. Ao longo dos 
textos do capítulo, esses termos podem ser facilmente 
identifi cados, pois estão em destaque.
Capítulo 3. Problemas operacionais, riscos e cuidados com aterramento de segurança
49
3. Problemas operacionais, riscos e 
cuidados com aterramento de segurança
Todas as Unidades de Exploração e Produção possuem um plano de manutenção preventiva de equipamentos elétricos (motores, geradores, painéis elétricos, transformadores e outros). 
A cada intervenção nestes equipamentos e dispositivos, os 
mantenedores avaliam a necessidade ou não da realização de inspeção 
nos sistemas de aterramento envolvidos nestes equipamentos.
Para que o aterramento de segurança possa cumprir corretamente o 
seu papel, precisa ser bem projetado e construído. Além disso, deve 
ser mantido em perfeitas condições de funcionamento. 
Nesse processo, o operador tem importante papel, pois, ao interagirdiariamente com os equipamentos elétricos, pode detectar 
imediatamente alguns tipos de anormalidades, antecipando 
problemas e, principalmente, diminuindo os riscos de choque elétrico 
por contato indireto e de incêndio e explosão.
3.1. Problemas operacionais
Os principais problemas operacionais verifi cados em qualquer tipo 
de aterramento são:
• Falta de continuidade; e
• Elevada resistência elétrica de contato. 
É importante lembrar que Norma Petrobras N-2222 defi ne o valor 
de 1Ohm, medido com multímetro DC (ohmímetro), como o máximo 
admissível para resistência de contato.
Choque elétrico – conjunto de perturbações de natureza e efeitos diversos, que se 
manifesta no organismo humano ou animal, quando este é percorrido por uma 
corrente elétrica.
Ohm – unidade de medida padronizada pelo SI para medir a resistência elétrica.
Ohmímetro – instrumento que mede a resistência elétrica em Ohm.
3.4. Glossário
Caso sinta necessidade de saber de onde foram retirados os 
insumos para o desenvolvimento do conteúdo desta apostila, 
ou tenha interesse em se aprofundar em determinados temas, 
basta consultar a Bibliografi a ao fi nal de cada capítulo. 
Ao longo de todo o material, caixas de destaque estão 
presentes. Cada uma delas tem objetivos distintos. 
A caixa “Você Sabia” traz curiosidades a respeito do conteúdo 
abordado de um determinado item do capítulo. 
“Importante” é um lembrete das questões essenciais do 
conteúdo tratado no capítulo. 
CARDOSO ALVES, Paulo Alberto e VIANA, Ronaldo Sá. Aterramento de sistemas 
elétricos - inspeção e medição da resistência de aterramento. UN-BC/ST/EMI – 
Elétrica, 2007.
COELHO FILHO, Roberto Ferreira. Riscos em instalações e serviços com eletricidade. 
Curso técnico de segurança do trabalho, 2005.
Norma Petrobras N-2222. Projeto de aterramento de segurança em unidades 
marítimas. Comissão de Normas Técnicas - CONTEC, 2005.
Norma Brasileira ABNT NBR-5410. Instalações elétricas de baixa tensão. Associação 
Brasileira de Normas Técnicas, 2005.
Norma Brasileira ABNT NBR-5419. Proteção de estruturas contra descargas 
atmosféricas. Associação Brasileira de Normas Técnicas, 2005.
Norma Regulamentadora NR-10. Segurança em instalações e serviços em 
eletricidade. Ministério do Trabalho e Emprego, 2004. Disponível em: <http://
www.mte.gov.br/legislacao/normas_regulamentadoras/nr_10.pdf> - Acesso em: 
14 mar. 2008.
NFPA 780. Standard for the Installation of Lightining Protection Systems. National 
Fire Protection Association, 2004.
Manuais de Cardiologia. Disponível em: <http://www.manuaisdecardiologia.med.
br/Arritmia/Fibrilacaoatrial.htm> - Acesso em: 20 mai. 2008.
Mundo Educação. Disponível em: <http://mundoeducacao.uol.com.br/doencas/
parada-cardiorespiratoria.htm> - Acesso em: 20 mai. 2008.
Mundo Ciência. Disponível em: <http://www.mundociencia.com.br/fi sica/eletricidade/
choque.htm> - Acesso em: 20 mai. 2008. 
1.6. Bibliografi a
É atribuído a Tales de Mileto (624 - 556 a.C.) a 
primeira observação de um fenômeno relacionado 
com a eletricidade estática. Ele teria esfregado um 
fragmento de âmbar com um tecido seco e obtido 
um comportamento inusitado – o âmbar era capaz de 
atrair pequenos pedaços de palha. O âmbar é o nome 
dado à resina produzida por pinheiros que protege a 
árvore de agressões externas. Após sofrer um processo 
semelhante à fossilização, ela se torna um material 
duro e resistente. 
Os riscos elétricos de uma instalação são divididos em dois grupos principais:
1.1. Riscos de incêndio e explosão
Podemos defi nir os riscos de incêndio e explosão da seguinte forma:
Situações associadas à presença de sobretensões, sobrecorrentes, 
fogo no ambiente elétrico e possibilidade de ignição de atmosfera 
potencialmente explosiva por descarga descontrolada de 
eletricidade estática.
Os riscos de incêndio e explosão estão presentes em qualquer 
instalação e seu descontrole se traduz principalmente em danos 
pessoais, materiais e de continuidade operacional.
Uma das principais substâncias removidas em poços de 
petróleo pelo pig de limpeza é a parafi na. Devido às 
baixas temperaturas do oceano, a parafi na se acumula 
nas paredes da tubulação. Com o tempo, a massa pode 
vir a bloquear o fl uxo de óleo, em um processo similar 
ao da arteriosclerose.
VOCÊ SABIA??
É muito importante que você conheça os tipos de pig 
de limpeza e de pig instrumentado mais utilizados na 
sua Unidade. Informe-se junto a ela!
IMPORTANTE!
ATENÇÃO
É muito importante que você conheça os 
procedimentos específicos para passagem de pig 
em poços na sua Unidade. Informe-se e saiba 
quais são eles.
Recomendações gerais
• Antes do carregamento do pig, inspecione o 
interior do lançador;
• Após a retirada de um pig, inspecione internamente 
o recebedor de pigs;
• Lançadores e recebedores deverão ter suas 
RESUMINDO...
Já a caixa de destaque “Resumindo” é uma versão compacta 
dos principais pontos abordados no capítulo.
Em “Atenção” estão destacadas as informações que não 
devem ser esquecidas.
Todos os recursos didáticos presentes nesta apostila têm 
como objetivo facilitar o aprendizado de seu conteúdo. 
Aproveite este material para o seu desenvolvimento profi ssional!
Uma das principais substâncias removidas em poços de 
petróleo pelo pig de limpeza é a parafi na. Devido às 
baixas temperaturas do oceano, a parafi na se acumula 
nas paredes da tubulação. Com o tempo, a massa pode 
vir a bloquear o fl uxo de óleo, em um processo similar 
ao da arteriosclerose.
VOCÊ SABIA??
É muito importante que você conheça os tipos de pig 
de limpeza e de pig instrumentado mais utilizados na 
sua Unidade. Informe-se junto a ela!
IMPORTANTE!
ATENÇÃO
É muito importante que você conheça os 
procedimentos específicos para passagem de pig 
em poços na sua Unidade. Informe-se e saiba 
quais são eles.
Recomendações gerais
• Antes do carregamento do pig, inspecione o 
interior do lançador;
• Após a retirada de um pig, inspecione internamente 
o recebedor de pigs;
• Lançadores e recebedores deverão ter suas 
RESUMINDO...
Uma das principais substâncias removidas em poços de 
petróleo pelo pig de limpeza é a parafi na. Devido às 
baixas temperaturas do oceano, a parafi na se acumula 
nas paredes da tubulação. Com o tempo, a massa pode 
vir a bloquear o fl uxo de óleo, em um processo similar 
ao da arteriosclerose.
VOCÊ SABIA??
É muito importante que você conheça os tipos de pig 
de limpeza e de pig instrumentado mais utilizados na 
sua Unidade. Informe-se junto a ela!
IMPORTANTE!
ATENÇÃO
É muito importante que você conheça os 
procedimentos específicos para passagem de pig 
em poços na sua Unidade. Informe-se e saiba 
quais são eles.
Recomendações gerais
• Antes do carregamento do pig, inspecione o 
interior do lançador;
• Após a retirada de um pig, inspecione internamente 
o recebedor de pigs;
• Lançadores e recebedores deverão ter suas 
RESUMINDO...
SumárioSumário
Introdução 19
Capítulo 1. Fluidos de Perfuração 
1. Fluidos de Perfuração 23
1.1. Tipos de fluidos de perfuração 23
1.1.1. Fluido base água 23
1.1.2. Problemas de fluido (base água) 31
1.1.3. Fluidos não-aquosos 32
1.2. Aditivos 36
1.2.1. Aditivos para fluido base água 36
1.2.2. Aditivos para fluidos não-aquosos 38
1.3. Propriedades físico-químicas dos fluidos 39
1.3.1. Massa específica (peso do fluido) 39
1.3.2. Viscosidade funil (marsh) 40
1.3.3. Propriedades reológicas 41
1.3.4. Filtrado e reboco 43
1.3.5. Teor de sólidos 44
1.3.6. Salinidade 47
1.3.7. Alcalinidades: Pm, Pf e Ph 47
1.3.8. Problemas causados com os fluidos durante a perfuração 47
Capítulo 2. Classificação dos Poços 
2. Classificação dos poços 55
2.1.1. Quanto à finalidade 55
2.1.2. Quanto à profundidade 58
2.1.3. Quanto à direção 58
2.1.4. Quantoao diâmetro 60
Capítulo 3. Técnicas de Perfuração 
3. Técnicas de perfuração 63
3.1. Perfuração no sistema balanceado (Near Balanced) 63
3.2. Perfuração sub-balanceada (Underbalanced Drilling) 67
3.2.1. Vantagens e limitações 74
3.2.2. Métodos de perfuração sub-balanceada 79
3.2.3. Equipamentos do sistema sub-balanceado 83
3.2.4. Segurança 100
3.2.5. Aplicações da perfuração sub-balanceada no Brasil 102
Capítulo 4. Perfuração Vertical e Direcional 
4. Perfuração vertical e direcional 109
4.1. Definição de verticalidade de um poço 110
4.1.1. Valores de inclinação 111
4.1.2. Controle da verticalidade de poços 112
4.2. Perfuração direcional 113
4.2.1. Tipos de poços direcionais 114
4.2.2. Aplicação dos poços direcionais 117
4.2.3. Escolha do perfil do poço 125
4.2.4. Elementos e planejamento de um poço direcional 127
4.2.5. Equipamentos direcionais 128
4.2.6. Equipamentos de registros direcionais 138
4.2.7. Perfuração direcional com sistema steerable 142
4.2.8. Sistema rotary steerable 147
4.2.9. Sistema geosteering 149
4.2.10. Fases ou etapas da perfuração direcional 152
4.2.11. Coordenadas UTM da locação da sonda (base) e do objetivo 152
4.2.12. Coluna geológica prevista 153
4.2.13. Análise dos poços de correlação 154
4.2.14. Mapeamento dos poços da área 154
4.2.15. Softwares para cálculos de projetos 154
4.2.16. Definição das profundidades das sapatas dos revestimentos 155
4.2.17. Valores usuais para a definição de um projeto de 
perfuração direcional 155
4.2.18. Tolerância de aproximação do objetivo 157
4.2.19. Ângulo guia (lead) 157
4.2.20. Métodos de cálculo da trajetória realizada 157
4.2.21. Execução do projeto 160
4.2.22. Acompanhamento da perfuração direcional 188
4.2.23. Recomendações para projetos de poços direcionais 189
4.2.24. Recomendações relativas à trajetória 190
4.2.25. Recomendações para aumentar o afastamento 192
Capítulo5. Outras tecnologias baseadas na perfuração direcional 
5. Outras tecnologias baseadas na perfuração direcional 195
5.1. Poços horizontais 195
5.2. Poços multilaterais 197
5.2.1. Por que poços multilaterais 200
5.2.2. Níveis de complexidade 202
5.2.3. Sequência da instalação da junção em um poço de nível 5 209
5.2.4. Aspectos de controle de poço 212
5.2.5. Utilização dessa tecnologia no Brasil 218
5.3. Poços ERW 219
5.3.1. Fatores que afetam a perfuração direcional em poços ERW 220
5.4. Slim-hole ou microperfuração 222
5.4.1. Tipos de perfuração delgada 223
5.4.2. Algumas considerações gerais 225
5.4.3. Considerações sobre segurança de poço durante a 
perfuração de poços delgados 227
5.4.4. Pistoneio durante as manobras 229
5.4.5. Prevenção de kicks durante as conexões 229
5.4.6. Controle de kicks em poços delgados 230
5.4.7. Problemas nos poços delgados 231
5.4.8. Efeitos da densidade equivalente de circulação (ECD) 231
5.4.9. Planejamento de controle do poço 231
5.4.10. Decidindo sobre o procedimento de controle do poço 232
5.4.11. Detecção do influxo 232
5.4.12. Procedimentos na conexão 233
5.4.13. Utilização no Brasil 234
5.5. Poços HPHT 235
5.5.1. Evolução Tecnológica 235
5.5.2. Principais Problemas com poços HPHT 237
5.5.3. Principais desafios de poços HPHT em águas profundas 238
5.5.4. Projetos de poço HPHT 239
5.5.5. Aspectos envolvendo controle de poço 240
5.5.6. Avaliação da temperatura 247
5.5.7. Avaliação das geopressões 249
5.5.8. Revestimento 252
5.5.9. Cimentação 255
5.5.10. Novas tecnologias envolvendo poços HPHT 256
Exercícios 257
Glossário 269
Bibliografia 271
Gabarito 274
19
INTRODUÇÃO
Neste material iremos abordar a importância de conhecermos as principais técnicas de perfuração. Iremos explanar quais os tipos de perfuração em 
relação ao tipo de fluido usado, as funções do fluido de 
perfuração, quais os tipos de poços em relação à sua direção, 
o tipos de construção dos poços quanto ao revestimento, 
distanciamento do objetivo, quanto à temperatura das 
formações e características quanto às suas pressões de 
formação. 
Todo este conteúdo está sendo fornecido para fortalecer 
a sua atuação na execução da perfuração de um poço 
de petróleo. Orientações que serão passadas através 
da programação das fases de execução terão de ser 
conhecidas, interpretadas a fim de aplicar as melhores 
formas de aplicar as técnicas de perfuração. E, quando 
for executá-las, poder fornecer o retorno dos problemas 
que se está encontrando durante a perfuração, de modo a 
serem estudados meios para contorná-los.
Para se falar a respeito de técnicas de perfuração, algumas 
informações básicas deverão ser relembradas. Exemplo 
os tipos de fluido, quais os equipamentos de uma sonda, 
quais os componentes de coluna e que tipos de poços 
desejamos executar. Começaremos, então, fazendo uma 
revisão sobre esses tópicos. 
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 1
Fluidos de 
Perfuração
22
Alta Competência
23
Capítulo 1. Fluidos de perfuração
1. Fluidos de Perfuração
As técnicas de perfuração em relação a Underbalanced, Balanced e Overbalanced estão diretamente ligadas ao peso específico do fluido ou ao tipo de fluido utilizado na 
perfuração do poço.
1.1. Tipos de fluidos de perfuração
Os fluidos de perfuração são considerados a barreira primária de um 
poço. São classificados em:
• Base água;
• Base orgânica (não-aquoso);
• Espuma;
• Ar comprimido.
1.1.1. Fluido base água
Os fluidos base água são mais utilizados por serem:
• Mais baratos;
• Mais abundantes na natureza;
• Menos agressivos ao meio ambiente;
Os tipos de fluidos à base água são os fluidos iniciais e os inibidos.
a) Fluidos iniciais
São fluidos não-inibidos, utilizados no início dos poços, no qual as 
exigências quanto as suas propriedades são mínimas, em função da 
não-interação do fluido com os minerais das rochas.
24
Alta Competência
Principais fluidos iniciais:
• Fluido convencional;
• Fluido nativo;
• Fluido de baixo teor de sólidos;
• Água doce ou água do mar.
Fluido convencional
Composição
Água doce QSP
Argila ativada 12 a 15 lb/bbl
Soda cáustica 0,5 lb/bbl
Propriedades
Peso específico 8,8 a 9,0 lb/gal
Viscosidade 60 a 90 seg
Aplicações:
• Perfuração de poços de grandes diâmetros;
• Perfuração de areias e calcários;
• Confecção de tampões viscosos.
25
Capítulo 1. Fluidos de perfuração
Recomendações:
• Misturar os produtos na sequência indicada;
• Utilizar água com salinidade de no máximo 5,000 mg/l;
• Verificar dureza e teor de cálcio da água de preparo;
• Verificar a validade da argila – prazo: 06 meses.
Fluido nativo
É o que utiliza a argila presente nas formações atravessadas pela 
broca, sendo necessária apenas a adição de água para manutenção 
da viscosidade e do peso. É um fluido de baixo custo, visto não ser 
necessária a adição de produtos químicos.
Fluido de baixo teor de sólidos
Composição
Água doce QSP
Polímero doador de viscosidade 0,5 a 1,0 lb/bbl
Argila ativada 4,0 a 6,0 lb/bbl
Soda cáustica 0,5 lb/bbl
Propriedades
Peso específico 8,5 a 8,7 lb/gal
Viscosidade 45 a 60 seg
Aplicações:
• Perfuração em zonas de baixo gradiente de pressão (frágeis);
• Perfuração em zonas com perda de circulação parcial.
26
Alta Competência
Recomendação:
• São semelhantes às do fluido convencional.
Em função do custo desse tipo de fluido, utilizá-lo 
somente em situações nas quais o peso do fluido 
deva ser o mais baixo possível.
IMPORTANTE!
Água doce ou salgada
• Água doce: perfuração na área terrestre;
• Água salgada: perfuração na área marítima em função da 
abundância desse fluido.
Aplicação: 
Perfuração em poços com ocorrência de perda total de circulação. 
Nesse caso, injeta-se fluido viscoso nas conexões para evitar 
sedimentação de detritos sobre a broca.
b) fluidos inibidos
Sãofluidos que têm pouca ou nenhuma interação com as argilas 
presentes nas formações atravessadas pela broca durante a 
perfuração. Essa inibição pode ser de natureza química ou física.
Os fluidos inibidos são divididos em:
• Fluidos base água;
• Fluidos base orgânica.
27
Capítulo 1. Fluidos de perfuração
A inibição dos fluidos base água é sempre menor do 
que a inibição dos fluidos base óleo. Quando se têm 
argilas muito sensíveis à presença de água, proble-
mas na perfuração são frequentes, e a continuida-
de da operação só será possível com a utilização dos 
fluidos base óleo.
IMPORTANTE!
Os tipos de argilas mais comuns são:
• Esmectita – elevado grau de inchamento em presença de água;
• Ilita;
• Clorita;
• Caolinita – pouca reatividade com água, porém desprende-se 
da rocha com facilidade, causando obstrução dos poros desta;
• Camada mista.
Estrutura da formação argilosa do grupo das montmorilonitas
28
Alta Competência
Formações argilosas tornam-se instáveis na presen-
ça de alguns tipos de fluidos de perfuração base água, 
causando sérios problemas durante a perfuração, 
principalmente quando essa argila é do grupo das 
montmorilonitas.
IMPORTANTE!
Os principais problemas são:
• Enceramento da broca;
• Anéis de obstrução no espaço anular;
• Fechamento do poço;
• Desmoronamento;
• Prisão da coluna de perfuração;
• Alargamentos do poço.
Principais fluidos inibidos base água são:
• Fluido base cloreto de sódio tratado com polímero;
• Fluido base cloreto de potássio tratado com polímero;
• Fluido base cloreto de potássio com poliacrilamida;
• Fluido a base cloreto de potássio com polímero catiônico.
29
Capítulo 1. Fluidos de perfuração
c) Fluidos salgados
São fluidos cuja inibição é proveniente dos cátions fornecidos pelos 
sais.
Classificação em função da salinidade:
baixa salinidade de 10.000 até 40.000 ppm
média salinidade de 40.000 até 70.000 ppm
alta salinidade de 70.000 até 311.300 ppm
saturado salinidade de 311.300 ppm
Os sais mais utilizados na confecção dos fluidos salgados são: o 
cloreto de sódio (NaCl) e o cloreto de potássio ( KCl ). O cloreto de 
sódio, em função do seu preço mais baixo e da sua disponibilidade 
na natureza; e o cloreto de potássio, em função do grande poder de 
inibição apresentado por ele. 
• Fluido base cloreto de sódio tratado com polímero
O sal comum (cloreto de sódio), de fórmula química NaCl, em presença 
de água, dissocia-se em:
Na+ e Cl-
O cátion Na+ é o responsável pela inibição das argilas presentes nas 
formações perfuradas.
Aplicação:
• Perfuração de formações argilosas;
• Perfuração marítima, na qual o abastecimento de água 
industrial é difícil e oneroso;
• Perfuração de formações com presença de sal.
30
Alta Competência
Composição X Concentração:
Composiçao básica Concentração
Água doce QSP
Argila ativada 5,0 a 8,0 lb/bbl
Soda cáustica 1,0 a 1,5 lb/bbl
Amido 6,0 a 8,0 lb/bbl
Polímero de baixa viscosidade 2,0 a 2,5 lb/lbb
Cloreto de sódio (NaCl – sal comum) 14,0 a 16 lb/lbb
Bactericida 5,0 gal/ 100 bbl
Baritina em função do peso desejado
• Fluidos base cloreto de potássio tratado com polímero
São fluidos não-dispersos, com inibição física fornecida pelos 
polímeros e inibição química fornecida pelo sal. O íon potássio atua 
como um eficiente inibidor de inchamento e dispersão de argilas.
O sal de potássio, de fórmula química KCl, em presença de água, 
dissocia-se em:
K+ e Cl-
sendo o cátion Cl+ o principal responsável pela inibição das argilas 
presentes no poço.
Composição X Concentração
Composiçao básica Concentração
Água doce QSP
Óxido de magnésio 0,8 a 1,0 lb/bbl
Amido 6,0 a 8,0 lb/bbl
Polímero de baixa viscosidade 2,0 a 2,5 lb/lbb
Polímero catiônico 6,0 a 8,0 lb/bbl
Cloreto de potássio (KCl) 18,0 a 20,0 lb/lbb
Bactericida 5,0 gal/ 100 bbl
Calcário fino 10,0 a 15 lb/lbb
Baritina em função do peso desejado
31
Capítulo 1. Fluidos de perfuração
1.1.2. Problemas de fluido (base água) 
Os principais problemas com fluidos base óleo são:
• Conversão do fluido de polímeros;
• Fluido não dimensionado para altas temperaturas; 
• Alto teor de sólidos;
• Descontrole da reologia:
• Geleificação; 
• Decantação de barita.
• Separação de fases;
• Descontrole do filtrado;
• Qualidade de produtos.
Sobrenadante
Dispersão
Baritina
Separação de fases
32
Alta Competência
1.1.3. Fluidos não-aquosos
Os fluidos não aquosos também são conhecidos como fluidos de 
emulsão inversa, e são classificados em:
• Fluido base óleo diesel – fora de uso;
• Fluido base parafina;
• Fluido base éster;
• Fluido a base glicol.
a) Fluido base óleo
Os fluidos são ditos base óleo quando a fase contínua ou dispersante 
é constituída por óleo e a fase dispersa, por água salgada adicionada 
sob forma de minúsculas gotículas, emulsionadas pela ação tensoativa 
de um surfactante específico. Esses fluidos são também conhecidos 
como fluidos de emulsão inversa. Os demais componentes dos fluidos 
base óleo são: emulsificantes (primário, secundário), saponificantes 
e alcalinizantes, redutores de filtrado, agentes de molhabilidade, 
dispersantes e gelificantes e adensantes.
Composição básica:
• Óleo sintético, óleo mineral ou parafina;
• Emulsificante primário;
• Emulsificante secundário;
• Agente de molhabilidade;
• Controlador de filtrado;
• Óxido de cálcio;
33
Capítulo 1. Fluidos de perfuração
• Salmoura (água + sal);
• Argila organofílica;
• Adensante.
Principais características dos fluidos base óleo:
• Baixíssima solubilidade das formações de sal, tais como halita, 
silvita, taquidrita, carnalita e anidrita;
• Atividade química controlada pela natureza e pela concentração 
do eletrólito dissolvido na fase aquosa;
• Alta capacidade de inibição em relação às formações argilosas 
hidratáveis;
• Alto índice de lubricidade ou baixo coeficiente de atrito;
• Resistência a temperaturas elevadas até 400 ºF;
• Baixa taxa de corrosão;
• Amplo intervalo para variação do peso específico, isto é: 7,0 lb/
gal até 18,0 lb/gal.
Aplicação:
• Poços profundos com elevados gradientes geotérmicos, cujas 
temperaturas superam 300 ºF;
• Rochas solúveis em água, tais como os evaporitos e domos 
salinos;
• Poços direcionas e horizontais;
• Rochas hidratáveis e plásticas, como folhelhos e argilitos;
34
Alta Competência
• Poços com baixa pressão de poros ou baixo gradiente de 
fratura;
• Formações produtoras danificáveis por fluidos base água;
• Poços que geram ambientes corrosivos;
• Liberação de coluna.
Limitações do uso:
• Poço com perda de circulação;
• Sondas que não possuam sistema de remoção de sólidos 
adequados;
• Descarte dos cascalhos em locais projetados especificamente 
para esse fim.
Principais contaminantes:
• Água;
• Sólidos.
b) Fluidos Aerados
É o fluido cujo ar atmosférico ou um gás inerte é utilizado em parte 
ou no todo como fluido de perfuração.
Tipos de fluidos aerados:
• Ar puro ou um gás tipo N2, CO2;
• Espuma.
35
Capítulo 1. Fluidos de perfuração
Principais características:
• Baixo peso específico (0,3 lb/gal até 7 lb/gal);
• Uso de ar ou gás como componente.
O uso de equipamentos especiais, tais como: com-
pressores, booster, medidores de vazão e outros tor-
nam muito restrita a utilização desses fluidos, em 
função dos custos elevados desses equipamentos.
IMPORTANTE!
Composição:
• Água;
• Argila ativada;
• KCl;
• Soda cáustica;
• Inibidor de corrosão espumante;
• Polímero.
Aplicação:
• Perdas de circulação severas;
• Minimização de danos à formação;
• Aumento da taxa de penetração.
36
Alta Competência
1.2. Aditivos
Háos aditivos para fluidos base água e para fluidos não-aquosos.
1.2.1. Aditivos para fluido base água
a) Doadores de viscosidade
• Argila ativada (nome comercial: bentonita);
• Polímero de alto peso molecular (CMC – AVAS);
• Goma xantana;
b) Doadores de alcalinidade (Ph)
• Soda cáustica;
• Potassa cáustica;
• Cal viva / cal hidratada.
c) Redutores de filtrado
• Amido de mandioca, amido de milho;
• Polímero de baixo peso molecular (CMC - ADS);
• Hidroxipropilamido (HPA).
d) Inibidores de argila
• Polímeros catiônicos;
• Cloreto de sódio (NaCl);
37
Capítulo 1. Fluidos de perfuração
• Cloreto de potássio (KCl);
• Poliacrilamida.
e) Adensantes
• Sais diversos;
• Baritina;
• Hematita;
• Calcário.
f) Dispersantes
• Lignossulfonato;
• Polímeros de baixo peso molecular.
g) Liberadores de coluna – ácidos graxos
• Pipe lax;
• Free pipe;
• Ez-spot.
h) Preventor de enceramento de broca
• Detergente;
• Antiespumante.
38
Alta Competência
j) Bactericida
• Triazina;
• Guaternário de amônio.
k) Sequestrador de gás sulfídrico
• Esponja de ferro;
• Óxido de zinco.
l) Redutor de fricção
• Lubrificante
1.2.2. Aditivos para fluidos não-aquosos
• Parafina, biodiesel e óleo diesel (em desuso);
• Ácidos graxos;
• Surfactantes;
• Redutores de filtrado;
• Argila organofílica;
• Baritina e hematita;
• Cloreto de cálcio ou cloreto de sódio;
• Calcários fino e médio;
• Óxido de cálcio (cal viva).
39
Capítulo 1. Fluidos de perfuração
1.3. Propriedades físico-químicas dos fluidos
Propriedades Típicas do Fluido Base Água HPHT são:
Peso Específico 16,0 - 19,0 lb/gal
Viscosidade Plástica 25 - 50 cP
Limite de Escoamento 18 -30 lb/100 pes2
Géis 9/14 - 15/26 lb/100 pes2
Sólidos 30 a 38%
Filtrando HPHTH < 15 ml
pH 11-13
A seguir serão descritas algumas propriedades físico-químicas dos 
fluidos. 
1.3.1. Massa específica (peso do fluido)
Fisicamente, é a massa de fluido por unidade de volume
No campo, é conhecida como peso do fluido. O equi-
pamento utilizado para a sua medição é a balança 
densimétrica.
ATENÇÃO
Balança densimétrica Visor de nível
40
Alta Competência
Escala de densidade em lb/gal Marcação para densidade da água
É muito importante a verificação da calibração da balança.
a) Problemas relacionados ao peso do fluido
• Peso do fluido insuficiente:
• Desmoronamento das paredes do poço;
• Kick;
• Fechamento do poço.
Peso do fluido excessivo:
• Prisão de coluna por diferencial de pressão;
• Perda de circulação parcial ou total;
• Redução na taxa de penetração.
1.3.2. Viscosidade funil (marsh)
A viscosidade é a propriedade do fluido que sofre maior influência 
das variações de temperatura e pressão em um poço. A temperatura 
pode ultrapassar os 300 °F no fundo para em seguida ser bruscamente 
resfriado para menos de 70 °F ao passar pelo riser ou kill/choke em 
lâminas d’ água profundas. 
41
Capítulo 1. Fluidos de perfuração
A viscosidade do funil é uma medida prática da variação da viscosidade 
do fluido. Essa medida consiste na determinação do tempo gasto pelo 
fluido para escoar através de um orifício existente na parte inferior 
do funil e preencher um caneco até a marca de ¾ de galão (950 ml) 
ou 1000 ml.
One quart line
6
12
2Measured orifice
(3/16 ID)
FUNNEL
CUP
Teste para viscosidade em funil (marsh)
1.3.3. Propriedades reológicas
A reologia trata da deformação e do escoamento dos fluidos quando 
submetida à ação de uma força.
Estuda as relações entre a tensão de cisalhamento e a razão de 
deformação, que definem as condições de escoamento de um fluido.
Viscosímetro FANN - Modelo 35 A
42
Alta Competência
Características do viscosímetro FANN modelo 35 A
Classificação reológica dos fluidos:
• Fluidos newtonianos: existe uma relação linear entre a tensão 
cisalhante e a taxa de deformação; 
• Fluidos não-newtonianos: são aqueles cuja viscosidade varia 
de acordo com a taxa de deformação.
43
Capítulo 1. Fluidos de perfuração
No grupo dos fluidos não-newtonianos, destacam-se:
• Fluidos plásticos: caracterizados pela existência de um limite 
de escoamento, isto é, torna-se necessário um mínimo de tensão 
de cisalhamento para que o escoamento seja iniciado;
• Fluidos pseudo-plásticos: são aqueles cuja viscosidade aparente 
diminui à medida que aumenta a taxa de deformação;
• Fluidos dilatantes: são aqueles cuja viscosidade aparente 
aumenta à medida que aumenta a taxa de deformação.
1.3.4. Filtrado e reboco
O filtrado API é o volume de líquido (filtrado) coletado numa proveta 
durante 30 min, a uma pressão de 100 psi. Ele é recomendado para 
fluidos base água. 
O reboco é um material que fica depositado na parede do poço 
devido à perda do fluido em frente às formações permeáveis. 
Filtro Prensa API
44
Alta Competência
O filtrado HPHT é o volume de líquido (filtrado) coletado numa 
proveta, durante 30 min, a uma pressão de 500 psi e a uma temperatura 
de 300 ºF.
Filtrado prensa HTHP
1.3.5. Teor de sólidos
O teste de retorta consiste na destilação de um volume de 10 ml de 
fluido, no período de 30 min, obtendo-se as frações de água, óleo e 
sólidos.
 
Kit retorta
45
Capítulo 1. Fluidos de perfuração
 
Kit para determinação do teor de areia
• Teste do MBT (Methilene Blue Test)
Esta é a técnica do azul de metileno (MBT), que tem como objetivo 
analisar volumetricamente, por adsorção, a quantidade de sólidos 
ativos ou bentoníticos presentes no fluido de perfuração. Sua 
vantagem é a rapidez e o baixo custo de execução, além de poder 
fornecer indiretamente informações sobre a superfície específica das 
rochas. 
Teste do BMT
46
Alta Competência
Classificação dos sólidos perfurados:
SÓLIDOS EXEMPLO
Inertes de baixa densidade areiam, calcário, siltes
Inertes da alta densidade baritina, hematita
Ativos da baixa densidade argilas plásticas
O teor de sólidos deve ser controlado de forma bas-
tante rigorosa em sistemas de altas densidade sub-
metido a altas temperaturas, pois a presença de par-
tículas finas de baixa densidade dificulta o controle 
das propriedades reológicas.
ATENÇÃO
Alguns problemas causados pelos sólidos incorporados ao fluido de 
perduração durante a perfuração:
• Baixas taxas de penetração;
• Redução da potência hidráulica na broca;
• Redução da vida útil da broca;
• Redução da vida útil dos componentes do sistema de circulação;
• Pouca eficiência dos tratamentos químicos do fluido;
• Probabilidade de prisão por diferencial de pressão;
• Probabilidade de perda de circulação por aumento da 
densidade do fluido;
• Maior custo na manutenção das bombas.
47
Capítulo 1. Fluidos de perfuração
1.3.6. Salinidade
Está diretamente relacionada à inibição do fluido. Ela serve de contraste 
entre zonas de água doce e zonas de óleo identificadas através do perfil 
de resistividade.
1.3.7. Alcalinidades: Pm, Pf e Ph
Pm = alcalinidade do fluido;
Pf = alcalinidade do filtrado;
pH = potencial de hidrogênio.
1.3.8. Problemas causados com os fluidos durante a perfuração
a) Perda de circulação ou perda de retorno
É a perda do fluido de perfuração ou da pasta de cimento para os 
espaços porosos, fraturas ou cavernas da formação, durante as 
operações de perfuração.
48
Alta Competência
Perda de circulação
Os tipos de perda de circulação são:
• Parcial – quando, em condições normais de bombeio, retorna 
somente uma parte do fluido de perfuração que foi injetado;
• Total – quando, em condições normais de bombeio, não há 
retorno do fluido de perfuração que foi injetado.
Existem diferentes causas das perdas de circulação, dentre elas 
destacam-se:49
Capítulo 1. Fluidos de perfuração
Naturais
• Presença de cavernas;
• Infiltração em rochas de alta permeabilidade;
• Ocorrência de fraturas naturais.
Induzidas
• Peso do fluido superior ao gradiente de fratura da rocha;
• Bloqueio do espaço anular por argilas .
Os métodos utilizados ao combate das perda de circulação são:
• Tampão de material de perda;
• Tampão de cimento;
• Tampão de cimento com bentonita;
• Tampão de silicato com cloreto de cálcio;
• Aumento da viscosidade do fluido;
• Redução do peso do fluido.
b) Prisão da coluna
Durante a operação de perfuração, a coluna de perfuração pode ficar 
presa, ocasionalmente, o que impede o seu movimento para cima e/
ou para baixo.
50
Alta Competência
A coluna de perfuração poderá ficar presa por :
• Acunhamento;
• Desmoronamento;
• Prisão por diferencial de pressão;
• Chaveta.
A prisão da coluna ocorre:
• Durante descida da coluna após troca de broca;
• Durante queda de objetos estranhos no poço;
• Quando há desmoronamento;
• Durante o fechamento do poço;
• Durante a retirada da coluna com arraste elevado (Drag);
• Quando ocorre pressão hidrostática elevada.
Desmoronamento – queda das paredes do poço.
• Areia;
• Folhelho.
Fechamento – redução do diâmetro na parte superior do poço.
• Inchamento de argila;
• Presença de sal.
51
Capítulo 1. Fluidos de perfuração
Diferencial de pressão – consiste na fixação da coluna à parede do 
poço devido a uma força causada pela diferença de pressão entre 
a coluna hidrostática do fluido e a pressão de poros da formação. 
Ocorre geralmente em frente a formações porosas e permeáveis 
(arenitos) e em fluidos com alto filtrado e espessura de reboco.
Aliado ao fluido nas perfurações nearbalance (ba-
lanceada) underbalance é necessário o uso de equi-
pamentos específicos para esta etapa do poço, além 
do uso de fluidos de perfurações com características 
próprias para este tipo de perfuração. 
IMPORTANTE!
Classificação 
dos Poços
C
ap
ít
u
lo
 2
54
Alta Competência
Capítulo 2. Classificação dos poços
55
2. Classificação dos poços
Aqui serão apresentadas as formas como podem ser classificados os poços e como é definida a nomenclatura do poço. Os poços podem ser classificados quanto à finalidade, à profundidade 
e ao percurso.
2.1.1. Quanto à finalidade
Quanto à finalidade, um poço de petróleo deve ser classificado 
conforme a tabela abaixo.
Finalidade Categoria Número
Exploração
Pioneiro 
Estratigráfico 
Extensão 
Pioneiro adjacente 
Jazida mais rasa 
Jazida mais profunda
1 
2 
3 
4 
5 
6
Explotação (lavra)
Desenvolvimento 
Injeção
7 
8
Especial 9
Tipos de poços quanto à finalidade
Mais adiante, veremos que a numeração atribuída à categoria do 
poço será importante para definir a nomenclatura do poço.
a) Poço exploratório
É aquele que tem por objetivo a descoberta de novos campos ou 
novas jazidas de petróleo, a avaliação das reservas e sua extensão 
ou simplesmente a obtenção de novos dados para complementar as 
avaliações geológicas. Os poços exploratórios subdividem-se em nos 
poços descritos a seguir.
56
Alta Competência
• Poço pioneiro (tipo 1)
É o primeiro poço perfurado numa área (num futuro campo, caso 
seja descoberto óleo) em busca de jazida. A locação do poço é 
feita após análise dos dados obtidos por métodos geológicos e/ou 
geofísicos. Caso seja encontrada formação portadora de petróleo no 
poço, normalmente prossegue-se a perfuração até o embasamento, 
a procura de outras possíveis zonas produtoras.
Normalmente, nesses poços, a geologia solicita mais amostras de 
calha do que nos poços de desenvolvimento, e essas amostras são 
de importância fundamental para a localização de possíveis zonas 
produtoras.
• Poço estratigráfico (tipo 2)
É um poço perfurado para estudo da coluna geológica e dos fluidos 
contidos nas formações de uma bacia sedimentar descoberta por 
mapeamento geológico. A perfuração pode ir até o embasamento 
(rocha sã que se encontra abaixo das rochas sedimentares). É 
perfurado visando à obtenção de informações sobre a disposição 
sequencial das rochas de subsuperfície. Esses dados serão utilizados 
para programações exploratórias posteriores ou estudos específicos.
• Poço de extensão ou delimitatório (tipo 3)
Tem por objetivo delimitar um campo ou um reservatório já 
descoberto. É perfurado com maior espaçamento entre um e 
outro que os de desenvolvimento. A perfuração desse tipo de poço 
ocorre fora dos limites provados de uma jazida, visando ampliá-la 
ou delimitá-la. Poderá resultar na descoberta de uma nova jazida, 
independente daquela para a qual foi locado.
A delimitação pode ser feita antes, durante ou após o 
desenvolvimento do poço.
Capítulo 2. Classificação dos poços
57
• Poço pioneiro adjacente (tipo 4)
É perfurado após delimitação preliminar do campo, visando-se 
descobrir novas jazidas adjacentes. Caso se obtenha sucesso, esse 
poço implicará a descoberta de nova jazida. Se ficar provado que 
se trata da mesma jazida anterior, será reclassificado como poço de 
extensão.
• Poço de jazida mais rasa ou mais profunda (tipo 5 ou 6)
É perfurado dentro dos limites do campo quando há suspeita da 
existência de jazidas mais rasas ou mais profundas devido a novas 
informações obtidas pela sísmica ou pela experiência da área.
b) Poço explotatório ou de lavra
É perfurado com o objetivo de extrair o hidrocarboneto da rocha-
reservatório. Classifica-se em:
• Poços de desenvolvimento (tipo 7)
É aquele perfurado dentro dos limites do campo para drenar 
racionalmente o petróleo a partir dos testes realizados nos poços 
pioneiro e pioneiros adjacentes. Caso haja petróleo, é estudada a 
viabilidade econômica do reservatório de óleo ou gás. Os poços de 
desenvolvimentos são perfurados de acordo com o mapeamento 
geológico da área e das informações dos poços postos em produção 
previamente.
Os poços em desenvolvimento são normalmente perfurados pelo 
menos trinta metros abaixo da zona produtora ou do último indício 
de hidrocarboneto. Esses trinta metros permitem a perfilagem de toda 
a zona produtora e possibilitam deixar um “saco” no revestimento 
abaixo da zona produtora para a queda de eventuais “peixes” ou 
decantação de areia, sem prejudicar a produção.
58
Alta Competência
• Poços de injeção (tipo 8)
Poço perfurado com a intenção de injetar fluido na rocha-reservatório 
para ajudar na recuperação de petróleo. Após o início da produção de 
petróleo de um campo, o reservatório sofre uma queda de pressão, 
tornando-se necessário injetar água para manter a pressão desse 
reservatório.
Outra situação na qual se faz necessário injetar um fluido é quando 
o petróleo encontrado é bastante viscoso e difícil de sair. Nesse caso, 
injeta-se vapor d’água.
c) Poço especial
Poço perfurado para outras finalidades que não a exploração ou a 
explotação, como, por exemplo, a produção de água, poço direcional 
para combate de blowout, também chamado poço de alívio etc.
2.1.2. Quanto à profundidade
Quanto à profundidade final, os poços de petróleo são classificados 
em:
• Raso – quando a profundidade final não ultrapassa os 1 000 
metros;
• Profundidade média – profundidade entre 1 000 metros e 2 
500 metros;
• Profundos – quando a profundidade total ultrapassa os 2 500 
metros.
2.1.3. Quanto à direção
Sabemos, desde o final da década de 20, que um poço de petróleo 
nunca é perfeitamente vertical.
Capítulo 2. Classificação dos poços
59
São vários os fatores que influenciam a direção do poço: dureza das 
formações a serem atravessadas, inclinação e direção das camadas de 
rocha, bem como características da coluna que se está empregando 
na perfuração. O estudo desses fatoresnão nos interessa nesse 
momento; o importante é termos em mente que o poço descreve uma 
trajetória diferente da vertical que passa pela sonda de perfuração.
Quanto à direção, os poços podem ser classificados em vertical, 
direcional, horizontal e radial. 
a) Vertical
Vamos chamar de ALVO ou OBJETIVO de um poço o ponto resultante 
da intersecção da reta vertical que passa pela locação da Geologia 
na superfície com o plano que passa pela rocha-reservatório. Um 
poço é dito VERTICAL se a sonda e o alvo estão situados na mesma 
reta vertical. A inclinação e a direção devem ser controladas para 
que o poço atinja a rocha-reservatório dentro do limite tolerado 
pela Geologia. Essa tolerância é definida por um cilindro vertical de 
raio R. Como parâmetro, considera-se que o ângulo formado entre 
a linha imaginária que passa pelo início e o fim do poço e a vertical 
não ultrapassasse os 8º. Esse ângulo pode ser reduzido em campos 
maduros (com redução de malha) para não interferir em outros poços.
b) Direcional
Trata-se do poço que é desviado propositadamente da vertical com 
o objetivo de atingir um alvo situado distante da projeção do poço.
Os poços direcionais podem ser naturais, quando as formações 
apresentam forte tendência de ganho de ângulo durante a perfuração. 
Aproveita-se a tendência da formação e desloca-se a base para que 
o poço seja atingido sem qualquer correção ou necessite apenas de 
pequenas correções. Quando a formação não apresenta tendência 
de ganho de ângulo, usam-se equipamentos e técnicas para desviar o 
poço, de acordo com o projeto.
60
Alta Competência
c) Horizontal
Trata-se de um caso particular de poço direcional. É aquele que 
permanece um longo trecho na horizontal ou muito próximo da 
horizontal. Na indústria do petróleo, esse poço é utilizado para maior 
drenagem do petróleo por um único poço, pois a parte horizontal 
fica dentro da zona produtora.
d) Radial (Multilaterais)
Constata-se quando, a partir de um único poço, partem vários ramos 
em diferentes direções para drenarem melhor o reservatório. Esses 
ramos (trechos de poços) podem inclusive ser horizontais para uma 
drenagem ainda melhor.
2.1.4. Quanto ao diâmetro
Os poços podem ser classificados, quanto ao diâmetro, em 
convencional ou micropoço. 
a) Convencional
Um poço é considerado convencional, quanto ao diâmetro, quando 
os diâmetros utilizados são aqueles que permitem a descida dos 
revestimentos que normalmente são usados na produção do poço. 
Os diâmetros mais comuns das brocas são 26”, 17 1/2”, 12 1/4”, 8 1/2” 
ou 8 3/4”.
b) Micropoço
É aquele em que são usados diâmetros inferiores aos convencionais e, 
muitas vezes, é usada a microperfuração apenas em poços pioneiros, 
barateando, com isso, a perfuração destes e permitindo assumir riscos 
C
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 3
Técnicas de 
Perfuração
62
Alta Competência
Capítulo 3. Técnicas de perfuração
63
3. Técnicas de perfuração
A pressão hidrostática do fluido de perfuração no poço pode ser igual, maior ou menor do que a pressão da formação perfurada. Quando a coluna hidrostática de fluidos é igual 
à pressão da formação perfurada diz-se que o poço está balanceado 
(balanced). Quando ela é menor do que a pressão das formações, 
diz-se que o poço está sub-balanceado (underbalanced). E quando a 
coluna hidrostática de fluidos é maior do que a pressão da formação 
perfurada de forma a impedir que os fluidos da forma venham a 
invadir o poço, mesmo quando há uma parada da circulação do 
fluido, fala-se que o poço está sobrebalanceado (overbalanced). 
A técnica underbalanced é admitida em perfurações de poços, pois 
ela permite a penetração de fluidos da formação no interior do poço. 
A perfuração deve ser sempre conduzida por um fluido de peso/
densidade que propicie a pressão apropriada para manter os fluidos 
da formação distantes do poço, exceto nos casos em que a perfuração 
for underbalanced.
Na Petrobras, a técnica mais utilizada na perfuração de poços é a 
over balance, ou seja, quando a pressão do fluido no poço é maior 
do que a das formações. Isto significa que todas as paredes do poço 
e a formação estarão sofrendo um sobre pressão. 
3.1. Perfuração no sistema balanceado (Near Balanced) 
A Managed Pressure Drilling (MPD) é uma nova tecnologia para 
redução de tempos não produtivos e aumento da segurança 
operacional.
Nos últimos cinco anos, o desenvolvimento e a utilização dos sistemas 
de gerenciamento de pressão de fundo (Managed Pressure Drilling 
– MPD) aumentaram consideravelmente no mundo. Essa tecnologia 
vem sendo utilizada por vários operadores tradicionais, como 
Shell e Chevron, para a identificação de problemas tradicionais de 
perfuração, como a perda de circulação, kicks, balooning, fechamento 
de poço, poços de alta temperatura etc. O objetivo dessa técnica é 
reduzir o número de paradas durante a fase de perfuração do poço, 
64
Alta Competência
ou, pelo menos, reduzir consideravelmente o tempo não produtivo 
(NPT). Atualmente, vários conceitos diferentes foram propostos e 
desenvolvidos, mas somente poucos foram testados no campo.
Com o intuito de avaliar os benefícios potenciais da tecnologia e a 
identificação dos problemas relacionados a geopressões, quatro testes 
de campo foram programados para essa categoria de MPD, Micro-
Flux Control method, que é derivada da perfuração sub-balanceada.
Os três primeiros, realizados na UN-RNCE, nos campos Leste de Baixo 
do Juazeiro, Riacho da Forquilha e Marizeiro, sendo o primeiro o 
pioneiro desta tecnologia (MPD), com atuação automática, no mundo. 
Os poços foram selecionados com nível crescente de dificuldade, com 
o terceiro teste em um poço de gás, com 4 500 m de profundidade, 
considerado profundo para a área. Foram perfurados no total 7 000 
metros nas fases de 12 1/4" e 8 1/2", com uso de fluido sintético e base 
água, intercalando com operações de testemunhagem e detectando 
e controlando na superfície, no terceiro poço, um influxo de gás, sem 
downtime.
O quarto teste foi realizado em perfuração de poço exploratório 
em arenito fechado na UN-ES (1-ESS-185D), com foco na redução 
de dano à formação. Durante este teste foram detectados vários 
pacotes de gás, anteriormente indetectáveis, controlado por um 
kick automaticamente com atuação do sistema (com sistema 
de segurança atuando para não ultrapassar o limite máximo de 
operação), permitindo a otimização do peso de lama com aumento 
de peso somente quando efetivamente necessário e por fim o 
aprofundamento do poço, inicialmente previsto para 4 100 metros, 
até 4 850 metros. No total foram perfurados 1 800 metros com o 
sistema na fase de 8 1/2". Devido ao sucesso do uso do sistema, na 
fase de 8 1/2", decidiu-se aprofundar o poço, sem uso do sistema até 
5 100 metros, profundidade nunca antes alcançada nesta área.
Atualmente estão em execução os preparativos para utilização do 
sistema em poço exploratório, 1-SCS-13, a ser realizado pela SS-48. 
Esta será a primeira operação com o sistema adaptado para perfuração 
offshore em sonda flutuante na Petrobras.
Capítulo 3. Técnicas de perfuração
65
Esquema de planta de perfuração balance ou MPD 
Tela de controle do sistema de perfuração balanceada ou MPD
66
Alta Competência
Planta de controle do retorno (chokes automáticos)
Planta de controle do retorno (manifold e chokes automáticos)
Capítulo 3. Técnicas de perfuração
67
Tela de controle do sistema de perfuração balanceada ou MPD
3.2. Perfuração sub-balanceada (Underbalanced Drilling) 
A perfuração no modo sub-balanceado ocorre (segundo definição 
do Alberta Energy and Utilities Board ID 94-3) quando a pressão 
hidrostática do fluido de perfuração no fundo do poço é 
intencionalmente menor do que a pressão de poros da formação 
perfurada. A pressão hidrostática dofluido de perfuração no fundo 
do poço pode ser naturalmente menor do que a pressão de poros da 
formação perfurada, ou isto pode ser induzido. 
O estado induzido pode ser obtido injetando gás natural, nitrogênio 
ou ar na fase líquida do fluido de perfuração. Natural ou induzida, a 
perfuração sub-balanceada causa a produção de fluidos das formações 
para o poço (minimizando as bem conhecidas e danosas consequências 
da invasão do fluido de perfuração nas formações, formando a chamada 
região de filtrado da lama de perfuração). As figuras a seguir mostram 
esquematicamente a perfuração convencional (sobrebalanceada) e a 
sub-balanceada respectivamente:
68
Alta Competência
D
rillin
g
 Flu
id
 Flo
wFormation Oil & Gas Flow
Oil & Gas Flow
Fines
Production
Drilling
Filter
FluidFluid
Fl
ui
d
Leakoff
Fracture
Fines
Migration
Formation
Fines
Production
Fracture
D
rillin
g
 Flu
id
 Flo
w
Perfuração Convencional 
(sobrebalanceada)
Perfuração Sub-balanceada
Talvez o maior desenvolvimento ocorrido na tecnologia de perfuração 
nos últimos anos tenha sido na área da técnica UBD – underbalanced 
drilling (perfuração sub-balanceada). Atualmente o estágio de 
evolução da perfuração sub-balanceada é comparável ao estágio no 
qual estava a tecnologia de poços multilaterais há 5 anos, e a de 
poços de longo alcance há 10 anos.
O mercado para a técnica UBD está crescendo devido a processos 
e tecnologias desenvolvidas recentemente. A figura abaixo ilustra a 
evolução do número de poços perfurados nos EUA no modo sub-
balanceado:
Capítulo 3. Técnicas de perfuração
69
A razão para este crescimento talvez esteja ligado ao fato de que 
muitos campos produtores de gás e óleo pelo mundo afora estejam 
maduros. Desta forma, com a eliminação dos danos à formação 
provocados pela perfuração convencional, muitos destes campos 
tornam-se viáveis economicamente, já que a vazão de produção 
esperada é superior à vazão de um poço danificado (como ocorre na 
perfuração convencional), o que eleva o Valor Presente Líquido (VPL) 
do poço devido a um fluxo de caixa mais vantajoso. 
Outros aspectos importantes a ser considerados: 
• Com a produção de fluidos das diferentes camadas 
estratigráficas atravessadas durante a perfuração, formações 
portadoras de óleo e não previstas (antes da perfuração) podem 
ser descobertas; 
• A produção de óleo durante a perfuração sub-balanceada 
pode pagar parcialmente os gastos com a própria etapa de 
perfuração;
• Há a redução de gastos futuros com trabalhos de estimulação 
no poço, já que os danos as formações são reduzidos.
Até 1997, a aplicação da técnica se restringia a poços em terra (mais 
de 10 mil poços foram perfurados no modo sub-balanceado na 
70
Alta Competência
América do Norte nos campos de Austin-Chalk nos EUA e Canadá). 
Nesta época, foram perfurados os primeiros poços no mar em águas 
rasas, a partir de sondas fixas (plataformas fixas e autoeleváveis ou 
jack-ups).
Devido aos elevados custos de exploração e desenvolvimento de 
campos de óleo em águas profundas e ao crescente interesse das 
companhias produtoras neste tipo de campo graças a aspectos 
econômicos, é de se esperar que haja um crescimento acentuado da 
técnica UBD, já que os índices de produtividade (IP) alcançados em 
poços UBD tornariam economicamente viáveis vários projetos de 
desenvolvimento destes campos.
O progresso no mercado para a perfuração UBD, no entanto, só tem 
sido possível graças aos avanços tecnológicos em equipamentos para o 
controle rotativo de pressão, projetos de fluidos leves, modelamento 
matemático da hidráulica do poço (a pressão de circulação no fundo do 
poço, BHCP – Bottom Hole Circulating Pressure, é um item de controle 
importantíssimo no processo, torna-se fundamental a previsibilidade 
da BHCP através da simulação computacional dos escoamentos 
multifásicos que ocorrem no poço), aquisição de dados de processo e 
redução no tamanho e peso dos separadores de superfície e unidades 
de compressão.
A técnica UBD normalmente é utilizada juntamente com perfuração 
através de flexi-tubo (coiled tubing) para evitar-se conexões (de 
elementos da coluna de perfuração a ser descida) durante a perfuração. 
A ausência de paradas para a realização de trabalhos de conexão, 
além de aumentar a produtividade da perfuração (através da redução 
do tempo de sonda), torna-se essencial na perfuração UBD. Durante 
uma conexão, com a parada das bombas de lama, as componentes de 
perda de carga (originadas no escoamento do fluido de perfuração 
pelo interior da coluna de perfuração e o seu retorno pelo espaço 
anular entre a coluna e o revestimento ou poço juntamente com os 
fluidos produzidos) são eliminadas, o que provoca grandes variações 
nas pressões no fundo do poço, podendo comprometer o sucesso da 
perfuração.
A técnica UBD pode resultar em ganhos substanciais, porém a 
integração entre as equipes de Engenharia envolvidas (estudos de 
Capítulo 3. Técnicas de perfuração
71
reservatório, projeto de perfuração, execução e logística) a fim de 
que a perfuração seja tratada como um processo (e não como etapas 
isoladas a serem implementadas) aumenta as chances de sucesso, 
garantindo os resultados previstos no EVTE (Estudo de Viabilidade 
Técnica e Econômica).
O sucesso na aplicação da técnica UBD está intimamente associado 
aos fatores diferenciadores e novas exigências tecnológicas relativas 
a esta. O controle de pressão cauteloso, o desempenho e a natureza 
dos fluidos injetados, controle e tratamento de fluidos produzidos 
durante a perfuração, diferentes equipamentos usados em superfície 
e no fundo, novos procedimentos operacionais, segurança e 
treinamento, podem representar dificuldades a sua aceitação entre 
os profissionais de perfuração.
Os tipos de reservatórios especialmente beneficiados com essa técnica 
são:
• Formações calcáreas fraturadas – na medida que estas 
apresentam maior tendência para a ocorrência de perda de 
circulação;
• Reservatórios maduros e depletados – com a redução / 
eliminação dos danos à formação, as vazões de produção serão 
maiores;
• Arenitos com argilosidade elevada – pelo motivo citado acima, 
especificamente, no que se refere ao inchamento das argilas e 
bloqueio dos poros.
Antes de qualquer projeto de perfuração, deve-se analisar uma série 
de características das formações e os problemas associados a estas, 
de forma a se escolher adequadamente o modo de perfuração a ser 
utilizado. Dentre as características a serem analisadas, destacam-se:
• Pressão de formação – reservatórios com pressão de poros alta 
são candidatos em potencial à ocorrência de kicks e blowouts 
(erupções). Nestes casos, a perfuração sobrebalanceada 
(overbalanced drilling) é recomendada. Baixas pressões de poros 
72
Alta Competência
(reservatórios depletados) são candidatas a danos de formação, 
perda de circulação e até mesmo redução da taxa de penetração. 
Nestas circunstâncias, é recomendado o uso de perfuração 
balanceada (nearbalanced drilling);
• Permeabilidade da formação – altas permeabilidades podem 
causar perda de circulação, porém, podem também resultar num 
alto índice de produtividade (IP), assim, a perfuração balanceada 
pode ser a melhor solução. Formações com baixa permeabilidade 
têm baixos índices de produtividade. Além disto, a possibilidade 
de ocorrência de danos à formação aumenta. Neste caso, o modo 
mais recomendado é o da perfuração sub-balanceada;
• Consolidação da formação – reservatórios consolidados têm 
baixa taxa de penetração, fazendo com que a perfuração sub-
balanceada seja a melhor opção. Reservatórios inconsolidados 
são candidatos em potencial ao colapso do poço, mas também a 
danos à formação. Assim, a perfuração balanceada apresenta-se 
como a melhoralternativa;
• Presença de argilas incháveis – neste tipo de formação, a 
escolha da salinidade do fluido de perfuração pode ser a solução 
mais simples. A perfuração sub-balanceada pode também ser 
escolhida como alternativa;
• Reservatórios naturalmente fraturados – têm alta probabilidade 
de ocorrência de perda de circulação e danos, fazendo com que 
o modo sub-balanceado seja o mais adequado;
• Reservatórios com presença de gás – são candidatos em 
potencial à ocorrência de kicks e de blowouts, assim, a perfuração 
sobrebalanceada é a recomendada;
• Presença de H2S – pode causar corrosão e blowouts. 
A perfuração sobrebalanceada é a mais recomendada;
• Poço de injeção – danos à formação podem reduzir em muito 
o índice de injetividade. A perfuração balanceada pode ser uma 
boa solução;
Capítulo 3. Técnicas de perfuração
73
• Incompatibilidade de fluidos – pode haver várias 
incompatibilidades entre a formação (e os fluidos contidos 
nesta) e o fluido de perfuração. Tais incompatibilidades causam 
danos à formação. Se não for possível conhecer-se a natureza 
destas incompatibilidades antes de se perfurar, é recomendado 
que se perfure no modo sub-balanceado;
• Perfuração de folhelho espesso – pode causar o colapso do 
poço. Perfuração sobrebalanceada deve ser escolhida;
• Perfuração de domo espesso de sal – aumentam as 
possibilidades da ocorrência de invasão do sal na lama do poço. 
É recomendado que se use a perfuração sobrebalanceada;
• Perfuração de formações muito duras – a perfuração sub-
balanceada aumenta a taxa de penetração;
• Perfuração de aquífero – se a pressão do aquífero for alta, a 
água do mesmo poderá diluir o fluido de perfuração. Neste caso 
a perfuração sobrebalanceada deve ser escolhida. No entanto, 
se a água do aquífero for usada para consumo, a melhor 
recomendação será a de não se perfurar nesta área. Se isto não 
for possível, a perfuração sub-balanceada será a solução;
• Poço horizontal – são bons candidatos ao colapso. Assim, 
a perfuração sobrebalanceada deve ser a primeira opção. 
Entretanto, se houver um bom estudo de reservatório, 
conhecendo-se as direções principais das tensões tectônicas, 
pode-se optar pelo modo sub-balanceado no caso de 
completação a poço aberto, desde que estas direções principais 
não sejam ortogonais ao poço.
A tabela a seguir apresenta um modo prático de se escolher a técnica 
de perfuração a ser utilizada. A soma dos pesos indica a potencialidade 
de cada modo de perfuração (OD para sobrebalanceada ou UD para 
sub-balanceada):
74
Alta Competência
CARACTERÍSTICA OD UD
Alta pressão de formação 2 0
Baixa pressão / reservatório 
depletado
0 2
Formação com alta 
permeabilidade
1 2
Formação com baixa 
permeabilidade
0 2
Reservatório consolidado 0 2
Reservatório inconsolidado 1 1
Arenito sujo (alto teor de 
argila ou intercalações de 
folhelho)
1 2
Reservatório fraturado 0 2
Reservatório de gás 1 0
Presença de H2S 1 0
Poço injetor 0 1
Incompatibilidade de fluidos 1 2
Espessa seção de folhelho 
no reservatório
2 1
Domo espesso de sal no 
reservatório
1 0
Rochas duras ao longo do 
reservatório
0 2
Aquífero para consumo 0 2
Aquífero com alta pressão 1 0
Poço horizontal com tensões 
tectônicas laterais
2 0
Poço horizontal com tensões 
tectônicas longitudinais
0 1
3.2.1. Vantagens e limitações
Como mencionado anteriormente, a técnica UBD pode melhorar 
consideravelmente a produtividade e, consequentemente, a 
economicidade de poços em reservatórios maduros (depletados), com 
problemas de perda de circulação, sensíveis a fluidos e em formações 
com baixa permeabilidade. Também é vantajosa na perfuração de 
formações muito duras, aumentando a taxa de penetração e vida útil 
das brocas, bem como aliviando a pressão diferencial, o que reduz 
consideravelmente os riscos de prisão (da coluna) por diferencial de 
pressão.
Capítulo 3. Técnicas de perfuração
75
As vantagens da técnica UBD são descritas a seguir.
a) Aumento da vazão de produção 
O índice de produtividade real de um poço (relação entre a vazão 
de produção e o diferencial de pressão a frente dos canhoneados) é 
calculado como segue:
Onde:
Q = Vazão de produção;
Pe= Pressão estática do reservatório;
Pwf= Pressão de fluxo a frente dos canhoneados;
ΔPS= Diferença de pressão causada pelo dano à formação.
Com a redução do dano causado pela infiltração do fluido de 
perfuração na formação, observa-se um aumento na vazão de 
produção (para uma mesma pressão de fluxo). A figura a seguir 
ilustra a sensibilidade da vazão de produção em função do fator de 
dano (quanto maior o “s”, ou fator de dano, maior o ΔPS):
76
Alta Competência
Fatores de dano : 0 / 2 / 10 / 30
Exemplo do efeito do fator de dano na produtividade
Pr
o
d
u
çã
o
, b
b
l/d
ia
V
al
o
r 
ac
u
m
u
la
d
o
 d
e
p
ro
d
u
çã
o
, $
 m
ilh
õ
es
8.000
7.000
6.000
5.000
4.000
3.000
2.000
1.000
250
200
150
100
50
0
Tempo, anos
Tempo, anos
0
0 5 10 15 20
0 5 10 15 20
b) Aumento do fator de recuperação 
O limite a ser praticado para a pressão de fluxo no fundo do poço é 
condicionado a fatores técnicos (capacidade de vazão e pressão de 
uma bomba centrífuga submersa, por exemplo) e econômicos (custos 
operacionais, preço do barril de petróleo etc). Com a eliminação dos 
danos à formação, mantido um determinado limite para a pressão 
de fluxo no fundo, a diferença efetiva de pressão sobre a formação 
(denominador da equação para cálculo do IP) no fim da vida produtiva 
de um poço sem dano será maior. Isso causa uma produção acumulada 
maior por ocasião do fechamento do poço, aumentando assim o fator 
de recuperação de um determinado reservatório de petróleo.
c) Menores custos de estimulação 
Operações de estimulação (acidificação, fraturamento hidráulico etc) 
são realizadas objetivando o aumento do índice de produtividade 
do poço. Com a eliminação dos danos à formação, os serviços de 
estimulação podem ser postergados ao longo da vida produtiva 
Capítulo 3. Técnicas de perfuração
77
do poço. Além disto, a probabilidade de sucesso aumenta já que 
a complexidade do tratamento é reduzida (por exemplo, não há 
grandes riscos quanto à adequação do fluido do tratamento aos 
fluidos e partículas sólidas da zona de filtrado, pois ela praticamente 
não existe).
d) Identificação imediata de hidrocarbonetos 
Durante a perfuração UBD, é possível a realização de testes com os 
fluidos produzidos, o que é uma grande vantagem em termos das 
estratégias de tomadas de decisão durante a perfuração.
e) Aumento da taxa de penetração 
Na perfuração convencional, quanto maior o overbalance (diferença 
entre a pressão hidrostática no fundo do poço e a pressão de poros da 
formação), maior será a força que tende a manter o cascalho retido no 
fundo. No caso de brocas tricônicas, isso significa retrabalho devido 
à ineficiência na limpeza dos cascalhos. No caso de brocas integrais, 
esta força também aumenta a resistência da rocha, reduzindo a taxa 
de penetração. Na perfuração UBD, essa força tem sentido contrário 
(da formação para o poço), o que aumenta a taxa de perfuração.
f) Reduz perdas de circulação 
A perda de circulação é a perda de fluido de perfuração para vazios 
ou fraturas abertas nas formações. Ela pode ser parcial ou total. 
Como a tendência é de que não haja invasão do fluido do poço na 
formação, não ocorrerá perda de circulação (exceto em caso de erros 
operacionais ou imprevistos, como avaliação incorreta de formações 
a serem perfuradas etc). Os prejuízos que isso causa (aumento 
do consumo de fluidos de perfuração e perda de produtividade 
operacional devido aos maiores tempos de sondaparada), indicam 
ganhos possíveis com a técnica UBD.
g) Redução no torque, drag e prisão por diferencial de pressão 
A invasão de fluidos de perfuração (filtrado) em formações com 
folhelhos hidratáveis pode causar o inchamento excessivo das argilas 
78
Alta Competência
da formação, aumentando o torque e o drag sobre a coluna de 
perfuração e até mesmo provocar a prisão da coluna. Quanto maior o 
filtrado, maior será a espessura da camada de reboco, o que aumenta 
a tendência de prisão por diferencial de pressão. Devido a todos estes 
fatos, um diferencial de pressão da formação para o poço eliminaria 
estes inconvenientes.
h) Aumento da vida útil da broca
Com a redução do retrabalho dos cascalhos devido à eficiência na 
limpeza dos mesmos e a maior facilidade em se quebrar as rochas 
perfuradas durante a perfuração sub-balanceada, é de se esperar 
que a perfuração UBD provoque menor desgaste (no caso de brocas 
tricônicas) ou aumente a vida útil (no caso das brocas integrais, 
que normalmente falham por fadiga na fixação dos seus elementos 
cortantes). À medida que as tensões durante a perfuração são 
reduzidas, o número de ciclos para falha por fadiga aumenta.
A seguir, serão listadas as principais limitações da técnica UBD. 
Inexperiência com fluidos aerados 
As equipes de perfuração não estão familiarizadas com este tipo de 
fluido. Um bom treinamento é um fator essencial para o sucesso da 
técnica.
Economia 
Os custos relativos aos equipamentos e fluidos empregados são bem 
maiores do que na perfuração convencional.
c) Estabilidade do poço 
Algumas formações podem apresentar sensibilidade a condições de 
sub-balanceamento, podendo resultar em colapso do poço e perda 
do mesmo (até mesmo prisão e abandono da coluna de perfuração).
Capítulo 3. Técnicas de perfuração
79
d) Inexperiência do pessoal operacional 
A técnica UBD exige muita cautela na execução da perfuração e 
tomadas de decisão em tempo real. A falta de conhecimento das 
equipes envolvidas na execução de um projeto de perfuração sub-
balanceada pode comprometer o sucesso do mesmo.
3.2.2. Métodos de perfuração sub-balanceada
A seguir serão descritos alguns métodos de perfuração sub-balanceada.
a) De acordo com o tipo de sonda
Os métodos de perfuração podem ser realizados através de:
• Sondas equipadas com tubos de perfuração;
• Sondas equipadas com flexi-tubo.
Na perfuração sub-balanceada com flexi-tubo, são possíveis operações 
contínuas sem as interrupções necessárias para a conexão de novos 
tubos de perfuração. Prevenindo, desta forma, os picos de pressão 
causados pelas constantes operações de ligar e desligar as bombas de 
lama. A circulação constante mantém a massa específica equivalente 
de circulação (ECD) próxima a um valor constante e resulta em uma 
pressão no fundo do poço mais uniforme.
O contínuo movimento do fluido no fundo do poço minimiza a 
separação por gravidade do influxo de óleo da formação do fluido de 
perfuração base água e dos cascalhos mais pesados. Assim, o influxo 
de fluidos do reservatório se dá de maneira mais estabilizada.
Outra característica da perfuração com flexi-tubo é a possibilidade de 
uma transmissão contínua de dados do fundo do poço, que é possível 
através de um cabo condutor que corre internamente ao flexi-tubo. 
Isso evita o problema comum em perfuração com fluidos aerados, 
que é a transmissão de dados por pulsos de pressão através de um 
fluido compressível.
80
Alta Competência
A perfuração convencional com tubos de perfuração (drill pipes) 
continuará a ser usada na maioria dos serviços de perfuração sub-
balanceada, pois a perfuração com flexi-tubo é quase sempre mais 
cara, porém espera-se que o flexi-tubo aumente sua participação no 
mercado.
b) De acordo com o equipamento de superfície
Dividem-se em:
• Perfuração em terra ou plataforma fixa;
• Perfuração com unidades flutuantes.
Operações no mar geralmente podem acomodar muito menos 
equipamentos suplementares de superfície, comparativamente 
às operações em terra. O equipamento usado em operações de 
perfuração sub-balanceada em terra pode não ser adaptável 
para operações no mar. Geralmente, os principais componentes 
necessários para perfuração no mar incluem um BOP rotativo 
(preventor de erupções), um choke manifold adaptado, uma unidade 
de processamento de fluidos do poço, uma unidade de injeção de 
nitrogênio e equipamentos de monitoração. 
Componentes de logística, associados a certas locações, podem 
frequentemente influenciar o sistema de fluido a ser selecionado. 
As seguintes áreas necessitam de tratamentos diferenciados, quando 
se perfura com fluidos leves, em terra ou com plataformas fixas 
comparativamente à perfuração com unidades flutuantes:
• Projeto do riser;
• Projeto da coluna de perfuração;
• Projeto da cabeça do poço e do revestimento;
• Separadores;
Capítulo 3. Técnicas de perfuração
81
• Sistema de direcionamento da broca;
• Unidade de injeção de gás.
De acordo com o sistema de injeção do gás
Podem ser:
• Através da coluna de perfuração;
• Através de coluna parasita.
Na maioria dos casos, o gás é injetado pela coluna de perfuração 
juntamente com a fase líquida.
Existem algumas vantagens deste tipo de injeção, em comparação com 
o da coluna parasita: (1) menores massas específicas equivalentes de 
circulação (ECD) podem ser conseguidas, uma vez que o fluido aerado 
ocupa todo o comprimento do anular do poço; (2) a vazão de gás é 
adicionada à de líquido de forma a cumprir todos as necessidades de 
fluxo através do motor de fundo; e (3) a instalação e a implementação 
do sistema são muito mais simples.
Todavia, este tipo de injeção apresenta algumas desvantagens: 
(1) não permite injeção contínua de gás durante as operações de 
conexão e movimentação da coluna; e (2) equipamentos de MWD-
LWD (medição e registro durante a perfuração) não podem enviar 
sinais à superfície através de pulsos de pressão pelo fluido aerado 
dentro da coluna de perfuração. 
82
Alta Competência
Injeção através de coluna parasita n.º1 Injeção através da coluna de perfuração n.º2
Dependendo do cenário, é mais conveniente o uso de coluna parasita 
para a injeção de gás, especialmente quando: (1) sistemas de MWD e 
direcionamento são necessários e os equipamentos eletromagnéticos 
disponíveis não funcionam corretamente; (2) as instalações de 
produção já estão montadas e as colunas de produção já estão 
equipadas com válvulas de gas-lift.
Em outras circunstâncias, não há geralmente custo efetivo no uso 
deste tipo de injeção, desde que: (1) a instalação da coluna parasita 
consuma muito tempo e por isso tenha um custo proibitivo; (2) a coluna 
parasita pode causar problemas operacionais, como vazamentos, 
quebra na linha, entupimento etc.
Estes são os principais tipos de colunas parasitas:
• Linha de injeção separada
Uma linha de injeção lateral, conectada ao revestimento a uma certa 
profundidade, é descida com o revestimento para promover uma via 
de injeção de gás no ponto de conexão. A profundidade de injeção 
é baseada na ECD requerida no fundo do poço e na capacidade dos 
equipamentos de superfície.
• Coluna de revestimento paralela
Capítulo 3. Técnicas de perfuração
83
Esta é uma opção que deve ser considerada especialmente na reentrada 
em poços, onde um liner é assentado a uma certa profundidade. Um 
tie-back liner é descido no poço e o gás é injetado entre o liner e o 
revestimento pré existente.
• Coluna de perfuração dupla
Esta opção, que não é usual, permite a injeção do gás através do 
anular entre as paredes da coluna de perfuração dupla.
A grande vantagem na utilização da injeção através de coluna parasita 
é a possibilidade de se enviar os sinais da ferramenta de monitoração 
do fundo em tempo real