8 Operações Especiais I

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OPERAÇÕES 
ESPECIAIS
Material elaborado em parceria PrOMinP e Petrobras.
Autor: Fernando Luiz Alves Freire
OPERAÇÕES 
ESPECIAIS
Programa Alta Competência
Este material é resultado do trabalho conjunto de muitos técnicos 
da área de Exploração & Produção, da Universidade Petrobras e 
representantes do PrOMinP (Programa de Mobilização da indústria 
nacional de Petróleo e gás natural). 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 da 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 através do 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 e reciclagem dos 
empregados. 
A concepção pedagógica dos cursos, além de contemplar os 
aspectos tecnológicos tem uma preocupação constante com os 
aspectos relacionados à preservação da Saúde, Meio Ambiente e 
Segurança de todos os envolvidos em seus processos produtivos. 
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.
SumárioSumário
Capítulo 1. Pescaria 
1. Pescaria 13
1.1. introdução 13
1.2. Causas e prevenção de pescaria 14
1.2.1. Falhas humanas 14
1.2.2. Falhas no material 24
1.2.2.1. Desgaste periférico da ferramenta 24
1.2.2.2. Desgaste 24
1.2.2.3. Empeno nos tubos de perfuração 24
1.2.2.4. Fadiga 25
1.2.2.5. Espelho defeituoso 25
1.2.2.6. Desgaste por atrito dos mordentes da cunha 25
1.2.2.7. Danos causados por string shot 26
1.2.2.8. Desgaste na rosca 26
1.2.3. Falhas devido a condições adversas 26
1.2.3.1. Desmoronamentos 26
1.2.3.2. Desmoronamento de calcário 28
1.2.3.3. Desmoronamento de basalto 28
1.2.3.4. Desmoronamento de areia 29
1.2.3.5. Fechamento de poço 29
1.2.3.6. Perda de circulação 30
1.2.3.7. Prisão por chaveta 31
1.2.3.8. Prisão por diferencial de pressão 31
1.3. Ferramentas da pescaria 32
1.3.1. Classificação das ferramentas de pescaria 32
Capítulo 2. Teste de formação 
2. Teste de formação 39
2.1. Definição 39
2.2. Objetivos 39
2.3. Etapas 39
2.4. Classificação 43
2.5. Dinâmica de teste 45
2.6. Teste de formação 47
2.6.1. Definição 47
2.6.2. Objetivos 47
2.7. Equipamentos de subssuperfície 47
2.8. Equipamentos de superfície 63
2.9. Teste de superfície 68
2.10. Cuidados operacionais 68 
2.11. Testemunhagem 69
Exercício 71
Bibliografia 92
Gabarito 93
Figura 1.1 - (a) Overshot, (b) Taper top, (c) Jars, (d) Cortador hidráulico 
externo, (e) Subcesta 34
Figura 2.1 - Ferramenta de teste de formação 46
Figura 2.2 - (a) DCiP, (b) HS Index 49
Figura 2.3 - Packer 51
Figura 2.4 - Sub pumpout 56
Figura 2.5 - Choke Manifold 65
Figura 2.6 - Separador 66
Figura 2.7 - Queimador 67
Lista de Figuras
C
ap
ít
u
lo
 1
Pescaria
12
Alta Competência
13
Capítulo 1. Pescaria
1. Pescaria
Então..., Quem falou para 
o “cara” aqui que nós 
vamos pescar?
1.1. Introdução
na indústria do petróleo, a palavra pescaria significa o conjunto de 
operações executadas a fim de se recuperar ferramentas ou objetos 
que se quebram, ficam ou caem no poço.
Como correspondência ao nome pescaria, as ferramentas ou objetos 
perdidos no poço têm o nome de peixe e os instrumentos utilizados 
na recuperação deles são denominados pescadores ou ferramentas 
de pescaria.
O presente módulo visa detalhar os procedimentos operacionais em 
pescaria, de forma a maximizar o aspecto segurança na execução 
dessa atividade. Destina-se a todo o pessoal envolvido em atividades 
ligadas à perfuração de poços de petróleo, e tem como finalidade 
principal alertá-lo sobre as diversas causas possíveis de pescaria, com 
o intuito de evitar que ela ocorra, pois acredita-se que a melhor 
ferramenta de pescaria é aquela que evita a sua ocorrência.
14
Alta Competência
São apresentados também uma descrição sucinta das principais 
ferramentas de pescaria utilizadas pela Petrobras, os roteiros básicos 
e os cuidados a serem observados em cada ocorrência, no sentido de 
auxiliar na correta execução da pescaria. Esses roteiros se baseiam na 
experiência dos profissionais técnicos em pescaria de poços.
Finalmente, são feitas algumas recomendações quanto à 
manutenção de todas as ferramentas de pescaria utilizadas, seu 
manuseio e correto armazenamento, especialmente aquelas 
ferramentas que irão permanecer na sonda, a serem observadas 
sempre que se concluir uma operação de pescaria.
1.2. Causas e prevenção de pescaria
Toda pescaria apresenta basicamente uma característica acidental e, 
como qualquer acidente, pode ter origem em diversas causas, dentre 
as quais as destacadas abaixo.
1.2.1. Falhas humanas
a) Inobservância de parâmetros básicos e de recomendações técnicas
Peso sobre a broca e potência da mesa rotativa•	
numerosos casos de pescaria de cones e rolamentos de brocas, 
braços e cones de alargadores e quebra de coluna têm ocorrido 
em função da inobservância do peso adequado sobre a broca e 
do controle de potência da mesa rotativa (escolha da marcha de 
força ideal para trabalhar com a rotação recomendada, durante a 
perfuração).
Considere-se a situação em que se está perfurando com broca cuja 
rotação recomendada é acima de 100 rpm. imagine-se, ainda, que 
a potência instalada na sonda seja elevada. Se a potência disponível 
na mesa for alta e ocorrer uma prisão da coluna por queda de objeto 
estranho, travamento de cone etc., o excesso de torque poderá 
quebrar a coluna e comprometer os demais componentes.
15
Capítulo 1. Pescaria
Aperto de coluna (revestimento, de perfuração ou especial)•	
O aperto inadequado da ferramenta é também responsável por 
grande número de quebras de coluna.
Quando o aperto é excessivo, provoca o esmagamento do espelho da 
conexão e dos filetes das roscas, podendo até causar o escoamento 
do pino.
Quando o aperto é insuficiente, causa vazamentos e concentração de 
esforços de flexão na conexão.
Medição de coluna•	
Falhas de medição, substituição e retirada de componentes da 
coluna, erros de cálculo e de passagem de serviço são as causas 
que levam a topadas com a coluna de perfuração, cimentação 
de revestimento em profundidade inadequada, tentativa de 
assentamento de ferramentas em pontos inadequados etc.
A falta de medidas, tais como diâmetros externos, diâmetros 
internos e comprimento de pescoço de pescaria dificultam e, por 
vezes, impedem as operações de pescaria.
Lubrificantes•	 
O uso de lubrificantes não-recomendados pode resultar em desgaste 
excessivo dos filetes das roscas, bem como em dano à superfície dos 
espelhos, tanto diminuindo as resistências à tração e ao torque, 
quanto comprometendo a eficiência de vedação da conexão.
Hidráulica •	
Quando a vazão alcança o limite superior da pressão de bombeio e 
permanece insuficiente para efetuar uma boa limpeza do poço, a 
perfuração está sendo feita com hidráulica deficiente.
16
Alta Competência
Esse problema ocorre principalmente em poços profundos e que 
tenham sofrido desmoronamento, encontrando-se, portanto,alargados. Ocorre também em poços direcionais, com ângulos de 
inclinação elevados, nos quais se requer, para se conseguir uma boa 
limpeza, uma vazão superior às utilizadas para poços verticais.
nesses casos, pode ocorrer significativa perda de rendimento da 
perfuração, porque não se consegue efetuar uma conexão sem ter 
de repassar o mesmo tubo várias vezes. isso devido ao fato de a 
velocidade de retorno nos trechos alargados se tornar insuficiente 
para arrastar os cascalhos. Prosseguir nessas condições pode 
conduzir a prisões.
Circulação prolongada sem movimento também pode causar 
prisão, devido à formação de pontes e canalização do fluido.
b) Manutenção deficiente do equipamento de perfuração
A manutenção deficiente do equipamento de perfuração pode 
resultar em pescaria, devido, principalmente, aos fatores abaixo 
especificados:
Parada da mesa rotativa•	
Pode ocasionar prisão por diferencial de pressão.
Interrupção da circulação•	
A parada de circulação, especialmente nos momentos de ascensão 
de grande quantidade de cascalhos, tem probabilidade de provocar 
a prisão por decantação de detritos sobre a broca ou sobre os 
estabilizadores.
17
Capítulo 1. Pescaria
Ocorre principalmente por necessidade de reparo em componente 
do sistema de circulação, por ineficiência da manutenção de 
primeiro escalão, como, por exemplo: substituição oportuna de 
engaxetamentos da camisa do swivel, pistões de bombas, juntas de 
tampões, engaxetamento de uniões e correção imediata de pequenos 
vazamentos ou, ainda, falha na manutenção de segundo escalão 
no que se refere à correção de vazamentos do óleo lubrificante do 
swivel (pode ocasionar o travamento dos rolamentos e consequente 
acidente com a mangueira de injeção), inobservância na eficiência de 
lubrificação do sistema de transmissão de força etc.
Cabo de perfuração•	
Correr e cortar oportunamente o cabo não resolve todos os problemas 
relacionados a ele. É necessário, também, cuidar da sua conservação 
na bobina e ter especial atenção para o trecho do cabo entre a bobina 
e a âncora, no qual há uma tendência à formação de uma curva, 
devido ao próprio peso desse cabo, bem como quando ele se apoia 
no solo, visto que fica sujeito à corrosão e/ou ao impacto de objetos.
c) Uso inadequado do equipamento
O uso inadequado de equipamento tem sido a causa principal de 
grande número de pescarias. Vejamos alguns casos típicos:
Cunhas•	
Quando se usam cunhas inadequadas para a tubulação em operação 
ou cunhas nas quais faltam mordentes, a área de sustentação 
das cargas será reduzida, o que pode provocar colapso, queda de 
mordentes, queda da cunha e até da coluna no poço. É importante 
observar a carga nominal da cunha.
Usar a cunha como freio da coluna durante manobras de descida 
pode colapsar o corpo do tubo, provocar cortes concentradores de 
esforços e quebras prematuras do tubo, além de causar danos à 
cunha. Tratando-se de cunha de comandos, pode ocorrer quebra de 
mordente, links e queda da própria cunha no poço.
18
Alta Competência
Elevadores (dimensão e carga nominal)•	
Elevadores fora do range recomendado pelo fabricante, inadequados 
para o tipo de tool joint em uso ou com pouca tensão na mola de 
travamento, com desgaste interno e nos pinos de articulação, podem 
não só provocar queda de coluna, mas também acidentes pessoais.
Usar elevador 90° em tool joint 18° pode ocasionar queda da coluna 
por ação de acunhamento do tool joint elevador, provocando 
sobrecarga na tranca e, consequentemente, abrindo-o. O 
problema é agravado em poços profundos, com colunas pesadas. 
Essa observação também é válida para os subs de elevação de 
comandos, os tubos de lavagem, as ferramentas especiais etc.
Colar de comandos•	
O assentamento irregular do colar de comandos pode permitir a queda 
da coluna no poço, se esta escorregar da cunha, em função de:
Desnivelamento dos mordentes;•	
Desnivelamento do conjunto de links do colar.•	
Chaves flutuantes•	
Usar chaves flutuantes de forma inadequada traz os seguintes 
inconvenientes:
Com ângulo diferente de 90°, o torque aplicado será inferior •	
ao especificado e, além disso, como a linha de centro de cabo 
se desloca em direção ao tubo, corre-se o risco de empená-lo, 
retirar a cunha da mesa e até partir os mordentes da chave.
O posicionamento da chave fora do plano horizontal que •	
contém o molinete pode retorcer o cabo da chave, tendo em 
vista que ele é uma estrutura i, dimensionado para receber 
esforço no mesmo plano. Quebra de mordentes ou pinos da 
chave são comuns nessa situação. Pode ainda empenar o tubo 
ou até mesmo quebrá-lo dentro da cunha.
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Capítulo 1. Pescaria
A distância vertical entre chaves deve ser a menor possível •	
para minimizar o efeito de desalinhamento da coluna e 
consequente aperto insuficiente;
Quando se estiver manobrando, deve-se evitar o uso de uma •	
chave flutuante para apertar a coluna, o que pode provocar 
giro do tubo na cunha, criando cortes transversais no corpo 
do tubo.
d) Desatenção
Pode-se afirmar que mais de 90% das pescarias de pequenos objetos 
caídos no poço têm como origem a falta de atenção quanto aos 
cuidados elementares:
Tampa do poço;•	
Uso de limpador de tubo;•	
Manuseio de pequenas ferramentas tais como: alavancas, •	
chave de colar, chave de broca para troca do elevador, chaves 
de acionamento do kelly cock, marretas, etc.
e) Imperícia
Vejam-se alguns casos típicos de imperícia que conduzem à pescaria:
Brocas•	
A falta de sensibilidade e de verificação por parte do operador 
quanto ao desgaste da broca de perfuração pode causar uma pescaria 
de cones de broca, de rolamentos e de prisão de coluna durante a 
substituição de brocas.
A falta de análise da broca anterior e a tentativa de economizar 
tempo de sonda, evitando-se a retirada do último tubo para repassar 
o intervalo com diâmetro reduzido, também podem ocasionar a 
prisão por acunhamento da broca nova.
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Alta Competência
Vazão x pressão•	
A falta de sensibilidade para com a variação de pressão em função 
da vazão impede detectar, em tempo hábil, furo na coluna, queda de 
jatos, erro de manobra no manifold, perda da eficiência volumétrica 
da bomba etc.
O furo na coluna pode desviar considerável parcela da vazão e 
comprometer o resfriamento e a lubrificação da broca, a limpeza 
abaixo do furo pode causar jateamento da parede do poço, com 
consequente desmoronamento, quebra da coluna por erosão 
e prisão dessa coluna devido ao acúmulo de cascalho do furo, 
principalmente se este estiver diante de formação friável.
Acomodação da ferramenta ao poço•	
Modificações na composição de fundo (acréscimo, substituição ou 
mudança de posição de estabilizadores ou comandos, substituição 
de lâminas de estabilizadores, inclusão de kelly seat wippers etc.) 
podem implicar uma prisão de ferramenta. Essas mudanças de 
rigidez ou de calibre exigem um condicionamento de poço, 
adequando-o ao novo conjunto de fundo.
Atitudes diante de uma ameaça de prisão•	
Aplicação de tração excessiva, quando se lida com ameaça de prisão, 
resulta prisão efetiva da coluna.
Uma referência prática para essa situação, no caso de broca acima do 
fundo, seria tentar a liberação para baixo, trabalhando com o peso 
dos comandos, evitando tracionamento, além do peso da coluna, de 
mais que metade do próprio peso dessa coluna. 
Exemplo: se a coluna presa pesa 100 ton, ao tracioná-la, a leitura no 
indicador deverá ser, no máximo, 150 ton.
21
Capítulo 1. Pescaria
Quando ocorrer a ameaça de prisão por decantação de cascalhos ou 
desmoronamento do poço, nunca se deve aplicar elevada pressão 
de bombeio ao se tentar estabelecer circulação, pois isso causa o 
embuchamento dos cascalhos e a consequente prisão da coluna, bem 
como a perda de circulação.
Com a pressãode bombeio baixa, em torno de 300 a 400 psi, o fluido 
de perfuração vai abrindo caminho entre os cascalhos e lentamente 
irá restabelecendo a circulação, pois sempre fica um filme do fluido 
entre os cascalhos desmoronados ou decantados.
Outra atitude prejudicial, no momento da ameaça da prisão, 
é a liberação brusca do torque acumulado, que pode causar 
desenroscamento simultâneo da coluna. Em poços de grande 
diâmetro, esse acidente poderá permitir a acumulação de dois ou 
mais peixes lado a lado dentro do poço, dificultando a operação 
de pescaria.
Condicionamento do poço•	
Operações especiais requerem adequado condicionamento de 
poço. Uma coluna testadora, especialmente quando se trata de 
teste seletivo, descida em poço com más condições mecânicas, tem 
grande probabilidade de prender a coluna do poço, deixar cunhas 
de âncora e pedaços de borracha, induzir a perda por pistoneio na 
descida e provocar kick ou fechamento de poço na subida.
Durante a fabricação e o tratamento do fluido, bem como durante 
a perfuração, é indispensável o acompanhamento técnico eficiente, 
visando evitar adição imprópria de componentes do fluido e o uso de 
produtos deteriorados, bem como manter as características ideais do 
fluido durante a perfuração.
Deve-se evitar fazer um tratamento de choque no fluido 
de perfuração com a coluna de lavagem, com barrilete de 
testemunhagem ou com outras ferramentas especiais no poço 
aberto, pois esse tratamento poderá acarretar a prisão da coluna.
22
Alta Competência
Descer um barrilete testemunhador com o poço em más condições 
mecânicas pode ocasionar acunhamento. Deve-se ter atenção 
especial para evitar descer coroa de diamantes sobre ferro para o 
fundo do poço. 
Revestimento•	
Acreditar no aperto original da luva do revestimento tem sido 
causa de jump-out. Esse fato foi constatado pela observação de 
que, na maioria dos casos, o topo do peixe é quase sempre pino. 
Quando, durante a descida do revestimento, se trabalha com 
chaves flutuantes comuns, deve-se posicioná-las no corpo dos 
tubos superior e inferior, respectivamente, por ocasião do aperto. 
nunca sobre a luva.
Descer coluna de revestimento em poços profundos exige o uso do 
elevador especial tipo cunha, porque a luva de um revestimento, 
apoiada em um elevador comum, não oferece uniformidade para 
distribuição da carga da coluna.
A ausência de protetores de revestimento nos tubos de perfuração 
é causa frequente da ocorrência de furos no revestimento, exigindo, 
muitas vezes, a realização de emendas (casing patch).
Cimentação mal executada pode causar a queda das últimas juntas 
por ação da rotação da coluna de perfuração. Sérias prisões e até 
necessidade de desviar o poço podem se seguir a esse fato.
Mudanças de posição dos tubos de revestimento, visando satisfazer 
a exigências de medidas, podem ocasionar a colocação incorreta de 
tubos quanto à resistência crítica no ponto em questão.
f) Revestimentos
O controle de qualidade ineficaz pelo operador conduz a pescarias 
de poços por falhas humanas, também de outras formas, tais como: 
23
Capítulo 1. Pescaria
Brocas•	
Soldagem imperfeita nas pernas de brocas, defeito na selagem dos 
rolamentos e calibre original da broca maior que o nominal são 
algumas falhas de controle de qualidade capazes de conduzir a 
pescarias.
roscas•	
Em revestimentos e tubos de lavagem, têm-se notado defeitos 
elementares na abertura das roscas, tais como: ovalização da matriz, 
excentricidade no torneamento da matriz, rosca não-especificada 
para o peso do tubo (roscas de tubos de lavagem com mesmo OD 
variam em função do peso nominal do tubo), os quais provocam 
queda de juntas no poço.
Pequenas fraturas, detectadas a olho nu, geralmente notadas na 
matriz da rosca, são bons indicadores da possível existência de outras 
ao longo do tubo, podendo ser causadoras de furos posteriores.
revestimentos•	
Danos causados ao revestimento durante o manuseio da 
coluna, especialmente pequenas deformações na luva, reduzem 
consideravelmente a resistência à tração da coluna de revestimento.
Corrosão é também um aspecto do controle de qualidade, a ser 
considerado a fim de se evitar problemas de rupturas ou colapso.
g) Outros fatores
Todas essas falhas humanas e muitas outras possíveis de ocorrer 
podem estar associadas a problemas comportamentais de origem 
variada, tais como: cansaço, problemas familiares, relacionamento 
conflituoso no trabalho, adaptação insatisfatória ao tipo de função, 
treinamento deficiente etc.
24
Alta Competência
1.2.2. Falhas no material
Os seguintes elementos podem ser destacados, quanto ao aspecto 
deficiência de material, como grandes causadores de pescaria:
1.2.2.1. Desgaste periférico da ferramenta 
O desgaste periférico dos componentes da coluna de perfuração 
pode provocar pescaria em função das razões abaixo listadas.
redução de resistência ao torque nas conexões, devido à •	
diminuição da área de contato do espelho, comprometendo 
também a vedação.
Em se tratando de comandos, o desgaste periférico tem como •	
efeito a concentração de flexão sobre a conexão, facilitando a 
quebra na raiz da rosca.
Quando o desgaste é excêntrico, aumenta a oscilação lateral da •	
coluna devido ao desbalanceamento da massa, especialmente 
em comandos.
Quando o desgaste se dá no corpo do tubo, causa a diminuição •	
das resistências à tração, colapso e pressão interna, bem como 
facilita a quebra do tubo quando muito solicitado em poços 
direcionais ou desviados.
1.2.2.2. Desgaste
Pode ser causado pela ação dos seguintes elementos: fluidos 
portadores de sólidos abrasivos, gás sulfúrico e oxidações, reduzindo, 
dessa forma, as resistências a esforços do tubo.
1.2.2.3. Empeno nos tubos de perfuração
Antecipa a ruptura por fadiga em consequência da intensificação 
das flexões.
25
Capítulo 1. Pescaria
Diante de formações friáveis, agrava problemas de 
desmoronamentos, devido à ampliação da oscilação lateral, 
principalmente se associada a efeitos de ressonância. O empeno 
nos tubos acelera o desgaste externo por atrito com a parede 
do poço.
1.2.2.4. Fadiga
Quebras de colunas são muito frequentes na zona de transição entre 
comandos e tubos. Entre todos os tubos, o primeiro tubo acima dos 
comandos é o mais tendente à fadiga, por estar sujeito às oscilações 
laterais e verticais da coluna de comandos e às vibrações provenientes 
da broca.
Uma boa medida para uniformizar a fragilização ao longo da coluna 
é alternar o posicionamento do primeiro tubo. inserir HW entre os 
comandos e os tubos é a melhor medida preventiva. Amortecedores 
de vibração minimizam esses efeitos.
1.2.2.5. Espelho defeituoso
Manuseio de tubos sem protetores, arrumação de seções estaleiradas 
na sonda com o uso de ferramenta imprópria, atrito de corrente 
de enroscar tubo entre espelhos, choques do pino da seção 
sobre o espelho da caixa, bem como outras razões podem causar 
concentração de flexão na raiz da rosca e wash out, problemas que 
facilmente conduzem a pescarias.
1.2.2.6. Desgaste por atrito dos mordentes da cunha
As resistências a tração, torque, pressão interna e colapso podem 
ser seriamente afetadas pela ação dos mordentes da cunha. Os 
cortes transversais provocam concentração de esforços. Furos no 
corpo do tubo são comumente encontrados no local de trabalho 
das cunhas.
26
Alta Competência
1.2.2.7. Danos causados por string shot
Durante operações de pescaria da coluna por partes, costuma-se 
proceder ao desenroscamento com auxílio de explosivos. Tabelas 
do fabricante dimensionam as cargas explosivas com relação à 
profundidade e à resistência da conexão em questão. Mesmo 
assim, podem ocorrer microfraturas, dilatação na caixa ou 
expansão no corpo do tubo, comprometendo consideravelmente 
as resistências a esforços.1.2.2.8. Desgaste na rosca
Tem como consequências principais a distribuição irregular da 
carga nos filetes, reduzindo a resistência à tração, decorrente da 
diminuição da área de contato entre os filetes do pino e da caixa. 
Da mesma maneira, diminui a resistência ao torque na conexão e 
propicia fadiga na raiz da rosca.
1.2.3. Falhas devido a condições adversas
Além das falhas humanas e das deficiências de material, 
condições adversas sobre as quais há pouca possibilidade de 
ação corretiva imediata são causadoras de muitas pescarias. As 
principais adversidades encontradas em um poço e capazes de 
gerar pescaria são:
1.2.3.1. Desmoronamentos
Chama-se “desmoronamento” a queda de pedaços das paredes do 
poço na forma de lascas, pedras ou blocos.
É interessante notar que, nesse sentido, as argilas plásticas e 
os evaporitos profundos, como a halita, a carnalita etc., não 
desmoronam, apenas escorregam para dentro do poço, estreitando 
o diâmetro deste.
Desmoronamento de folhelhos ocorre em função das causas abaixo 
especificadas.
27
Capítulo 1. Pescaria
a) Alta pressão de poros
Sem dúvida, a maior causa dos desmoronamentos de folhelhos é sua 
elevada pressão de poros.
A pressão nos folhelhos varia muito em um mesmo poço, ora subindo, 
ora descendo de valor. isso dificulta o estabelecimento correto da 
densidade do fluido de perfuração.
Densidades altas retardam a perfuração e podem causar prisão; 
densidades baixas deixam os folhelhos desmoronar; e densidades 
médias não são capazes de eliminar todos esses problemas.
b) Hidratação
Os desmoronamentos de folhelhos argilosos podem ocorrer como 
resultado de sua hidratação.
O filtrado de uma lama penetra alguns centímetros entre os 
planos de estratificação do folhelho, hidratando-o e criando uma 
força de inchamento, que atua de dentro da parede para dentro 
do poço, empurrando-a até desmoronar.
c) Lavagem de sais solúveis
Quando se atravessa uma camada inesperada de sal com fluido à 
base de água doce ou de baixas salinidades, provoca-se a dissolução 
dessa camada e cria-se uma caverna.
Se o teto dessa caverna for folhelho, certamente desmoronará, 
buscando uma configuração de maior estabilidade.
28
Alta Competência
d) Turbilhonamento do fluido
Em alguns casos muito específicos, um turbilhonamento vigoroso 
do fluido pode causar ou acentuar o desmoronamento de folhelhos. 
nesse caso, aqueles folhelhos microfraturados, secos, duros e 
quebradiços, que estalam sob a pressão dos dedos e se estilhaçam 
com facilidade.
A maioria das prisões em folhelhos desmoronáveis acontece 
porque a ferramenta é tracionada excessivamente, forçando o seu 
acunhamento no cascalho e causando, inclusive, o bloqueio total 
da circulação.
1.2.3.2. Desmoronamento de calcário
O calcário aflorante ou raso, além de causar sérios problemas de 
perda de circulação, é muito frágil e não resiste ao impacto de 
lâminas de estabilizadores. Seu desmoronamento costuma ocorrer 
na forma de paralelepípedos de tamanho suficiente para acunhar a 
coluna de perfuração.
Como se trata de rocha fácil de perfurar, comumente aplica-se peso 
sobre a broca e rotação elevada, o que pode ocasionar a quebra na 
base dos pinos dos comandos no momento do acunhamento, devido 
ao elevado momento de inércia da rotação.
Para evitar esses desmoronamentos, o melhor é usar 
estabilizadores de borracha, que ficam parados e permitem o 
giro livre da coluna no seu interior. Além disso, o emprego de 
amortecedores de choque evitará que a própria broca quebre a 
formação em blocos desmoronáveis.
1.2.3.3. Desmoronamento de basalto
na perfuração de soleiras resultantes de derrames basálticos, 
tem ocorrido desmoronamentos que vêm sendo resolvidos com 
aumento do peso do fluido de perfuração. Avançar a perfuração 
sob tais condições só tem sido possível com lama de 13 ib/gal, 
ou mais.
29
Capítulo 1. Pescaria
1.2.3.4. Desmoronamento de areia
Uma das mais frequentes causas de desmoronamento de areia é, sem 
dúvida, a ocorrência de perda de circulação.
Quando se tem uma camada espessa de areia mal consolidada, 
sobreposta a uma formação calcária fraturada, costuma acontecer 
a perda de circulação e, nesse momento, o nível hidrostático cai, 
podendo não conferir pressão suficiente para conter aquíferos 
existentes na areia.
As prisões de ferramenta por desmoronamento da areia costumam 
ser severas e o sintoma típico é a perda de circulação que antecede o 
fato, bem como ter-se deixado o poço em estática, por exemplo, nas 
conexões ou nas manobras.
1.2.3.5. Fechamento de poço
O fechamento do poço pode ser total ou parcial e geralmente resulta 
em pescaria, que quase sempre está associada a um ou mais dos 
fatores elencados abaixo.
a) Hidratação
Os folhelhos, a depender de muitos fatores, dentre eles a 
composição mineralógica das argilas originais, o filtrado da 
lama, o pH do filtrado etc., podem causar fechamento de poço 
por hidratação.
b) Deslizamento
As argilas moles, bem como os sais, a halita, a carnalita etc., a grandes 
profundidades, costumam apresentar alta plasticidade e escorregam 
para dentro do poço.
O fenômeno é mais grave quando, pelo movimento tectônico da 
crosta terrestre, esses elementos ficam sujeitos a pressões anormais.
30
Alta Competência
c) Swab
Ao retirar-se a ferramenta do poço, há sempre uma queda de pressão 
natural, devido à própria velocidade ascencional da tubulação.
Chama-se swab essa variação negativa de pressão, ocorrida nessas 
retiradas.
O fechamento do poço por swab acontece quando se puxa a 
ferramenta muito rapidamente, frente a uma zona de argila mole ou 
de evaporito profundo. Mesmo que os estabilizadores não estejam 
encerrados, o swab existirá e será tanto maior quanto menores forem 
os jatos da broca e mais elevados os valores reológicos do fluido.
Mesmo que a ferramenta saia sem nenhum arraste, o poço pode 
fechar abaixo da broca, pela perda repentina de pressão.
1.2.3.6. Perda de circulação
As perdas podem ser parciais ou totais, quanto ao volume de fluido 
que consegue retornar do poço, na condição normal de bombeio. 
Basicamente, o tipo de formação que se perfura é que determina a 
natureza da perda.
Folhelho, por exemplo, geralmente só implica menos perda de 
circulação que: trabalhos de fraturamento provocado; calcário 
fraturado e calcário cavernoso, por simples invasão; areia, por invasão 
ou infiltração.
Se um poço tiver zonas de folhelho e calcários expostos, e a perda 
ocorrer por sobrepressão no poço, com certeza a fratura terá sido no 
calcário, mesmo que este já não esteja sendo perfurado.
Geralmente, a pressão de poros do calcário que perde pressão é 
bastante baixa, em torno de 6 ib/gal. Sua pressão de fraturamento 
pode ser inferior a 9 ib/gal.
31
Capítulo 1. Pescaria
Alta velocidade de descida da coluna é uma das principais causas 
da indução de perda de circulação. O recalque da lama pode 
ser minimizado pela escolha da velocidade correta de manobra, 
compatível com as características geométricas da coluna e da reologia 
do fluido de perfuração. isso ocorre, por exemplo, na descida da 
coluna de teste de formação, da coluna de lavagem etc. 
1.2.3.7. Prisão por chaveta
Quando um poço, por qualquer motivo, sofre um desvio muito 
acentuado, forma o que se chama dog leg. O tubo que atrita contra a 
parede do poço, diante do dog leg, cria um canal, que tem o diâmetro 
desse tubo. Ao se retirar a coluna, os comandos não conseguem 
passar no canal feito pelo tubo de perfuração e, se houver excesso de 
tracionamento, podem ficar acunhados.
nesse tipo de prisão, a circulação continua plena e o movimento da 
coluna para baixo é normal, desde que os comandos não estejam 
acunhados. O uso de um estabilizador de menor diâmetro, no topo dos 
comandos, evita que estes sejam dirigidospara o canal da chaveta.
1.2.3.8. Prisão por diferencial de pressão
Quando se perfura com diferencial de pressão alto em frente 
à formação de alta permeabilidade e, por qualquer motivo, a 
coluna fica parada, a prisão desta pode ocorrer em virtude do 
desencadeamento dos seguintes eventos:
Diferencial de pressão atuando por mais tempo aumenta o •	
volume do filtrado;
Grande filtrado conduz a espesso reboco;•	
Aumento do reboco faz crescer a área de contato entre a •	
coluna e a parede do poço;
Acréscimo na área de contato aumenta a força de atrito.•	
32
Alta Competência
A força que provoca a restrição ao movimento da coluna é 
proporcional à área de contato e ao diferencial de pressão. O tempo 
é fator importante, porque a extensão da área presa cresce com ele.
1.3. Ferramentas da pescaria
Há uma variedade muito grande de fornecedores de ferramentas 
de pescaria. As descrições aqui encontradas são sucintas, não 
abrangendo todas as formas nas quais cada ferramenta pode ser 
encontrada e, para maiores detalhes, o manual específico deverá 
ser consultado.
1.3.1. Classificação das ferramentas de pescaria
a) Ferramentas para recuperação de material tubular
Ferramentas agarradoras:•	
Externo:
Overshot•	 (Fig. 1.1 a);
Die-collar•	 . 
interno:
Pino pescador;•	
Spear•	 ;
Taper tap•	 (Fig. 1.1 b).
33
Capítulo 1. Pescaria
Ferramentas defletoras:•	
Knuckle-joint•	 ;
Bent sub•	 ; 
Tubo torto.•	
Ferramentas de desconexão:•	
Junta de segurança;•	
String shot•	 ;
Reversing tool•	 ;
Coluna com rosca à esquerda.•	
Ferramenta multiplicadora de força e afins:•	
Bumper sub•	 ;
J•	 ars; (Fig. 1.1c) 
Suface bumper jars•	 ;
Acelerador de •	 jar;
Hydraulic pulling tool•	 .
34
Alta Competência
(a) (b) (c) (d) (e)
Figura 1.1 - (a) Overshot, (b) Taper top, (c) Jars, (d) Cortador hidráulico externo, (e) Subcesta
Cortadores:•	
Externo:
Mecânico;•	
Hidráulico (Fig. 1.1d). •	
interno:
Mecânico;•	
Hidráulico;•	
Químico;•	
Sand-cutters•	 ;
Jet-cutters•	 ;
Severing tools•	 .
35
Capítulo 1. Pescaria
Ferramentas indicadoras:•	
Estampador;•	
indicador de ponto livre;•	
C.C.l.;•	
Perfil indução.•	
Ferramentas de lavagem:•	
Externa:
Tubos de lavagem e acessórios.•	
interna:
Tubos macarroni e acessórios;•	
Turbines •	 slim-hole;
Power sub•	 ;
Flexi-tubo.•	
Ferramentas para recuperação de material não tubular:•	
Subcesta (fig. 1.1e); •	
Junk-basket•	 ;
Canguru;•	
Alligator;•	
Magneto;•	
Arpões.•	
36
Alta Competência
Ferramentas destruidoras:•	
Trituradoras:
Junk-mill•	 ;
Taper-mill•	 ;
Pilot mill/dressing mill•	 ;
Section mill•	 ;
Key seat wiper•	 (key seat reamer).
Explosive fragmentadora:
Junk shot•	 .
Ferramentas restauradoras de revestimento:•	
Casing roller•	 ;
Casing patch•	 .
C
ap
ít
u
lo
 2
Teste de 
formação
38
Alta Competência
Capítulo 2. Teste de formação
39
2. Teste de formação
2.1. Definição
O teste de formação também é conhecido como avaliação da 
formação, e consiste na determinação do valor das formações 
rochosas quanto à produção comercial de hidrocarbonetos (gás, 
óleo, condensado).
2.2. Objetivos
Com todos os investimentos feitos em avaliação das formações, 
bem como com as atividades constantes desta, visam-se alcançar os 
seguintes objetivos:
identificar os diversos tipos de rochas;•	
Localizar as formações com fluidos;•	
Determinar o fluido existente;•	
Determinar a produtividade da jazida;•	
Verificar o valor comercial;•	
Calcular as reservas.•	
2.3. Etapas
a) Geofísica
nessa etapa, através de pesquisas realizadas na superfície, procuram-
se determinar informações sobre as camadas de rocha existentes em 
uma dada região.
40
Alta Competência
Os principais métodos de pesquisa geofísica são:
Método gravimétrico•	
As variações da atração gravitacional podem ser registradas por 
instrumentos de alta sensibilidade, denominados gravímetros. Um 
levantamento gravimétrico pode detectar anomalias devido às 
diferenças de densidade das rochas. Esse método permite a localização 
de Domos Salinos e áreas com instruções de rochas ígneas.
Método magnético•	
Consiste no registro das distorções do campo magnético terrestre. 
Utiliza o magnetômetro, normalmente por via aérea, o que permite, 
com rapidez, a prospecção de vastas áreas.
Esse método pode revelar a existência de intrusões de rochas ígneas, 
pelo fato destas possuírem maior quantidade de minerais magnéticos. 
Também dá uma ideia da espessura das rochas sedimentares.
Método sísmico•	
Utiliza a propagação de ondas através da terra. implica a produção 
de abalos sísmicos artificiais, com explosivos. As ondas refletidas 
em descontinuidade na subsuperfície são registradas através dos 
geofones na superfície, medindo-se o tempo entre a emissão do 
abalo e o retorno da onda sísmica.
A velocidade de propagação das ondas mecânicas é estabelecida 
em função das constantes elásticas e da densidade do meio. 
Conhecendo-se a velocidade de propagação da onda sísmica, têm-se 
as profundidades das camadas refletoras.
O método sísmico é o mais usado na busca do petróleo.
As pesquisas geofísicas fornecem uma ideia das seguintes 
informações:
Capítulo 2. Teste de formação
41
Tipos de rochas;•	
Espessura das formações;•	
Deformações da estrutura rochosa;•	
Área da bacia rochosa.•	
Com base nessas informações, é feito um estudo geológico sobre 
a possibilidade de existência de condições favoráveis à geração e à 
acumulação de hidrocarbonetos na área.
Caso o estudo revele-se positivo, é selecionada uma alocação na área 
mais promissora da bacia para perfuração.
b) Perfuração 
não obstante os estudos geológicos e os métodos geofísicos poderem 
sugerir as mais promissoras locações, somente a perfuração de um 
poço poderá confirmar a existência do petróleo.
Durante essa etapa, diversos indícios podem ajudar a alcançar os 
objetivos da avaliação das formações. Alguns desses indícios são:
Velocidade de perfuração;•	
Testemunhos;•	
Amostras de calha;•	
Detentor de gás;•	
Kicks•	 ;
Perdas de circulação;•	
Perfilagem.•	
42
Alta Competência
Cabe ressaltar que as informações mais significativas, durante a etapa 
de perfuração, são fornecidas através das operações de perfilagem.
Essas operações consistem em descer no poço uma ferramenta 
que registra dados de acordo com as profundidades e com as 
propriedades mecânicas, elétricas, magnéticas, acústicas e radiativas 
das formações.
A análise dessas propriedades permite determinar as seguintes 
informações sobre o reservatório:
Litologia (tipo de rochas);•	
Espessuras permeáveis;•	
Porosidade;•	
Prováveis fluidos;•	
Saturações.•	
Apesar da grande quantidade de informações fornecidas pelos perfis, 
eles têm uma grande limitação, que consiste no fato de seu raio de 
investigação restringir-se às vizinhanças do poço.
Com base nos indícios acima indicados, decide-se abandonar o poço 
por estar seco (sem produção), ou escolhidos intervalos de interesse 
para testes de formação.
Os objetivos de um teste de formação variam de acordo com o 
conhecimento que se tem da área onde está o poço. Em áreas 
pioneiras, normalmente se exige a maior quantidade possível de 
informações. Já em áreas em desenvolvimento, o objetivo pode ser 
bem mais simples, como, por exemplo, um registro de pressão ou 
uma coleta de amostra.
De modo geral, pretende-se obter de um teste de formação as 
seguintes informações principais:
Capítulo 2. Teste de formação
43
identificação dos fluidos contidos na formação;•	
Medição de pressões (no fundo e na cabeça do poço);•	
Medição de vazões (óleo, água, gás);•Avaliação da produtividade;•	
Estimativa da permeabilidade da formação;•	
Estimativa do dano à formação;•	
Amostragem de fluidos (com ou sem pressão).•	
Constituem outros objetivos do teste de formação:
interferência de poços vizinhos;•	
Avaliação de eficiência de •	 squeezes;
Avaliação de eficiência de estimulação;•	
Localização de furos no revestimento;•	
Liberação de coluna de perfuração presa por pressão •	
diferencial.
2.4. Classificação 
a) Teste no poço aberto
realizado com o poço nas condições em que se encontra, após ser 
perfurado. Esse tipo de teste pode ser realizado em paralelo com a 
perfuração e a perfilagem.
no entanto, devido a condições mecânicas, econômicas e de segurança, 
é realizado em curto espaço de tempo, impossibilitando a obtenção 
completa das informações desejadas.
44
Alta Competência
Problemas:
Teste em espaço curto de tempo;•	
risco de prisão da ferramenta de teste por desmoronamento •	
da formação;
Pequeno raio de investigação;•	
risco de obstrução da ferramenta de teste;•	
Problemas em zonas com perda de circulação.•	
Vantagens:
Custo inferior ao do teste no poço revestido;•	
informações referentes a propriedades da formação obtidas •	
mais rapidamente embora com um grau de precisão menor;
Possibilidade de identificação do fluido da formação ainda •	
durante a fase de perfuração do poço.
b) Teste no poço revestido
realizado após o revestimento do poço, possui diversas vantagens 
sobre o teste a poço aberto, como, por exemplo:
Menor custo de sonda;•	
Tempo ilimitado de teste;•	
Seleção perfeita do intervalo a ser testado;•	
Obtenção mais apurada e completa dos parâmetros da •	
formação.
Capítulo 2. Teste de formação
45
2.5. Dinâmica de teste
Um teste de formação consiste fundamentalmente em:
isolamento da zona a ser testada;•	
Estabelecimento de um diferencial de pressão entre a •	
formação e o poço, de modo que os fluidos contidos na 
formação possam fluir para dentro do poço e daí para a 
superfície, quando possível;
Períodos sem produção para recuperação da pressão da •	
formação (estática) - (fechamento da válvula de fundo);
registro de pressões no fundo do poço.•	
Basicamente, uma ferramenta de teste (Fig. 2.1) de formação é 
composta por um ou dois packers (obturadores), cujo objetivo é isolar 
a formação a ser testada; uma válvula com fechamento no fundo 
e acionada por mecanismos na superfície para fluxos e estáticas; e 
registradores mecânicos ou eletrônicos que plotam, em uma carta, a 
pressão de fundo versus o tempo.
46
Alta Competência
AN
00 MR
Coluna de 
produção
Fundo do mar
Revestimento
intermediário
Registrador
Revestimento
de produção
Formação
Packer
Figura 2.1 - Ferramenta de teste 
de formação
c) Teste de formação 
A presença de óleo na formação não significa que ele possa ser 
produzido. O significado econômico de uma descoberta está 
diretamente relacionado ao potencial do poço ou das formações que 
possam ser produzidas através dele.
O teste de formação é o instrumento que permitirá a completa 
determinação das características da formação e do valor comercial 
desta.
A seguir, serão detalhadamente estudados os aspectos de um teste 
de formação.
Capítulo 2. Teste de formação
47
2.6. Teste de formação
2.6.1. Definição
Teste de formação é a principal ferramenta de que dispõe a 
engenharia de petróleo para a avaliação de poços e de reservatórios 
com relação à produção de hidrocarbonetos.
Um teste de formação pode ser considerado uma completação 
provisória de um poço. Consiste no isolamento de um intervalo e 
subsequente abertura à produção, com medição de fluidos, registro 
de pressão e coleta de amostras.
2.6.2. Objetivos
Obter informações a respeito da natureza e da quantidade dos 
fluidos que determinada formação contém, bem como das pressões 
às quais eles estão submetidos. 
Essas informações permitem determinar dano sofrido pela 
formação, raio de drenagem, produtividade, permeabilidade e 
detecção de heterogeneidades próximas.
2.7. Equipamentos de subssuperfície
Constituem o conjunto de ferramentas descido no interior do poço, 
através de uma coluna de tubos, com o objetivo de possibilitar as 
condições necessárias ao teste de formação.
As principais ferramentas de teste são:
a) Válvula testadora
É uma das ferramentas principais da coluna de teste e tem a 
finalidade de, durante a descida, permanecer fechada, impedindo 
a entrada na coluna da lama ou do fluido de completação. Após 
o assentamento do packer, deverá permitir, alternadamente, a 
abertura para fluxo e o fechamento para crescimento de pressão 
na formação (estática).
48
Alta Competência
Existe uma grande diversidade de tipos de válvulas, que podem 
ser classificadas genericamente, de acordo com o seu processo de 
operação, como descrito a seguir.
Por rotação
nessa categoria, encontra-se a DCiP (Dual Closed In Pressure), da 
Halliburton, que permite a realização de dois fluxos e duas estáticas 
por teste.
Como a DCiP é uma válvula que, em posição inicial, encontra-se 
aberta, torna-se necessário seu uso, acoplado a uma válvula auxiliar, 
denominada HS (hydro-spring), que desce fechada e é aberta por 
compressão quando do assentamento do packer. A válvula HS 
também tem um by-pass incorporado nela, que funciona como 
auxiliar da junta de segurança Vr. Após o assentamento do packer, 
há um retardo na abertura da HS para fluxo, com o objetivo de 
fechar completamente os by-pass e acomodar as borrachas do packer. 
Assim que o packer é desassentado, a HS fecha automaticamente e 
abre o by-pass.
A DCiP (Fig. 2.2 a) é acionada com rotações aplicadas na superfície, 
conforme demonstrado a seguir. 
Capítulo 2. Teste de formação
49
(a) (b)
Figura 2.2 - (a) DCiP, (b) HS Index
0 rotações – primeiro fluxo;•	
+ 11 rotações – primeira estática;•	
+ 14 rotações – segundo fluxo;•	
+14 rotações – segunda estática;•	
+ 16 rotações – circulação reversa.•	
Vantagens:
Segurança das aberturas e fechamentos;•	
Obtenção fácil da circulação reversa;•	
Baixo custo.•	
50
Alta Competência
Desvantagens:
Perda de voltas na coluna, quando operando a grande •	
profundidade;
Limitação de 2 fluxos e 2 estáticas;•	
Perda de voltas na coluna em poços direcionais;•	
restrição ao fluxo.•	
Por ciclagem de coluna
nesse grupo, encontram-se:
MFE (•	 Multiflow Evaluator) – Schlumberger;
HS •	 Index (hydro-spring Index) (Fig. 2.2 b) – Halliburton. 
Esse tipo de válvula permite a realização de um número indefinido 
de fluxos e estáticas, alternados entre si, obtidos por ciclagem da 
coluna.
A operação de ambas é semelhante. Portanto, será analisado aqui o 
comportamento da HS INDEX.
A HS Indexing J é uma variação da HS convencional, por permitir que 
qualquer número de fluxos possa ser realizado e por não ter, em seu 
conjunto, um sistema de by-pass solidário. Se um sistema desse for 
desejado, o LOC By-PaSS pode ser utilizado.
O sistema de retardo hidráulico nessa ferramenta atua como o 
da HS convencional. Dessa forma, permite a descida da coluna no 
poço, com a certeza de que o LOC By-PaSS, se usado, permanecerá 
aberto, e a válvula, fechada. Esse sistema também permite que 
o obturador seja assentado antes do fechamento do by-pass e da 
abertura da válvula.
Capítulo 2. Teste de formação
51
Quando a válvula é aberta, o sistema hidráulico produz uma pequena 
e súbita queda da coluna, o que é um indicativo, na superfície, de 
que houve abertura. Quando o peso é removido, com o movimento 
ascendente da coluna, ela imediatamente fecha, porque o sistema 
hidráulico de retardo não é efetivo nesse tipo de movimento.
repetidos fechamentos e aberturas, para períodos de estáticas e 
de fluxos, são feitospelo reciprocamento da coluna. O sistema de 
assentamento pro J-SLOT (Indexing J) permite, automaticamente, que 
a cada movimento alternado para abertura da válvula, ela permaneça 
fechada, permitindo, com isso, que o peso sobre os obturadores 
sejam mantidos durante o período de estática. Para reabertura após 
o período de estática, a coluna deve ser levantada antes para descer 
em seguida.
Como a válvula HS Index J trabalha por ciclagem de coluna, há a 
necessidade de se acrescentar, na coluna de teste, junta de extensão 
(slips joints) com o objetivo de se prover um curso durante a ciclagem 
para fluxos e estáticas, reduzindo o risco de desassentamento 
acidental dos packers.
b) Packer 
A finalidade do packer (Figura 2.3) é isolar a coluna hidrostática 
(lama ou fluido de completação contido no anular tubo-
revestimento) do intervalo a ser testado. Depois de assentado o 
packer, a pressão da coluna hidrostática não atuará mais sobre 
a formação, permitindo o fluxo de fluidos da formação para o 
poço, quando da abertura da válvula testadora.
Figura 2.3 - Packer
52
Alta Competência
Os packers podem ser classificados quanto ao uso em testes de 
formação, conforme pode ser evidenciado a seguir.
Permanente
Um dos tipos de packer mais usados é o “Modelo D”. É assentado, 
a cabo ou a coluna, no revestimento e pode possuir uma flap-valve, 
que impede o fluxo de baixo para cima.
Quando da realização do teste, é descido na coluna o anchor 
tubing seal assembly que, introduzido no interior do packer, abre a 
flap-valve, comunicando a câmara abaixo do packer com a coluna, 
através do interior da coluna.
A vedação do packer com o anchor tubing seal assembly é conseguida 
através de jogos de o’rings (anéis), existentes no corpo do 
equipamento.
Recuperável a poço aberto
Consiste de uma borracha de grandes dimensões e alta capacidade 
de deformação, que se adapta às paredes do poço, mesmo quando 
elas são um pouco irregulares. Seu assentamento é feito com a 
simples aplicação de peso sobre ele.
Para a compressão da borracha, é necessário que a extremidade da 
coluna testadora esteja apoiada no fundo do poço ou na parede, 
através de uma âncora de parede.
Em teste de formação seletivo em poço revestido, o packer inferior 
descido na coluna funciona como ancoramento, para permitir a 
expansão das borrachas. 
Recuperável para poço revestido
É um packer assentado à compressão, que possui normalmente os 
seguintes componentes principais:
Capítulo 2. Teste de formação
53
By-pass•	 : permite a livre passagem do fluido do poço (tubos 
furados – interior da coluna – by-pass), evitando que, devido 
ao fato de o diâmetro externo das borrachas ser idêntico ao 
diâmetro interno do revestimento, haja compressão de fluido 
na formação, durante a descida ou o pistoneio por ocasião da 
retirada;
Borrachas: promovem o isolamento entre o anular e o intervalo •	
testado, através de expansão quando da aplicação de peso sobre 
o packer;
Cunhas: responsáveis pela fixação do •	 packer ao revestimento e 
pelo suporte do peso aplicado no assentamento;
Parte de fricção: mantendo-se sempre em contato com o •	
revestimento, fornecem o atrito necessário para armar as 
cunhas;
Mecanismos de “J”: possibilitam o travamento das cunhas •	
durante a descida e a retirada, além da liberação delas no 
momento do assentamento. A cavidade em forma de “J” 
localiza-se no mandril do packer e o pino está fixo no corpo das 
cunhas.
Processo de assentamento:
Durante a descida da coluna, as paredes de fricção manterão o •	
pino na posição 1, impedindo a armação das cunhas;
Ao chegar à profundidade de assentamento, eleva-se a coluna •	
para o pino deslocar-se de 1 para 2;
Gira-se a coluna algumas voltas à direita, o que fará o pino •	
deslocar-se de 2 para 3;
Desce-se a coluna e o pino passará de 3 para 4, armando as •	
cunhas contra o revestimento;
54
Alta Competência
Com a aplicação de peso, as cunhas se fixarão ao revestimento, •	
o by-pass se fechará e as borrachas serão comprimidas; 
Para desassentamento, basta tracionar a coluna, o que liberará •	
as borrachas, abrirá o by-pass e deslocará o pino de 4 para 3, 
liberando as cunhas e permitindo a retirada da coluna.
O modelo de packer apresentado é o Positest, da Schlumberger. A 
Petrobras utiliza o packer modelo rTTS, fabricado pela Halliburton 
e que não possui by-pass incorporado a ele, mas feito na junta de 
segurança da Vr. O esquema de funcionamento é praticamente 
idêntico ao do packer da Schlumberger.
Porta-registrador
Sua finalidade é permitir a colocação de registradores de pressão no 
fundo do poço. 
Há dois tipos principais:
a) Convencional
O registrador é colocado dentro do porta-registrador, acoplado no 
nipple ou mesmo solto no interior da coluna de teste.
b) Fluxo pleno
Tubos furados
Como na extremidade da coluna de teste, normalmente é descido 
um porta- registrador externo (não permite fluxo), torna-se 
necessária, na coluna, a existência de tubos com orifícios para 
permitir a entrada dos fluidos do poço para o interior da coluna.
Capítulo 2. Teste de formação
55
Válvula de circulação reversa
Tem a finalidade de, após a realização dos fluxos e das estáticas, 
permitir a realização de uma circulação reversa, que permitirá a 
substituição, por lama ou fluido de completação, do fluido produzido 
pela formação, e existente no interior da coluna de teste e no espaço 
comprometido entre o packer e o intervalo testado.
Existe uma diversidade muito grande e citaremos as mais comuns.
a) Por impacto
Consiste de um sub com furos laterais, que são plugados com pinos 
vazados no seu interior e possuem um ponto fraco junto a sua base.
Para dar início à circulação reversa, joga-se uma barra da superfície 
que, ao chocar com os pinos, quebra-os e comunica o interior da 
coluna com o anular, possibilitando a circulação reversa.
Opcionalmente, poderá ser colocado, na coluna, um catcher sub para 
reter a barra, após a quebra dos pinos.
b) Por pressão interna
O sub pumpout consiste de uma ferramenta com furos laterais, 
nos quais são instalados conjuntos compostos de um disco de 
estanho (500 a 1.000 psi de resistência), um disco de latão e o 
suporte do conjunto. Quando se está descendo a coluna, o disco 
de latão apoiado no suporte impede que a pressão do anular 
rompa o disco de estanho. Quando se pressuriza o interior da 
coluna, o disco de latão, que, nesse sentido, está apenas apoiado 
no disco de estanho, romperá este último quando a pressão 
interna superar a coluna hidrostática do anular em cerca de 500 a 
1.000 psi, comunicando assim, o interior da coluna com o anular 
e possibilitando a circulação reversa. 
56
Alta Competência
Figura 2.4 - Sub pumpout
Junta de segurança
Tem a finalidade de liberar a coluna, quando o packer fica preso.
Constitui-se de uma conexão de rosca grossa, com os batentes 
ondulados, que permite o fácil desenroscamento da coluna de teste. 
Esse modelo descrito é o da Schlumberger.
Para desconectá-la, faz-se coincidir o ponto neutro da coluna com 
a junta de segurança, gira-se a coluna à esquerda e mantém-se o 
torque até a liberação da rosca.
A Petrobras utiliza Vr safety joint para desconexão da ferramenta 
de teste em uma situação de packer preso. A junta de segurança 
Vr também tem a função adicional de promover um by-pass para o 
packer rTTS. Para desconectá-la, faz-se coincidir o ponto neutro da 
coluna com a junta e gira-se a coluna à esquerda, reciprocando-a 
para cima e para baixo até a liberação da junta.
Capítulo 2. Teste de formação
57
Percussor hidráulico (JAR)
Essa ferramenta permite a aplicação de choques na coluna, com o 
intuito de liberar o packer, quando este se encontra preso.
A ferramenta é composta de um corpo com dois diâmetros internos,preenchidos com óleo hidráulicos e percorridos por um mandril.
Quando o mandril encontra-se na posição inferior e começa a 
deslocar-se para cima, o pequeno espaço entre o ressalto inferior 
do mandril e o diâmetro interno inferior gera uma resistência muito 
grande à passagem de óleo, originando uma acumulação de força, 
sob a forma de tração na coluna. Quando o ressalto do mandril 
alcança o diâmetro superior (bem maior), o espaço para passagem do 
óleo é sensivelmente ampliado e a resistência desaparece, liberando 
bruscamente a tração acumulada na coluna e causando o choque do 
ressalto superior do mandril com o corpo do percussor, originando 
assim uma pancada para cima em toda a coluna.
Para que o mandril possa retornar à posição inferior, sem haver 
resistência à passagem do óleo, o ressalto inferior do mandril possui 
uma check-valve, que permite a fácil passagem do óleo.
Slip joint
Consiste de um mandril com pistão, que se desloca livremente, no 
interior do corpo da slip joint em função do balanceamento existente 
entre o interior do mandril e a câmara acima do pistão.
Essa ferramenta é utilizada para:
Compensar a oscilação das ondas do mar em testes de formação •	
realizados em plataformas semissubmersíveis e em navios-
sonda;
Compensar o encurtamento da coluna em testes em poços de •	
gás ou o alongamento devido à temperatura elevada;
58
Alta Competência
Prevenir desassentamento do •	 packer nas ciclagens de 
abertura e fechamento, quando usada juntamente com a 
válvula HS Index.
Registradores 
São equipamentos que registram o tempo, a pressão e/ou a 
temperatura no fundo do poço, durante a execução do teste. 
Devem ser dimensionados segundo a temperatura do poço, as 
pressões máximas prevista para as operações e o tempo total 
previsto para o teste. Os registradores, sempre que possível, são 
utilizados em diversos pontos da coluna de teste, de forma a 
satisfazer vários propósitos.
Registrador acima da válvula
normalmente, um dos registradores utilizados no teste de 
formação é posicionado acima da válvula de fundo, com o objetivo 
de verificar se a vedação da coluna de teste e da própria válvula 
de teste está perfeita. Uma linha horizontal, marcada por um 
registrador acima da válvula, durante os períodos de estática, 
indica que não ocorreram vazamentos.
O registrador acima da válvula deve ser dimensionado, prevendo-
se a pressão de fluxo na circulação reversa, que inclui as perdas de 
carga na coluna de teste.
Registradores internos
Os registradores internos são posicionados no interior da 
ferramenta de teste, abaixo da válvula de fundo. Ao comparar 
suas leituras de pressão de fluxo às leituras dos registradores 
externos e acima da válvula, pode-se verificar se ocorreu alguma 
restrição ao fluxo no interior da ferramenta, entre os tubos 
perfurados e a válvula de teste.
Capítulo 2. Teste de formação
59
Registradores externos
Os registradores externos medem a pressão abaixo do packer, no 
espaço anular, e são instalados em porta-registradores posicionados 
abaixo dos tubos perfurados.
Tipos de registradores
Registradores mecânicos
Os registradores mecânicos, de uso mais comum, principalmente 
devido ao seu baixo custo, são compostos por uma seção de registro 
e um elemento sensor, que pode ser de pressão ou de temperatura. 
O sensor de pressão, por sua vez, é composto por um fole, que é 
conectado a um diafragma numa das extremidades e por um tubo 
helicoidal, ou bourdon, conectado na outra extremidade do fole. 
A pressão externa do registrador é transmitida pelo diafragma ao 
fole, que, por sua vez, transmite-a ao tubo bourdon. Como o interior 
do registrador é vedado por anéis de vedação do tipo o’ring após a 
montagem na superfície, sua pressão interna é praticamente igual 
à atmosférica, e qualquer alteração da pressão externa se traduz 
em um movimento circular do tubo bourdon. A outra extremidade 
desse tubo é conectada a uma haste, que, por sua vez, é conectada 
a um estilete na seção de registro. 
A seção de registro é dividida basicamente em duas partes. na parte 
mais próxima em relação ao elemento de pressão, existe uma caneleta 
semicilíndrica, que apoia um cilindro porta-cartas, no qual é inserida 
uma lâmina, ou carta metálica delgada, com uma das superfícies 
oxidada ou pintada com uma fina película branca. A carta é fixada no 
interior do cilindro porta-cartas por uma régua metálica (interna) e três 
parafusos (externos). A superfície da carta é riscada continuamente 
pelo estilete, ficando registrado nela o comportamento de pressão 
no exterior do registrador, enquanto o estilete estiver acionado. 
na parte oposta da seção de registro é instalado um relógio, que é 
conectado ao cilindro porta-cartas através de um parafuso de rosca 
sem fim. O relógio faz com que a rosca sem fim gire enquanto a corda 
deste estiver atuando, o que transmite ao cilindro porta-cartas um 
60
Alta Competência
movimento longitudinal em relação ao estilete. Os registradores de 
temperatura são semelhantes aos de pressão, diferindo destes pelo 
fato de o fole ser substituído por um bulbo, que atua como sensor de 
temperatura.
Antes de o relógio ser conectado ao cilindro porta-cartas, é 
necessário marcar, na carta, uma linha-base com a pressão 
atmosférica e com a temperatura ambiente, para facilitar a leitura 
posterior desses elementos. isso é feito posicionando-se o cilindro 
porta-cartas na caneleta, acionando o estilete e inclinando o 
registrador de forma que o cilindro deslize sobre a caneleta.
Os tubos bourdon estão sujeitos a um efeito conhecido 
como histerese toda vez que são submetidos a pressões ou a 
temperaturas elevadas. A histerese faz com que o estilete não 
volte, após remover a pressão, ao mesmo ponto em que estava 
antes que o bourdon fosse pressurizado. Como o efeito de 
histerese é cumulativo, torna-se necessário recalibrar os sensores 
periodicamente, em bancadas especiais. Caso um registrador 
seja submetido a condições superiores à sua capacidade nominal, 
é muito provável que tenham sido introduzidas deformações 
permanentes no tubo bourdon. nesse caso, o registrador deve 
ser recalibrado antes de ser utilizado novamente. O resultado 
dessa calibração é uma equação de primeiro ou de segundo 
grau, que descreve o comportamento de deflexão provocada 
no estilete, em função da pressão ou da temperatura à qual o 
sensor foi submetido.
Os registradores de pressão de subsuperfície mais utilizados pela 
Petrobras são do tipo AK-1, fabricado pela E.V. Kuster incorporation 
e descido nos testes com fechamento de fundo. Possui 36 polegadas 
e diâmetro de 2.25 pol. A carta usada com AK-1 tem dimensões de 4 
x 5 pol. O AK-1 é disponível nos ranges de 0-700 psi a 0-30000 psi.
O rPG-3, mais comumente denominado de “AMErADA”, é fabricado 
pela GrC – Geophisical reserarch Corp. e é descido nos testes a cabo 
com fechamento na superfície. Possui comprimento de 73 ou 77 psi, a 
depender da capacidade, e diâmetro de 1,25 pol. A carta usada com 
rPG-3 tem dimensões de 2 x 5 pol. O rPG-3 é disponível nos ranges 
de 0-700 a 0-22000 psi.
Capítulo 2. Teste de formação
61
Registradores eletrônicos
Os registradores eletrônicos podem fazer a aquisição de dados em 
tempo real ou em memória. Os registradores com aquisição de dados 
em tempo real, quando utilizados em testes de formação, requerem 
o uso de válvulas de testes especiais, que permitam que o registrador 
descido no poço a cabo e instalado acima da válvula fique em contato 
com a câmara de teste, através de uma tomada de pressão. nesse 
caso, a energia que ativa o registrador é transmitida pelo mesmo 
cabo que faz a aquisição de dados de pressão, temperatura e tempo. 
Assim, a autonomia desse tipo de registrador é ilimitada, a menos 
que ele apresente defeito durante a operação.
Os registradores equipadoscom memória são utilizados em testes 
de formação, sendo descidos no poço em porta-registradores. 
A fonte de energia que ativa esses registradores é uma bateria 
especial, cuja autonomia é limitada e depende das temperaturas 
de operação. Quanto maior a temperatura do intervalo a 
ser testado, menor a autonomia da bateria. A autonomia 
do registrador depende também da quantidade de memória 
disponível. Por isso, os registradores com memória dispõem de 
diversos algoritmos, ou procedimentos automáticos, de aquisição 
de dados. Esses algoritmos procuram otimizar a aquisição de 
dados, evitando que a memória seja preenchida por informações 
pouco interessantes, como por exemplo, os da descida da coluna 
de teste no poço. Geralmente, são programados na superfície, um 
tempo de espera, ou time delay, para iniciar a aquisição de dados 
e uma diferença de pressão mínima necessária para aquisição de 
um novo dado.
Os sensores de pressão eletrônicos são também sensíveis à 
temperatura. Os dados de temperatura colhidos pelo registrador 
permitem que os dados de pressão do teste sejam corrigidos para 
eliminar os efeitos da temperatura sobre o sensor de pressão. Caso 
as informações de temperatura não sejam corretas ou apresentem 
oscilações, os dados de pressão conterão erros.
62
Alta Competência
Calibração de registradores mecânicos
nessa calibração, utilizam-se:
Conjunto para banho térmico, com a finalidade de manter •	
um ou mais registradores numa temperatura controlada 
durante o processo de calibração e que atenda às temperaturas 
da calibração, dentro da variação máxima de +/-2, 2°C, sendo 
utilizado apenas para calibração em temperaturas elevadas;
Bomba de peso morto (•	 deadweight tester), capaz de pressurizar 
o registrador com valores de pressão conhecidos durante o 
processo de calibração, com uma pressão de, pelo menos, 0,05% 
da pressão gerada;
Elemento de tempo, com a finalidade de controlar o •	
movimento relativo entre o estilete e a carta durante a 
calibração/aferição, constituído de um relógio de 3 horas ou 
emulador de relógio com acionamento manual. 
Procedimentos de calibração
Antes da calibração propriamente dita, é realizada a quebra de 
inércia do registrador, que consiste na pressurização deste durante 
2 minutos, entre 90% e 100% de sua capacidade, na temperatura 
ambiente, por duas ou três vezes e espaçada de 32 minutos entre si. 
O registrador é, em seguida, despressurizado, aguardando-se 10 min 
para relaxamento do tubo bourdon, quando é traçada a linha base. 
A calibração deve ser realizada tanto na temperatura ambiente 
quanto em temperaturas elevadas, desde que o valor destas últimas 
esteja dentro da capacidade do registrador calibrado. 
Capítulo 2. Teste de formação
63
na calibração à temperatura ambiente, são aplicadas pressões 
crescentes a partir de 20% da capacidade do registrador, com 
incrementos de cerca de 10% até atingir aproximadamente 90%. 
Os incrementos de pressão são iguais, permanecendo cerca de 
3 min em cada nível, no caso de o elemento de tempo ser o 
relógio. O registrador é então despressurizado e, após 10 min, 
são aplicadas mais uma vez as mesmas pressões, conforme o 
procedimento descrito acima, visando-se verificar a repetibilidade 
do registrador. Em seguida, o registrador é pressurizado para 
cerca de 50% de sua capacidade para verificação da histerese e, 
após 5 min, é despressurizado totalmente. Decorridos cerca de 2 
min, a carta é retirada.
Métodos de converter calibrações em pressões
Uma vez lida a carta de calibração por um instrumento de 
precisão, há uma tabela da qual constam os valores aplicados de 
pressão (kg/cm2, psi) e as deflexões correspondentes nas unidades 
de leitura (pol ou mm). necessita-se de algum método através do 
qual se possa converter qualquer valor de deflexão registrado em 
um teste em seu correspondente valor de pressão.
2.8. Equipamentos de superfície
São denominados equipamentos de superfície o conjunto de 
aparatos instalados na cabeça e na locação do poço, que permitem 
desenvolver, com segurança, as seguintes funções primordiais:
Controle do fluxo;•	
Separação de fases;•	
Medição de pressões;•	
Medição de vazões;•	
Armazenamento de fluidos;•	
64
Alta Competência
Descarte de fluidos;•	
Obtenção de amostras.•	
Os mais comuns equipamentos de superfície são:
Cabeça de fluxo•	 (flow head)
É colocada sobre a extremidade da coluna de teste, servindo como 
uma ligação entre a coluna de teste e os demais equipamentos de 
superfície.
Consiste normalmente do seguinte conjunto:
Válvulas: de fechamento rápido, para maior segurança do •	
teste;
Saídas laterais: permitem a condução do fluido produzido para •	
os outros equipamentos de superfície;
Swivel•	 : possibilita girar a coluna sem desconectar as linhas de 
superfície;
Porta-barra: contém a barra que será lançada a fim de •	
quebrarem os pinos da válvula de circulação reversa por 
impacto;
Lift niple•	 : possibilita a suspensão da cabeça na catarina;
Eventualmente, poder-se-á colocar, sobre a cabeça de fluxo, •	
outros equipamentos, tais como lubrificadores, BOP, etc., para 
operações com wireline, operações com registradores de tempo 
real ou com injeção de nitrogênio.
Capítulo 2. Teste de formação
65
Mangueiras •	 chicksans
Possibilitam uma conexão versátil entre a cabeça e o manifold, e 
entre este último e as linhas de superfície. Em poços de gás com 
altas vazão e pressão, bem como nos testes em unidades flutuantes, 
são usadas mangueiras coflexip.
Choke •	 manifold (Fig. 2.5.) 
É um dispositivo que permite o controle das condições de fluxo na 
superfície, através de restritores de fluxo, denominados chokes, 
encaixados nesse dispositivo, evitando que as altas pressões 
oriundas do poço danifiquem os equipamentos de superfície 
ou que alterações nas condições de superfície interfiram nas 
condições de fluxo no interior do poço e da formação.
Figura 2.5 - Choke Manifold
O choke manifold, por possuir dois ramos de tubulação, permite a 
troca de chokes sem interrupção do fluxo, bem como a inspeção 
nestes, em caso de produção de areia.
O choke manifold possui ainda pontos destinados à conexão de 
manômetros ou outros equipamentos para acompanhamento das 
pressões na cabeça (montante e jusante do choke).
Balde e mangueira flexível•	
num dos pontos de tomadas de pressão do choke manifold, é 
acoplada uma mangueira flexível, cuja outra extremidade é 
mergulhada num balde de água, para o acompanhamento do 
sopro gerado nos momentos de aberturas para fluxo.
66
Alta Competência
O comportamento do sopro fornece uma ideia preliminar da 
performance do intervalo, do funcionamento efetivo da válvula 
testadora, bem como um acompanhamento visual durante todo o 
fluxo, nos casos de intervalos de baixa produtividade.
Separador (Fig. 2.6) •	
Esse equipamento tem como finalidade permitir a separação das 
fases líquidas e gasosas do fluido produzido pelo poço.
Figura 2.6 - Separador
Tanque de aferição/armazenamento•	
Tem como finalidades:
Medir a vazão de líquidos, de modo a aferir os valores obtidos •	
no flocometer;
Armazenar a fase líquida do fluido produzido pelo polo para •	
posterior descarte.
Queimadores (Fig. 2.7) •	
Têm como finalidade o descarte, através de queima, do óleo e do gás 
produzidos pelo poço, de modo a evitar qualquer grau de poluição 
da locação.
Capítulo 2. Teste de formação
67
Figura 2.7 - Queimador
Montagem dos equipamentos de superfície•	
A composição da coluna de ferramentas é preparada com 
antecedência, de modo que sejam enviadas à sonda todas as partes 
integrantes necessárias. Contudo, a determinação da composição de 
tubos e comandos é uma tarefa inerente à operação.
Para essa determinação, devem-se levar em conta os seguintes 
aspectos:O •	 packer deverá ser assentado pelo menos um tubo de 
revestimento acima dos intervalos canhoneados, com o propósito 
de evitar falhas de assentamento;
O •	 packer deverá ser assentado fora das luvas de revestimento, 
a fim de evitar vazamentos pelas suas borrachas;
A junta do tubo superior da coluna deverá permanecer cerca •	
de 1,0 m acima da mesa rotativa ou cunha, quando o packer 
estiver assentado, de modo a permitir a fácil operação da cabeça 
de fluxo.
A diferença entre as medidas de sonda e da companhia de •	
perfilagem.
68
Alta Competência
2.9. Teste de superfície
Para que se possa ter condições de operação e de segurança 
adequadas à realização de fluxos de fluidos na superfície e eventuais 
fechamentos do poço na cabeça, torna-se necessário o teste de 
pressão na cabeça de fluxo, no manifold, nas linhas de superfície e 
entre os dois lubrificadores acima da cabeça de teste, bem como nas 
válvulas existentes.
O valor da pressão a aplicar-se nos testes deve ser compatível 
com a pressão esperada na cabeça, no caso de um fechamento na 
superfície durante o fluxo. Existem normas regulamentadoras para 
essas pressões de teste.
2.10. Cuidados operacionais
a) Na área da sonda, antes do teste:
Verificar a dureza das borrachas do •	 packer, o bom 
funcionamento do mecanismo das cunhas e o travamento 
destas;
Checar o bom estado das válvulas de circulação reversa e de •	
seus mecanismos. Calcular, conforme normatização, a pressão 
de trabalho das diversas válvulas que atuam por pressão anular, 
pressão de n2 etc;
Efetuar teste hidrostático de tubo e comandos que irão efetuar •	
o teste.
b) Durante a descida:
Completar o anular e isolar um tanque para retorno, antes de •	
iniciá-la;
Verificar o bom estado dos espelhos da ferramenta de teste, •	
dos comandos e dos tubos;
Capítulo 2. Teste de formação
69
Observar a montagem das diversas ferramentas, •	
principalmente dos registradores;
Anotar o peso da ferramenta de teste, quando no interior do •	
poço;
Descer a coluna em baixa velocidade, de modo a evitar •	
compressão de fluidos na formação;
Acompanhar o retorno no tanque, o peso no •	 martin-decker e 
efetuar o “teste do guardanapo”;
Evitar rotações e ascensões da coluna, com o intuito de prevenir •	
assentamentos acidentais do packer;
Descer a coluna vagarosamente no caso da existência de •	 liner, 
quando se aproximar do topo do liner;
Descer a coluna vagarosamente, em poços com •	 packer 
“modelo D”, quando próximo à profundidade do packer, a 
fim de evitar o acoplamento prematuro do anchor tubing seal 
assembly;
recolher amostra de fluido de completação ou da lama de •	
perfuração no retorno da calha, no final da descida.
2.11. Testemunhagem
Testemunhagem é o processo pelo qual obtemos amostras de uma 
rocha de subsuperfície (testemunho) com o objetivo de analisá-
la e coletar informações úteis para as engenharias de reservatório, 
completação, perfuração e geologia.
Dentre as informações obtidas, destacamos textura, porosidade, 
permeabilidade, saturação de óleo e água e litologia.
70
Alta Competência
Testemunhagem com barrilete convencional – Consiste na •	
descida de uma broca vazada (coroa) e dois barriletes, sendo 
um externo, que gira com a coluna, e um interno, onde 
se alojará a amostra. na medida em que a broca avança, 
o cilindro de rocha é encamisado pelo barrilete interno e 
posteriormente trazido à superfície. As maiores vantagens 
desse método são obtenção de um testemunho de maior 
diâmetro e facilidade de uso em formações abrasivas. A 
desvantagem é o comprimento do testemunho limitado a 
seis metros.
Testemunhagem a cabo – Processo similar ao convencional •	
desenvolvido com o objetivo de trazer o barrilete interno 
à superfície através de um cabo sem a necessidade de se 
retirar toda a coluna. As desvantagens deste método são 
limitações em rochas muito duras e diâmetros reduzidos de 
testemunho.
Testemunhagem lateral – Método empregado quando •	
necessário em uma formação já perfurada devido a mudanças 
inesperadas na coluna estratigráfica. Utiliza uma ferramenta 
percussiva onde cilindros ocos, presos por cabos de aço a um 
canhão, são arremessados contra a parede da formação para 
retirar as amostras. Similarmente à testemunhagem a cabo, 
possui como desvantagem a obtenção de testemunhos de 
pequenos diâmetros, o que dificulta sua análise.
Exercícios
71
1) responda às questões que se seguem:
a) O que significa a palavra pescaria na indústria do petróleo?
____________________________________________________________
____________________________________________________________
____________________________________________________________
_____________________________________________________________
b) A que se refere o termo peixe, no mesmo contexto?
_____________________________________________________________
c) Como são chamados os instrumentos utilizados na recuperação 
dos peixes?
____________________________________________________________
_____________________________________________________________
d) Que tipos de falhas podem ocasionar a pescaria, que é conside-
rada um acidente? 
____________________________________________________________
_____________________________________________________________
Exercícios
Alta Competência
72
2) Observe os tipos de falhas apontadas a seguir e faça as relações:
A - Falhas humanas
B - Falhas nos equipamentos
C - Falhas diversas
( ) Empeno nos tubos de perfuração 
( ) inobservância de parâmetros básicos e de recomendações 
técnicas 
( ) Desmoronamentos 
( ) Aperto de coluna (revestimento, de perfuração ou especial) 
( ) Medição de coluna Parada da mesa rotativa 
( ) Desgaste periférico da ferramenta 
( ) Espelho defeituoso 
( ) Hidratação 
( ) Lubrificantes 
Exercícios
73
3) Complete o quadro, conciliando as descrições das falhas aos seus 
respectivos nomes:
Falha Descrição
(1) Cunhas ( ) O assentamento irregular desse equipa-
mento pode permitir a queda da coluna 
no poço, se esta escorregar da cunha, 
em função de dois fatores: desnivela-
mento dos mordentes e desnivelamento 
do conjunto de links do colar.
(2) Elevadores 
(dimensão e 
carga nominal)
( ) Trata-se de equipamento fora do range 
recomendado pelo fabricante, inade-
quado para o tipo de tool joint em uso 
ou com pouca tensão na mola de trava-
mento, apresentando desgaste interno 
e nos pinos de articulação. Sendo assim, 
pode provocar queda de coluna e tam-
bém acidentes pessoais.
(3) Acomodação 
da ferramenta 
ao poço
( ) Ocorre quando a vazão alcança o limite 
superior da pressão de bombeio e perma-
nece insuficiente para efetuar uma boa 
limpeza do poço. Esse problema ocorre 
principalmente em poços profundos, 
que tenham sofrido desmoronamento, 
encontrando-se, portanto, alargados. 
Ocorre também em poços direcionais, 
com ângulos de inclinação elevados, nos 
quais se requer, para se conseguir uma 
boa limpeza, uma vazão superior às uti-
lizadas para poços verticais.
Alta Competência
74
(4) Colar de 
comandos
( ) O uso inadequado desses equipamen-
tos na tubulação em operação ou com 
ausência de mordentes poderá reduzir 
a área de sustentação das cargas, pro-
vocando colapso, queda de mordentes, 
queda da cunha e até da coluna no poço. 
É importante observar a carga nominal 
desse equipamento.
O uso desse elemento como freio da co-
luna durante manobras de descida pode 
colapsar o corpo do tubo, provocar cor-
tes concentradores de esforços e quebras 
prematuras do tubo, além de causar da-
nos ao próprio equipamento.
(5) Hidráulica ( ) Modificações na composição de fundo 
(acréscimo, substituição ou mudança de 
posição de estabilizadores ou comandos, 
substituição