13 Completação de Poços de Petróleo

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Completação 
de poços de 
petróleo
Material elaborado em parceria PrOMinP e Petrobras.
Autor: José Luiz de Paula
Completação 
de poços de 
petróleo
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
Introdução 11
Capítulo 1. Métodos de completação 
1. Métodos de completação 15
1.1. Quanto ao posicionamento da cabeça dos poços 15
1.2. Quanto ao revestimento de produção 17
1.3. Quanto ao número de zonas explotadas 19
Capítulo 2. Classificação das operações 
2. Classificação das operações 25
2.1. investimento 25
2.2. Completação 25
2.3. Avaliação 25
2.4. recompletação 26
2.5. Manutenção da produção 26
2.6. Avaliação 27
2.7. restauração 27
2.8. Limpeza 32
2.9. Mudança do método de elevação 32
2.10. Estimulação 33
2.11. Abandono 33
Capítulo 3. Detalhamento das fases de uma completação 
3. Detalhamento das fases de uma completação 37
3.1. instalação da cabeça de produção e dos equipamentos 
de segurança para controle do poço 38
3.1.1. Cabeça de revestimento 44
3.1.2. Suspensor de revestimento tipo C-22 46
3.1.3. Cabeça de revestimento tipo carretel 47
3.1.4. Adaptadores para a cabeça de produção 48
3.1.5. Cabeça de produção - descrição 49
3.1.6. Suspensor da coluna de produção 51
3.1.7. Adaptador para árvore de natal 51
3.1.8. Árvore de natal 52
3.2. Condicionamento do revestimento de produção 53
3.3. Substituição do fluido do poço por fluido de completação 54
3.4. Avaliação da qualidade da cimentação 55
3.4.1. introdução 55
3.4.2. Princípio de funcionamento 56
3.4.3. Apresentação do perfil CBL/VDL 57
3.4.4. interpretação do perfil CBL/VDL 59
3.4.5. Aferição da calibração da ferramenta 60
3.4.6. influência da pasta de cimento 60
3.4.7. influência do microanular 61
3.4.8. influência da espessura da capa de cimento 61
3.4.9. interpretação do perfil VDL 62
3.4.10. Ferramenta de perfilagem ultrassônica CET 62
3.4.11. Ferramenta de perfilagem ultrassônica USiT 63
3.5. Canhoneio da zona de interesse 64
3.5.1. introdução 64
3.5.2. Técnicas de canhoneio 65
3.5.3. Sistema de canhoneio TCP 67
3.5.4. Vantagens do sistema de canhoneio TCP 69
3.5.5. Desvantagens 70
3.6. Coluna de produção 70
3.6.1. introdução 70
3.6.2. Componentes da Coluna de Produção 72
3.6.2.1. Tubos de produção 72
3.6.2.2. Shear-out 76
3.6.2.3. Hydro-trip 77
3.6.2.4. Nipples de assentamento 78
3.6.2.5. Sliding sleeve 80
3.6.2.6. Standing valve 80
3.2.6.7. Packer de produção 81
3.2.6.8. Junta Telescópica (TSr) 82
3.2.6.9. Mandril de gas lift (MGL) e válvula de gas lift (VGL) 84
3.2.6.10. Válvula de Segurança de Subssuperfície (DHSV) 85
3.7. indução de surgência 86
Exercício 88
Bibliografia 94
Gabarito 95
Figura 1 - Sonda de Produção Terrestre (SPT) 15
Figura 2 - Tipos de sondas marítimas 16
Figura 3 - a - Completação a poço aberto 19
Figura 3 - b- Completação com revestimento rasgado 19
Figura 3 - c - Completação com revestimento canhoneado 19
Figura 4 - a - Completação simples 20
Figura 4 - b - Completação seletiva 20
Figura 4 - c - Completação dupla 20
Figura 5 - a - Poço com contato óleo/água - Situação inicial 28
Figura 5 - b - Poço com contato óleo/água, água atinge o canhoneio 28
Figura 6 - Poço produzindo água devido a falhas na cimentação 29
Figura 7 - Poço injetor com permeabilidade estratificada 30
Figura 8 -a - Poço com contato gás/óleo - Situação inicial 31
Figura 8 -b - Poço com contato gás/óleo - Após a expansão do gás 31
Figura 9 - Equipamentos de superfície para completação seca 39
Figura 10 - revestimento de produção ancorado na cabeça de 
revestimento através do casing hanger 41
Figura 11 - Situação após a instalação do adaptador e da 
cabeça de produção 42
Figura 12 - Corte da ponta de revestimento 42
Figura 13 - Situação após a instalação do Preventor de Erupções (BOP) 43
Figura 14 - Esquema padrão de poço surgente 44
Figura 15 - Desenho e foto da cabeça de revestimento tipo C-22 46
Figura 16 - Suspensor de revestimento tipo C-22 46
Figura 17 - Cabeça de revestimento tipo carretel 47
Figura 18 - Adaptadores para cabeça de produção 48
Figura 19 - Cabeça de Produção T-16 50
Figura 20 - Suspensores T-16 e T-16 BP 50
Figura 21 - Cabeça de Produção T-16-00 e TC com suspensores 51
Figura 22 - Adaptadores para árvore de natal 51
Figura 23 - Árvore de natal convencional 52
Figura 24 - Condicionamento do revestimento com broca e raspador 54
Figura 25 - raspador 54
Figura 26 - Desenho esquemático poço mostrando falha na cimentação 55
Figura 27 - Perfilagem CBL/VDL/Gr/CCL para avaliação da cimentação 55
lista de Figuras
Figura 28 - Apresentação do perfil CBL/VDL/Gr/CCL 58
Figura 29 - a - Canhoneio convencional 67
Figura 29 - b - Canhoneio TCP 67
Figura 29 - c - Canhoneio through tubing 67
Figura 30 - Sistema de canhoneio utilizando a técnica TCP 68
Figura 31 - Componentes da Coluna de Produção 71
Figura 32 - Tipos de roscas 74
Figura 33 - Shear-out dupla em corte 76
Figura 34 - Esquema da shear-out tripla 76
Figura 35 - Sedes e esfera da shear-out 77
Figura 36 - Hydro-Trip Dupla 78
Figura 37 - Nipples para assentamento de tampões mecânicos (plugs) 79
Figura 38 - Standing valve 79
Figura 39 - Standing valve assentando 79
Figura 40 - Camisa Deslizante (Sliding Sleeve) 80
Figura 41 - Packer de produção 82
Figura 42 - Junta Telescópica (TSr) 83
Figura 43 - Mandril de gas-lift 84
Figura 44 - DHSV tubing mounted 85
Figura 45 - Desenho esquemático da DHSV insertável 86
Figura 46 - induzindo surgência em um poço com auxílio de flexitubo 87
Introdução
11
Entende-se por completação o conjunto de operações realizadas após o término dos trabalhos de perfuração, visando colocar o poço em produção.
São as seguintes as operações em referência executadas segundo 
critérios técnicos, econômicos e de segurança: 
instalação dos equipamentos de segurança para controle do •	
poço; 
Condicionamento do revestimento de produção e do fluido •	
nele contido; 
Verificação da qualidade da cimentação primária realizada •	
pela perfuração, quando da instalação do revestimento de 
produção; 
Canhoneio da zona de interesse, para que se comunique •	
reservatório com o interior do revestimento de produção, 
permitindo o fluxo de fluidos; 
instalaçãoda coluna de produção e equipamentos no interior •	
do poço, para garantir a produção de forma segura e eficiente; 
instalação dos equipamentos de superfície; •	
indução de surgência, onde a hidrostática do poço é reduzida •	
a valores inferiores à pressão estática da formação para que o 
poço entre em fluxo.
12
Alta Competência
Para que a completação possa ser realizada de forma otimizada, é de 
fundamental importância um excelente inter-relacionamento com 
as áreas de Geologia, reservatório e elevação artificial de petróleo.
Quanto aos aspectos técnico e operacional, deve-se buscar uma 
completação de forma a maximizar a vazão de produção (ou 
injeção) sem danificar o reservatório, tornar a completação a mais 
permanente possível, de forma que idealmente poucas ou nenhuma 
intervenção sejam necessárias até o fim da vida produtiva do poço. 
Deve ainda buscar minimizar o tempo necessário para executar os 
trabalhos de intervenção e tornar a completação o mais simples 
possível.
Após a completação inicial do poço, durante a sua vida produtiva, 
pode ser realizada uma série de operações, denominadas de 
manutenção da produção, visando corrigir problemas nos poços, 
fazendo voltar a vazão ao nível normal ou operacional. Essas 
operações serão tratadas na parte final deste capítulo.
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Métodos de 
completação
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Alta Competência
15
Capítulo 1. Métodos de completação
1. Métodos de completação
1.1. Quanto ao posicionamento da cabeça dos poços 
Uma característica das reservas petrolíferas brasileiras é que as 
mesmas ficam localizadas indistintamente, tanto em áreas terrestres 
como em áreas marítimas. As reservas situadas nas áreas marítimas 
ocorrem tanto em lâminas d’água rasas quanto profundas. Disso 
resultam importantes diferenças na maneira como é perfurado e 
completado um poço, principalmente no que se refere aos sistemas 
de cabeça do poço submarino (SCPS) utilizados pela perfuração, e 
ao tipo de árvore de natal utilizada pela completação, se molhada 
(AnM) ou convencional (AnC).
Em terra, a cabeça do poço fica próxima ao nível do solo, podendo 
inclusive ficar abaixo desse nível. nesses poços, as operações de 
completação são executadas por equipamentos similares aos da 
perfuração, porém de menor capacidade, denominados de Sondas 
de Produção Terrestre (SPT) – Figura 1. Essas sondas são, geralmente, 
veículos autotransportáveis dotados basicamente de motor, guincho 
e mastro telescópico.
Figura 1 – Sonda de Produção Terrestre (SPT)
16
Alta Competência
no mar, apresentam-se duas situações distintas. na primeira 
delas, em águas mais rasas, tem-se o caso em que é técnica e 
economicamente viável trazer a cabeça do poço para a superfície, 
efetuando-se a completação convencional ou seca. nesse caso, 
é imprescindível ancorá-la em uma jaqueta apoiada no fundo 
do mar ou tracionar o poço a partir do convés de uma unidade 
flutuante especial (tension leg plataform). Em ambos os casos tem-
se uma sonda instalada sobre a plataforma para execução dos 
serviços de completação.
Ainda em águas rasas, se for decidido deixar a cabeça do poço 
no fundo do mar, completa-se com árvore de natal molhada 
(AnM) através de plataforma autoelevatória, plataformas 
semissubmersíveis ou navios-sonda ancorados.
numa segunda situação, apresenta-se o caso de águas mais 
profundas, em que é inviável trazer a cabeça do poço para a 
superfície, sendo indispensável deixá-la no fundo do mar, equipada 
com árvore de natal molhada (AnM). nesse caso, são utilizadas, 
para execução dos serviços de completação, as mesmas plataformas 
semissubmersíveis ou navios-sonda de posicionamento dinâmico 
que foram utilizadas durante a perfuração (Figura 2). 
Plataforma
fixa
Sonda 
semi-submersível
Plataforma 
elevatória
Navio 
sonda
Figura 2 - Tipos de sondas marítimas
17
Capítulo 1. Métodos de completação
1.2. Quanto ao revestimento de produção
Essa classificação refere-se às configurações básicas poço-formação, 
aplicáveis a cada situação específica. 
Quanto ao revestimento de produção, uma completação pode ser 
classificada como: 
A poço aberto; •	
Com revestimento ou •	 liner canhoneado; 
Com revestimento ou •	 liner ou rasgado.
a) A poço aberto
Durante a perfuração, ao se atingir o topo da zona produtora, 
o revestimento de produção é descido e cimentado. Em seguida, 
a zona produtora é perfurada até a profundidade final, após 
o que se coloca o poço em produção com a zona totalmente 
aberta (Figura 3-a). Caso seja necessário um novo revestimento 
de produção poderá ser assentado posteriormente, convertendo 
o método em um dos outros três citados.
Obviamente, tal método é somente aplicável a formações totalmente 
competentes, como os embasamentos fraturados, os calcários, 
dolomitas e os arenitos muito bem consolidados. Também o intervalo 
produtor não pode ser muito espesso, a menos que a formação 
produtora tenha características permo-porosas homogêneas e 
contenha um único fluido.
As principais vantagens do método são: maior área aberta ao 
fluxo; economia de revestimento e canhoneio e minimizar o dano 
de formação causado pelo filtrado do fluido de perfuração e da 
pasta de cimento, já que se pode usar um fluido de perfuração 
adequado para perfurar a zona produtora, após o assentamento do 
revestimento de produção.
18
Alta Competência
A desvantagem mais importante é a impossibilidade de se colocar 
em produção somente parte do intervalo aberto, visto que não 
são poucas as vezes em que estão presentes simultaneamente 
óleo, água e gás, sendo que normalmente o único interesse está 
na produção do óleo.
b) Com revestimento ou liner rasgado.
Liner é a coluna de revestimento que não vem até a superfície, 
ficando ancorado no revestimento anterior (de produção) ou 
apoiado no fundo do poço. O liner ou o revestimento de produção 
pode ser descido previamente rasgado, posicionando os tubos 
rasgados em frente às zonas produtoras (Figura 3-b) ou então 
cimentado e posteriormente canhoneado nas zonas de interesse 
(Figura 3-c).
As principais vantagens e desvantagens da completação com liner 
rasgado são similares às do poço aberto. Pode ser acrescida às 
vantagens o fato de que sustenta as paredes do poço em frente a 
zona produtora e nas desvantagens o fato de resultar numa redução 
do diâmetro do poço frente à zona produtora. Embora em desuso 
nos poços convencionais, pode encontrar uma boa aplicação em 
poços horizontais.
no caso de revestimento ou liner com tubos cegos, as vantagens e 
desvantagens são similares as do revestimento canhoneado. Pode 
ser acrescida nas vantagens o menor custo com revestimento e nas 
desvantagens a mudança de diâmetros dentro do poço, gerando 
dificuldades para passagem de equipamentos. 
c) Com revestimento canhoneado
Perfurado o poço até a profundidade final e avaliada a zona como 
produtora comercial de óleo e/ou gás, é descido o revestimento 
de produção até o fundo do poço, sendo em seguida cimentado o 
espaço anular entre os tubos de revestimento e a parede do poço. 
Posteriormente, é canhoneado o revestimento defronte aos intervalos 
de interesse, mediante a utilização de cargas explosivas, colocando 
assim o reservatório produtor em comunicação com o interior do 
poço (Figura 3-c). 
19
Capítulo 1. Métodos de completação
As vantagens desse método são: possibilidade de seletividade, 
tanto na produção quanto na injeção de fluidos; favorece o êxito 
das operações de restauração; diâmetro único em todo o poço; 
permite controlar formações desmoronáveis. 
As principais desvantagens do método são: custo do canhoneio; 
tem sua eficiência dependente de uma adequada operação de 
cimentação e canhoneio.
Folhelho Folhelho Folhelho
Folhelho Folhelho Folhelho
Óleo Óleo
Óleo
Água ÁguaFolhelho Folhelho Folhelho
Folhelho Folhelho Folhelho
Óleo Óleo
Óleo
Água Água
Folhelho Folhelho Folhelho
Folhelho Folhelho Folhelho
Óleo Óleo
Óleo
Água Água
Figura 3 - a - Completação a 
poço aberto
Figura 3 - b- Completação 
com revestimento rasgado
Figura 3 - c - Completação 
com revestimento 
canhoneado
1.3. Quanto ao número de zonas explotadas
Sob esse aspecto, as completações podem ser classificadas em: 
simples, seletiva e dupla. 
a) Simples
Quando única tubulação metálica é descida no interior do revestimento 
de produção, da superfície até próximo à formação produtora. Essa 
tubulação, acompanhada de outros equipamentos, é denominada 
coluna de produção (Figura 4-a).
Esse tipo de completação possibilita produzir de modo controlado e 
independente somente uma zona de interesse. Duas zonas podem 
ser colocadas em produção pela mesma coluna, o que usualmente 
não é recomendado, pois prejudica o controle dos reservatórios.
20
Alta Competência
b) Seletiva 
nesse caso, é descida somente uma coluna de produção, equipada 
de forma a permitir a produção de várias zonas ou reservatórios 
seletivamente, ou seja, uma por vez. Disso resulta o perfeito controle 
dos fluidos produzidos em cada reservatório, bem como a facilidade 
operacional de se alterar a zona em produção (Figura 4-b).
Figura 4 - a - Completação 
simples
Figura 4 - b - Completação 
seletiva
Figura 4 - c - Completação 
dupla
c) Dupla 
Esse tipo de completação possibilita produzir simultaneamente, 
num mesmo poço, duas zonas ou reservatórios diferentes, de modo 
controlado e independente. isso é possível através da utilização 
de duas colunas de produção com dois obturadores (packers) 
(Figura 4-c). Esse tipo de completação é utilizado principalmente 
em poços terrestres. 
As principais vantagens desse método são: 
Produção e controle de mais de um reservatório produzido •	
simultaneamente;
Possibilidade de produção de zonas marginais que poderiam •	
não justificar a perfuração de poços somente para produzi-las;
21
Capítulo 1. Métodos de completação
Aceleração do desenvolvimento do campo;•	
Diminuição do tempo de utilização dos equipamentos e •	
tubulações para obtenção de uma mesma produção acumulada 
do poço;
Liberação mais rápida do investimento para novas aplicações;•	
Diminuição do número de poços necessários para drenar as •	
diversas zonas produtoras. 
As principais desvantagens do método são: 
Maior dificuldade na seleção e utilização dos equipamentos, •	
com maiores possibilidades de problemas;
As restaurações, embora menos frequentes, são mais •	
complexas;
Maior dificuldade na aplicação dos métodos de elevação •	
artificial.
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Classificação 
das operações
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Alta Competência
Capítulo 2. Classificação das operações
25
2. Classificação das operações
normalmente, toda operação efetuada em um poço após a sua perfuração é chamada de completação. na verdade, completação é apenas uma das várias operações existentes. 
Essas se dividem basicamente em dois grupos: investimento e 
manutenção da produção.
As operações de investimento podem ser divididas em: completação, 
avaliação e recompletação. As operações de manutenção podem ser 
divididas em: avaliação, restauração, limpeza, estimulação, mudança 
do método de elevação e abandono.
2.1. Investimento
É o conjunto de operações efetuadas durante a primeira intervenção 
em uma determinada formação atravessada por um poço, após a 
conclusão dos trabalhos de perfuração, visando a sua avaliação e 
posterior produção e/ou injeção de fluidos. Podem ser operações de: 
avaliação, completação e recompletação.
2.2. Completação
Operação subsequente à perfuração de um poço, quando o mesmo 
é condicionado, canhoneado, avaliado e, se viável economicamente, 
equipado com uma coluna de produção e um método de elevação 
artificial, se necessário. 
2.3. Avaliação
Atividade executada visando definir os parâmetros da formação 
(permeabilidade, dano, pressão estática etc.), identificar e 
amostrar o fluido da formação (composição, pressão de saturação, 
viscosidade, grau APi, densidade etc.), verificar a procedência dos 
fluidos produzidos e o índice de produtividade (iP) ou injetividade 
(ii) dos poços.
26
Alta Competência
As operações de avaliação podem ser classificadas como:
Teste de formação a poço aberto (tf);•	
Teste de formação a poço revestido (tfr);•	
Teste de produção (tp);•	
registro de pressão (rp);•	
Medição de produção (mp);•	
Amostragem de fluido produzido;•	
Perfilagem de produção.•	
2.4. Recompletação
Essa operação é executada em poços que podem produzir em mais 
de uma formação de interesse. Assim, quando cessa o interesse em se 
produzir (ou injetar) em uma dessas formações, ela é abandonada e o 
poço é recompletado para produzir (ou injetar) na outra. Também é 
executada quando se deseja converter um poço produtor em injetor 
(de água, gás, vapor etc.) ou vice-versa.
O abandono da antiga zona de interesse geralmente se dá através de 
um tampão mecânico ou através de uma compressão de cimento nos 
canhoneados. na sequência, se recondiciona o poço para o canhoneio 
da nova zona produtora. 
2.5. Manutenção da produção
É o conjunto de operações realizadas no poço, após sua 
completação inicial, visando corrigir problemas de modo a 
permitir que a produção (ou injeção) de fluidos retorne ao 
nível normal ou operacional. As principais causas geradoras de 
intervenções são:
Capítulo 2. Classificação das operações
27
Baixa produtividade;•	
Produção excessiva de gás;•	
Produção excessiva de água;•	
Produção de areia;•	
Falhas mecânicas na coluna de produção ou revestimento.•	
2.6. Avaliação
Operacionalmente, é idêntica à avaliação de investimento. 
A diferença é que naquele caso, o poço avaliado era recém-perfurado 
e não necessariamente completado, visto que a própria operação de 
avaliação é que definiria suas potencialidades. na manutenção, o 
poço já é produtor (ou injetor) e a operação de avaliação é realizada 
para monitoramento do poço ou do reservatório.
2.7. Restauração
A restauração é um conjunto de atividades que visam restabelecer 
as condições normais de fluxo do reservatório para o poço (remoção 
de dano de formação), eliminar e/ou corrigir falhas mecânicas no 
revestimento ou na cimentação, reduzir a produção excessiva de gás 
(alto rGO) ou água (alto rAO). 
a) Elevada produção de água
A produção de óleo, com alta rAO (grande volume de água 
produzida), não é interessante, visto que há um custo associado 
à produção, separação e descarte da água. Se a zona produtora 
é espessa, os canhoneados podem ser tamponados com cimento 
ou tampão mecânico, e recanhoneada apenas na parte superior, 
resolvendo o problema temporariamente. 
28
Alta Competência
Uma elevada rAO pode ser consequência de: 
Elevação do contato óleo/água devido ao mecanismo de •	
reservatório (influxo de água) ou à injeção de água. isto pode ser 
agravado pela ocorrência de cones ou fingering (Figura 5-a e 5-b);
Falhas na cimentação primária ou furo no revestimento •	
(Figura 6);
Fraturamento ou acidificação atingindo a zona de água. •	
O aparecimento de água é normal em um reservatório com influxo de 
água ou sob injeção da mesma. Algum dia tem-se que produzir água 
para recuperar petróleo. Quando há permeabilidade estratificada 
(variação de permeabilidade horizontal ao longo do intervalo 
produtor) esse problema se torna mais complexo, devido ao avanço 
diferencial da água, conhecido como fingering. 
Folhelho Folhelho
Folhelho Folhelho
Óleo
Óleo
Água
Água
Folhelho Folhelho
Folhelho Folhelho
Óleo
Óleo
Água
Água
Figura 5 - a - Poço com contato óleo/água- 
Situação inicialFigura 5 - b - Poço com contato óleo/água, 
água atinge o canhoneio
Capítulo 2. Classificação das operações
29
Reservatório de
alta pressão com 
água
Canal de água
formado pela
má cimentação
Figura 6 - Poço produzindo água devido a falhas na cimentação
b) Formação com permeabilidade estratificada
O cone de água é um movimento essencialmente vertical da água 
na formação. não ultrapassa barreiras pouco permeáveis e ocorre 
normalmente em pequenas distâncias. 
Tanto o cone de água quanto o fingering (Figura 7), são fenômenos 
altamente agravados pela produção com elevada vazão. Quando a 
elevada razão água-óleo (rAO) não é devido a esses dois fenômenos, 
pode-se suspeitar ou de dano no revestimento ou de fraturas mal 
direcionadas. 
Um dano no revestimento pode ser solucionado por uma compressão 
de cimento ou por um isolamento com obturadores (packers) e/ou 
tampões mecânicos (bridge plugs). Já uma fratura mal dirigida é um 
problema de difícil solução. 
30
Alta Competência
Figura 7 - Poço injetor com permeabilidade estratificada
c) Elevada produção de gás 
Uma razão gás/óleo muito elevada pode ter como causa o próprio 
gás dissolvido no óleo, o gás de uma capa de gás ou aquele 
proveniente de outra zona ou reservatório adjacente (Figuras 8-a e 
8-b). Esse último caso é produto de uma falha no revestimento, de 
uma estimulação mal concretizada ou falha na cimentação. 
A produção excessiva de gás pode ser contornada temporariamente, 
recanhoneando-se o poço apenas na parte inferior da zona de 
interesse. 
Um cone de gás é mais facilmente controlado pela redução da 
vazão do que o cone de água. isto se deve a maior diferença 
de densidade entre o óleo e o gás do que entre o óleo e a 
água. O fechamento do poço temporariamente é uma técnica 
recomendada para a retração do cone de gás ou água. 
Capítulo 2. Classificação das operações
31
Folhelho
Folhelho
Óleo
Gás
Folhelho
Folhelho
Óleo
Gás
Folhelho
Folhelho
Óleo
Gás
Folhelho
Folhelho
Óleo
Gás
Figura 8-a - Poço com contato gás/óleo - 
Situação inicial
Figura 8-b - Poço com contato gás/óleo - 
Após a expansão do gás
d) Falhas mecânicas
Detectando-se um aumento da razão óleo/água (rAO) e se 
suspeitando de um provável vazamento no revestimento, a 
água produzida deve ser analisada e comparada com a água da 
formação, confirmando ou não a hipótese de furo no revestimento. 
Entre as falhas mecânicas pode-se citar: defeitos na cimentação, 
vazamento no revestimento, vazamento em colar de estágio etc. 
A localização do vazamento pode ser feita com: perfis de fluxo, 
perfis de temperatura ou testes seletivos de pressão usando packer 
e tampão mecânico recuperável (BPr). 
e) Vazão restringida
Um poço que esteja produzindo com vazão menor do que a 
esperada necessita de restauração. Essa restrição na vazão pode ser 
causada por dano de formação, tamponamentos nos canhoneados 
e/ou na coluna, emulsões etc. 
32
Alta Competência
Uma produtividade limitada, muito frequentemente, é causada 
pela redução da permeabilidade em torno do poço. Esse fenômeno 
denomina-se dano de formação. Para recuperar a produtividade 
original é necessário remover ou ultrapassar o dano. Os métodos 
mais usuais são o recanhoneio, a acidificação de matriz e o 
fraturamento de pequena extensão. 
Acidificação de matriz é a injeção de um ácido na formação com 
pressão inferior à pressão de quebra da formação, visando remover 
o dano de formação. Logo após uma acidificação, o ácido deve ser 
recuperado da formação, com o objetivo de prevenir a formação de 
produtos danosos à mesma (precipitados insolúveis). 
no caso de emulsão, a melhor solução é um tratamento com 
surfactantes (redutores de tensão superficial). 
2.8. Limpeza
A limpeza é um conjunto de atividades executadas no interior 
do revestimento de produção visando substituir ou remover os 
equipamentos de subssuperfície, objetivando um maior rendimento 
técnico e econômico. 
Como exemplo de problemas geradores de intervenções para limpeza, 
podem ser citados: furo em coluna de produção, vazamento no 
obturador, reposicionamento de componentes da coluna de produção, 
vazamentos em equipamentos de superfície, entre outros. 
2.9. Mudança do método de elevação
Quando a vazão está sendo restringida devido a um sistema de 
elevação artificial inadequado ou com defeito, basta substituí-lo. 
normalmente os poços são surgentes durante o período inicial de sua 
vida produtiva, passando a requerer um sistema de elevação artificial 
após algum tempo de produção. 
Capítulo 2. Classificação das operações
33
2.10. Estimulação
A estimulação é um conjunto de atividades que objetiva aumentar 
o índice de produtividade ou injetividade de um poço em um 
reservatório. 
O método mais utilizado é o fraturamento hidráulico, que pode 
ser definido como um processo no qual um elevado diferencial de 
pressão, transmitido pelo fluido de fraturamento, é aplicado contra 
a rocha reservatório, até a sua ruptura. A fratura, que é iniciada no 
poço, se propaga através da formação pelo bombeio de um certo 
volume de fluido acima da pressão de fraturamento. 
2.11. Abandono
Pode ser:
Definitivo: quando o poço não será mais utilizado;•	
Provisório ou temporário: quando há previsão ou a •	
possibilidade de retorno ao poço no futuro.
C
ap
ít
u
lo
 3
Detalhamento das 
fases de uma 
completação
36
Alta Competência
Capítulo 3. Detalhamento das fases de uma completação
37
3. Detalhamento das fases de 
uma completação
Ao término da perfuração de um poço terrestre, a sonda que o perfurou é deslocada para outra locação e uma sonda de menor porte e menor custo, denominada SPT, 
é deslocada para a completação do poço. Os poços marítimos 
perfurados em águas rasas são avaliados e posteriormente, 
em geral abandonados temporariamente até a construção da 
plataforma de produção. Após a instalação da plataforma, os 
poços são então completados. Os poços marítimos perfurados em 
águas profundas são, via de regra, completados com a mesma 
sonda que o perfurou. nesse caso, são utilizadas na cabeça do 
poço uma árvore de natal molhada (AnM) e o poço é conectado 
a uma unidade de produção através de linhas flexíveis. 
A seguir, descreveremos em ordem cronológica as fases da 
completação de um poço terrestre produtor por surgência natural. 
Com pequenas diferenças, essas fases são as mesmas para a 
completação de um poço no mar.
1. instalação da cabeça de produção e dos equipamentos de 
segurança para controle do poço; 
2. Condicionamento do revestimento de produção, até o colar 
flutuante, utilizando água doce;
3. Substituição do fluido do poço por fluido de completação;
4. Verificação da qualidade da cimentação primária através de 
perfis sônicos CBL/VDL/Gr/CCL, ou combinados com os perfis 
ultra-sônicos e se necessário corrigir a cimentação;
5. Canhoneio da zona de interesse, para prover a comunicação 
do reservatório com do interior do revestimento de produção, 
permitindo produção dos fluidos do reservatório; 
38
Alta Competência
6. Avaliação das formações, através de um teste de formação a 
poço revestido (TFr), se solicitado;
7. Descida da coluna de produção, sendo que a extremidade da 
coluna deve se posicionar a aproximadamente 20 metros acima 
do topo da zona de interesse;
8. retirada do BOP e instalação da árvore de natal;
9. indução de surgência, para que o poço entre em fluxo.
3.1. Instalação da cabeça de produção e dos equipamentos de 
segurança para controle do poço
É a primeira fase da completação e visa possibilitar o acesso ao 
interior do poço, com toda a segurança necessária, para execução 
das demais fases. nos poços terrestres, após a conclusão da operação 
de cimentação do revestimentode produção, aguarda-se a pega do 
cimento e acunha-se o revestimento, transferindo o peso acima do 
topo do cimento para a cabeça de revestimento (Cr) que foi enroscada 
no topo do revestimento anterior, denominado revestimento de 
superfície. O acunhamento é feito através do casing hanger que fica 
alojado no perfil interno da cabeça de revestimento. 
no mar, em águas rasas, é possível, mas não obrigatório, trazer a 
cabeça do poço até a superfície, prolongando-se os revestimentos 
que se encontram apoiados no fundo do mar e que foram deixados 
pela perfuração. Essa operação de reconexão dos revestimentos 
é conhecida por tie-back e a completação passa a ser similar à 
completação em terra, sendo denominada completação seca. 
A situação final da cabeça de poço, após serem efetuados os tie-
backs e instalada a cabeça de produção é apresentada na Figura 
9. na sequência é instalado o preventor de erupções (BOP - Blow 
Out Preventer).
Capítulo 3. Detalhamento das fases de uma completação
39
no caso de completação molhada, em que não é indicado trazer 
a cabeça do poço até a superfície, o único equipamento a ser 
instalado é o preventor de erupções (BOP), que é levado ao 
fundo do mar pelo riser de perfuração e conectado diretamente 
à cabeça do poço. O BOP em referência é o mesmo utilizado pela 
perfuração, já que a sonda a ser utilizada também é a mesma, 
mudando somente o tipo de trabalho, que ao invés de ser de 
perfuração passa a ser de completação. A seguir, serão detalhados 
os equipamentos de superfície para um poço terrestre ou de 
completação seca no mar. 
Cabeça de produção
Suspensor de 
revestimento
Suspensor de 
revestimento
Solda
Cabeça de revestimento
Cabeça de revestimento
Revestimento de 
produção (9 5/8)
Revestimento 
condutor (30”)
Revestimento de
superfície (20”)
Revestimento 
intermediário 
(13 3/8”)
Figura 9 - Equipamentos de superfície para completação seca
Equipamento de superfície é o termo usado para descrever o 
equipamento acoplado ao topo do revestimento de superfície num 
poço de petróleo. Esse equipamento tem por objetivo sustentar as 
outras colunas de revestimento descidas e a(s) coluna(s) de produção, 
promovendo a vedação entre colunas e controlando a produção de 
hidrocarbonetos do poço.
40
Alta Competência
Os equipamentos de superfície obedecem às especificações 
ditadas pelo instituto Americano de Petróleo (APi), que é o órgão 
que determina padrões para os tamanhos (sizes), graus de aço, 
projetos, dimensões e qualidade dos equipamentos ligados à 
indústria do petróleo.
nesse trabalho, serão abordados apenas os equipamentos aceitos 
pelos padrões do APi, usados na Petrobras. Os equipamentos de 
superfície são os seguintes:
Cabeças de revestimento;•	
Cabeças de revestimento tipo carretel;•	
Suspensores de revestimento;•	
Adaptadores para cabeça de produção;•	
Cabeça de produção;•	
Suspensores de coluna de produção;•	
Adaptadores para árvore de natal;•	
Árvore de natal.•	
A sequência de instalação de cada equipamento é mostrada a 
seguir. O detalhamento será dado mais adiante.
A situação encontrada pela completação, após a perfuração do 
poço, é mostrada na figura 10. A situação mostrada é aquela onde 
não foi descido o revestimento intermediário, visto que, quando 
esse revestimento é descido faz-se necessário a utilização da cabeça 
de revestimento tipo carretel.
Capítulo 3. Detalhamento das fases de uma completação
41
Para a completação de um poço, inicialmente instala-se um 
adaptador para cabeça de produção, se necessário, e a cabeça de 
produção (CP - Figura 11). Os adaptadores, como o próprio nome diz, 
podem ser necessários ou não, a depender dos flanges ou roscas dos 
equipamentos a serem acoplados. Caso coincidam, os adaptadores 
deixam de ser necessários. 
Para a instalação do adaptador e/ou da CP, a ponta do revestimento 
de produção que ficou acima da cabeça de revestimento deve ser 
cortada em uma altura adequada para receber a CP que “veste” 
o revestimento provendo a vedação secundária através de um 
engaxetamento no perfil interno da CP. Esse corte pode ser feito com 
maçarico ou serra (Figura 12).
na sequência, instala-se o preventor de erupção (BOP), com o 
que o poço pode ser considerado seguro para ser completado 
(Figura 13). Acima da cabeça de produção, normalmente é 
instalado um adaptador A-4 para permitir a instalação do BOP 
devido o mesmo possuir flange inferior diferente do flange 
superior da cabeça de produção. 
Suspensor de
revestimento
Cabeça de
revestimento
Revestimento
de produção
Revestimento
de superfície
Figura 10 - revestimento de produção ancorado na cabeça de revestimento 
através do casing hanger
42
Alta Competência
Acesso ao 
anular
Cabeça de 
produção
Adaptador
para cabeça
de produção
Suspensor de
revestimento
Cabeça de
revestimento
Revestimento
de produção
Revestimento
de superfície
Figura 11 - Situação após a instalação do adaptador e da cabeça de produção
Corte com maçarico Corte com serra
Figura 12 - Corte da ponta de revestimento
Capítulo 3. Detalhamento das fases de uma completação
43
Revestimento 
de superfície
Revestimento 
de produção
Cabeça de 
revestimento
Suspensor de 
revestimento
Adaptador
para cabeça
de produção
Cabeça de 
produção
Acesso ao
anular
BOP
Figura 13 - Situação após a instalação do 
Preventor de Erupções (BOP)
Após a descida da coluna de produção, com seu respectivo suspensor, 
instala-se uma válvula de contra-pressão (BPV – Back Pressure Valve) 
no perfil interno do suspensor de coluna, caso o suspensor disponha 
desse perfil. A BPV se faz necessária para que existam duas barreiras 
de segurança no momento da retirada do BOP. Usualmente, a BPV 
não é instalada na grande maioria dos poços terrestres.
Após a retirada do BOP, é instalado o adaptador para árvore de 
natal e a árvore de natal (Figura 14). retira-se, então, a BPV e 
coloca-se o poço em produção. 
44
Alta Competência
Árvore de
natal
Válvula de pisioneio
Válvula lateral
Válvula mestra superior
Válvula mestra inferior
Adaptador para
árvore de natal
Acesso 
ao anular
Cabeça de 
produção
Adaptador
para cabeça
de produção
Suspensor de
revestimento
Cabeça de
revestimento
Revestimento 
de produção
Revestimento 
de superfície
Suspensor de 
coluna (DONAT)
Figura 14 - Esquema padrão de poço surgente
3.1.1. Cabeça de revestimento
A cabeça de revestimento é um equipamento rosqueado e/ou 
soldado ao revestimento de superfície, que sustenta o revestimento 
intermediário (quando existir), o revestimento de produção, a coluna 
de produção presa à cabeça de produção através de um suspensor e 
a árvore de natal (Figura 14).
A cabeça de revestimento oferece também o apoio para o 
Equipamento de Segurança de Cabeça de Poço (ESCP) imprescindível 
para os trabalhos de perfuração.
Capítulo 3. Detalhamento das fases de uma completação
45
O seu corpo compreende basicamente uma parte interna com 
alojamento apropriado para receber o suspensor de revestimento, 
uma parte superior flangeada ou com porca e uma parte inferior 
que pode ser dotada de rosca caixa, ou pino, ou com guia para solda. 
As cabeças com flange superior podem ser fornecidas com ou sem 
parafusos prisioneiros do suspensor.
As cabeças de revestimento são fornecidas normalmente com 
saídas laterais com rosca caixa 2” LP, estojadas ou flangeadas no 
tamanho 2 1/16”. As saídas estojadas e flangeadas apresentam 
também rosca caixa 1 ½” LP para colocação de Vr plug, que é um 
plug que permite a retirada da válvula lateral da cabeça, mesmo 
que haja pressão no anular (Figura 15).
A cabeça de revestimento deve ter uma pressão de trabalho 
compatível com a pressão estática da formação, na profundidadefinal que o próximo revestimento será descido.
O suspensor de revestimento é um dispositivo que assenta no 
corpo da cabeça de revestimento e tem como finalidade manter 
suspensa a próxima coluna de revestimento e proporcionar 
vedação entre o revestimento suspenso e o corpo da cabeça. O tipo 
mais usual consta de um conjunto único com cunhas de fixação e 
engaxetamento de vedação. Seu assentamento é feito mediante o 
envolvimento do revestimento, por meio de um sistema de trinco 
e dobradiça, e descida através do BOP. Quando o revestimento é 
liberado do elevador, logo após a cimentação do poço, teremos 
automaticamente um perfeito assentamento e vedação do espaço 
anular entre os dois revestimentos.
neste trabalho usaremos a nomenclatura do fabricante CBV por 
ser esta a mais usual no campo. Os principais tipos de cabeças de 
revestimento são: C-22, C-29 e C-29-L.
46
Alta Competência
3.1.2. Suspensor de revestimento tipo C-22
É do tipo envolvente, fechando automaticamente contra o corpo 
do tubo, o que reduz drasticamente seu custo de instalação 
(Figura 16). O corpo, as cunhas e os elementos de vedação fazem 
parte de um único conjunto. O engaxetamento expande-se 
vedando o espaço anular revestimento/cabeça de revestimento, 
quando o peso do revestimento é transferido para as cunhas. isso 
permite a vedação total do espaço anular antes de remover o 
BOP e cortar, com maçarico, o revestimento de maneira a eliminar 
possibilidades de explosão ou incêndio.
Figura 15 - Desenho e foto da cabeça de revestimento tipo C-22
Figura 16 - Suspensor de revestimento tipo C-22
Capítulo 3. Detalhamento das fases de uma completação
47
3.1.3. Cabeça de revestimento tipo carretel
É o equipamento destinado a sustentar o revestimento de 
produção quando houver a necessidade da descida do revestimento 
intermediário. Trata-se de um equipamento idêntico à cabeça 
de revestimento, diferindo apenas por possuir dois flanges e no 
flange inferior possuir engaxetamento. Utiliza, inclusive, os mesmos 
suspensores de revestimento especificados para as cabeças de 
revestimento.
A função do engaxetamento é promover uma vedação secundária, 
permitindo que os fluidos do poço fiquem confinados no interior 
da cabeça de revestimento tipo carretel, não permitindo que os 
mesmos entrem em contato com o anel metálico de vedação do 
flange inferior ou com o engaxetamento do suspensor da cabeça de 
revestimento de superfície.
Os tipos mais usuais são: C-22-00, C-29-00 e C-29-L-00 (Figura 17). 
O índice “00” indica a presença de duas gaxetas de vedação no flange 
inferior.
Carretel C-22 com bucha adaptadora Carretel C-29L
Figura 17 - Cabeça de revestimento tipo carretel
48
Alta Competência
3.1.4. Adaptadores para a cabeça de produção 
São equipamentos destinados a promover a adaptação entre a 
cabeça de revestimento e a cabeça de produção, ou no caso 
da descida de revestimento intermediário, entre a cabeça de 
revestimento tipo carretel e a cabeça de produção, caso não 
seja possível fazê-lo de modo direto. São classificados como A-1, 
A-3 e A-4. 
O adaptador tipo A-1 permite que se adapte uma cabeça de 
produção rosqueada sobre o flange da cabeça de revestimento. 
O tipo A-3 é um adaptador para flanges com diferentes pressões 
de trabalho e/ou size, e, portanto, diferentes dimensões APi. A 
conexão entre os flanges é feita através de parafusos, havendo 
ainda um ganho de altura para permitir o posicionamento das 
porcas dos parafusos tipo estojo.
O tipo A-4, utilizado para uma simples transformação de flanges 
que têm diferentes sizes e/ou pressões de trabalho com um ganho 
de altura mínimo. Os parafusos são fixos em ambos os lados do 
adaptador (Figura 18).
Adaptador para CP Tipo A-1 Adaptador para CP Tipo A-3 e A-4
Figura 18 - Adaptadores para cabeça de produção
Capítulo 3. Detalhamento das fases de uma completação
49
3.1.5. Cabeça de produção - descrição
É um equipamento conectado à cabeça de revestimento (ou à 
cabeça de revestimento tipo carretel) e ao BOP através de parafusos 
e flanges, com o auxílio ou não de adaptadores. Tem como função 
principal servir de apoio à coluna de produção, que será descida 
numa fase posterior da completação, por meio de um suspensor que, 
na maioria dos casos, suporta diretamente a coluna de produção 
através de um suspensor, proporcionando vedação do anular entre 
o revestimento de produção e a coluna de produção. 
Possui duas saídas laterais colocadas sempre abaixo do suspensor 
da coluna de produção que permitem o acesso ao espaço anular 
entre o revestimento de produção e a coluna de produção. 
O peso da coluna de produção é transmitido à cabeça de produção 
pelo suspensor de coluna de produção, enquanto a vedação do 
anular é obtida por meio de gaxetas distribuídas externamente a 
esses suspensores. 
O flange superior da cabeça de produção é dotado de parafusos 
de fixação, em número de 4, dispostos ao longo da circunferência 
do mesmo. A função desses parafusos prisioneiros é manter o 
suspensor perfeitamente encaixado no corpo da cabeça de 
produção, mesmo quando submetido a pressões de baixo para 
cima (Figura 19).
Os tipos mais usuais de cabeça de produção utilizadas pela 
Petrobras são: extremidade inferior caixa e superior flangeada; 
extremidades inferior e superior flangeadas.
As cabeças biflangeadas podem possuir no seu flange inferior duas 
gaxetas de vedação, que promovem uma vedação secundária contra 
o revestimento de produção, evitando que as pressões oriundas do 
poço ou da superfície atuem sobre o anel do flange inferior da cabeça 
ou sobre a vedação do suspensor da cabeça de revestimento.
50
Alta Competência
Quando dotadas desse engaxetamento, as cabeças biflangeadas 
possuem no seu flange inferior (lateralmente) um orifício que 
possibilita o teste da vedação secundária da cabeça de produção e 
da vedação primária da cabeça de revestimento (anel metálico de 
vedação e gaxeta do suspensor de revestimento - Figura 21).
Cabeça de Produção T-16 rosqueada Cabeça de Produção T-16 biflangeada
Figura 19 - Cabeça de Produção T-16
Suspensor T-16 Suspensor T-16 BP
Figura 20 - Suspensores T-16 e T-16 BP
Capítulo 3. Detalhamento das fases de uma completação
51
CP Tipo 16 00 Biflangeada com 
suspensor instalado
CP Tipo TC com suspensor instalado
Figura 21 - Cabeça de Produção T-16-00 e TC com suspensores
3.1.6. Suspensor da coluna de produção
É o equipamento alojado em um perfil adequado no interior da 
cabeça de produção que tem a função de suportar a coluna de 
produção e promover a vedação do anular coluna de produção/
revestimento de produção (Figuras 20 e 21). 
3.1.7. Adaptador para árvore de natal
O adaptador para a árvore de natal é o equipamento que faz a 
conexão entre a cabeça de produção e a árvore de natal ou outro 
equipamento que faça a função dessa última, como, por exemplo, o 
Tê de fluxo para os poços equipados para bombeio mecânico. 
Adaptador para árvore de natal rosqueada Adaptador para árvore de natal flangeada
Figura 22 - Adaptadores para árvore de natal
52
Alta Competência
3.1.8. Árvore de natal
Árvore de natal é um equipamento composto de um conjunto 
de válvulas e conexões que permite o controle racional do fluxo 
do poço, além de possibilitar o acesso ao interior da coluna de 
produção (Figura 23).
Produção
Válvula de agulha
Válvula lateral
Adaptador de teste
Válvula 
de pistoneio
Válvula mestra
superior
Manometro
Válvula mestra
inferior
Figura 23 - Árvore de natal convencional
Classificação
Quanto ao uso, as árvores de natal podem ser classificadas em:
Convencionais ou secas;•	
Molhadas.•	
As árvores convencionais podem ser classificadas quanto ao número 
de colunas em simples ou duplas e quanto à conexão em flangeadas 
ou rosqueadas.
nessetrabalho, abordaremos apenas as árvores convencionais.
Capítulo 3. Detalhamento das fases de uma completação
53
3.2. Condicionamento do revestimento de produção
Uma vez instalados os equipamentos de segurança, procede-
se a fase de condicionamento do revestimento de produção e a 
substituição do fluido que se encontra no interior do poço por um 
fluido de completação. 
Para o condicionamento, é descida broca e raspador (Figuras 24 
e 25), utilizando uma tubulação metálica, conhecida por coluna 
de trabalho, de modo a deixar o interior do revestimento de 
produção (e liner, quando presente) gabaritado e em condição 
de receber os equipamentos necessários nas fases subsequentes 
da completação. A broca é utilizada para cortar os tampões 
de cimento e tampões mecânicos, deixados no interior do 
poço quando de seu abandono temporário pela perfuração, 
bem como restos da cimentação primária. O raspador é uma 
ferramenta com lâminas retráteis, que desce raspando a parte 
interna do revestimento de produção, retirando o que foi 
deixado pela broca.
Geralmente, o condicionamento é feito até o colar flutuante, 
com peso sobre broca, rotação da coluna e vazão de circulação 
direta do fluido adequadas, de forma que se obtenha uma boa 
eficiência no corte e no carreamento das partículas de cimento até 
a superfície. É importante não interromper a circulação, visto que 
o cimento cortado pode decantar sobre a broca, ocasionando sua 
prisão. normalmente, a cada trinta metros de cimento cortado, é 
deslocado um colchão viscoso para limpeza do poço. 
imediatamente antes e após o corte dos tampões de cimento e 
dos tampões mecânicos, é efetuado teste de estanqueidade do 
revestimento de produção, pressurizando-o durante dez ou quinze 
minutos, para verificação da existência ou não de vazamentos 
(furos, conexões de revestimento vazando etc.). Caso não se 
consiga pressão de teste estabilizada, procede-se a localização e 
correção do vazamento. 
54
Alta Competência
Gás
Óleo
Água
Figura 24 - Condicionamento do 
revestimento com broca e raspador
Figura 25 - raspador
3.3. Substituição do fluido do poço por fluido de completação
O fluido de completação, geralmente é uma solução salina, isenta de 
sólidos, compatível com a formação e com os fluidos nela contidos, de 
forma a não causar nenhum tipo de dano de formação que restrinja 
a vazão do poço. Além disso, o fluido deve ter peso específico capaz 
de fornecer uma pressão hidrostática no interior do poço um pouco 
superior à pressão estática da formação. 
A substituição do fluido é feita com o auxílio de bombas alternativas, 
circulando o fluido diretamente pelo interior da coluna de trabalho, 
com retorno na superfície pelo anular.
Capítulo 3. Detalhamento das fases de uma completação
55
3.4. Avaliação da qualidade da cimentação
3.4.1. Introdução
A verificação da qualidade dos trabalhos de cimentação em poços 
de petróleo baseia-se principalmente na interpretação de perfis 
acústicos. nas últimas décadas, o perfil CBL/VDL tem sido o mais 
utilizado, a despeito do desenvolvimento de novas ferramentas 
sônicas e ultrassônicas como o CBT (Cement Bond Tool), SBT 
(Segmented Bond TooI), PET (Pulse Eccho Tool), CET (Cement Evaluation 
Tool) e, mais recentemente, o USi (Ultrassonic Image) e CAST V 
(Cement Acustic Sonic Tool).
A existência de um efetivo isolamento hidráulico é de fundamental 
importância técnica e econômica, garantindo um perfeito controle 
da origem e/ou destino dos fluidos produzidos e/ou injetados. 
A não observância desse requisito pode gerar diversos problemas, 
como a produção de fluidos indesejáveis, testes de avaliação 
das formações incorretos, prejuízo no controle dos reservatórios 
e operações de estimulação mal sucedidas, com possibilidade 
inclusive de perda do poço (Figura 26).
Figura 26 - Desenho esquemático poço 
mostrando falha na cimentação
Figura 27 - Perfilagem CBL/VDL/Gr/CCL para 
avaliação da cimentação
56
Alta Competência
3.4.2. Princípio de funcionamento
A ferramenta de perfilagem CBL/VDL é composta basicamente por um 
transmissor e dois receptores. O transmissor recebe energia elétrica 
e a converte em energia mecânica, emitindo repetidamente pulsos 
acústicos de curta duração.
O pulso sonoro emitido produz uma vibração que se propaga pelo 
revestimento, fluido e formação até chegar aos receptores, onde 
a energia mecânica é reconvertida em energia elétrica e os sinais 
enviados à superfície pelo cabo condutor para se rem devidamente 
processados (Figura 27).
O princípio de funcionamento do CBL baseia-
se na medida da atenuação acústica sofrida 
pelo pulso que se propaga pelo revestimento. 
A presença de cimento no anular aderido ao revestimento 
provoca uma forte redução na amplitude do sinal registrado.
Basicamente, dois parâmetros são medidos: a amplitude, que é 
utilizada para quantificar os resultados da cimentação, e o tempo de 
trânsito, utilizado como indicador da qualidade do perfil.
A amplitude normalmente se refere ao maior valor registrado 
durante a abertura de uma janela eletrônica de leitura, posicionada 
sobre o pico do primeiro sinal que chega ao receptor. 
O tempo de trânsito (TT) é o tempo medido entre a emissão do pulso 
e a chegada do primeiro sinal com amplitude superior a um nível 
mínimo de de tecção, que geralmente se propaga pelo revestimento. 
A curva de TT deve ter um aspecto retilíneo, com valor próximo ao 
registrado em revestimento livre, sendo possível a ocorrência de 
acréscimos devido a alongamentos e saltos de ciclo em intervalos bem 
cimentados. Presença de luvas, formação rápida, descentralização da 
ferra menta de perfilagem, mudança no "size" do reves timento e/ou 
no fluido do poço também causam alteração no TT.
Capítulo 3. Detalhamento das fases de uma completação
57
O VDL é o registro completo do sinal acústico que se propaga por 
diferentes caminhos e chega a um receptor posicionado a 5 pés do 
transmissor, du rante a abertura de uma janela eletrônica de leitura 
de 1000 µs. Geralmente, o primeiro sinal a chegar é o que se propaga 
pelo revestimento, seguido do sinal da formação superposto com o 
sinal do cimento e, finalmente, o sinal do fluido no interior do poço. 
A identificação no perfil de sinais provenientes da formação é um 
indicativo da aderência entre cimento, revestimento e formação.
3.4.3. Apresentação do perfil CBL/VDL
O perfil CBL/VDL é o registro de três medidas simultâneas, que 
são o tempo de trânsito, o sinal de amplitude do revestimento 
e o trem de ondas. O TT é utilizado para assegurar a qualidade 
e acuracidade do sinal de amplitude. O sinal de amplitude do 
revestimento é usado para calcular a percentagem de cimento 
no anular. O registro completo do trem de ondas na forma de 
assinatura de onda ou densidade variável permite uma avaliação 
da aderência entre cimento e formação, controle de qualidade e 
outros fatores que afetam as medidas anteriores. Tradicionalmente 
é apresentado em três pistas. 
A primeira pista contém: a curva do tempo de trânsito (TT), uma 
curva de correlação a poço aberto (raios gama) e um localizador de 
luvas do revestimento (Casing Colar Locator - CCL). 
A escala usual do tempo de trânsito é de 200 a 400 µs, que atende 
a quase todos os sizes de revestimento. Entretanto, a escala mais 
adequada seria com uma janela de 100 µs, pois possibilita verificar 
pequenas variações no tempo de trânsito.
O perfil de raios gama (Gr), que mede a radioatividade natural da 
formação, pode ser corrido a poço aberto ou revestido, sendo por 
isso utilizado para colocar o perfil CBL/VDL em profundidade com o 
perfil base de referência a poço aberto.
58
Alta Competência
O CCL é usado para detectar as luvas do revestimento, ocorrendo 
uma deflexão na curva, defronte as mesmas. Como o CCL é colocado 
emprofundidade com o perfil base de referência a poço aberto 
(Gr corrido a poço aberto), ele é utilizado como referência de 
profundidade para as operações futuras no poço.
Os dados de profundidade são registrados entre as pistas 1 e 2.
A segunda pista contém a curva de amplitude. A amplitude é 
registrada na escala de 0 a 100 mV ou de 0 a 50 mV, com curvas 
amplificadas de 0 a 20 mV e 0 a 10 mV, respectivamente.
A terceira pista contém o registro do trem de ondas, apresentado 
na forma de assinatura de onda ou de intensidade variável (VDL). 
A escala horizontal usual é 200 a 1200 µs (Figura 28).
TT
CBL
Escala 0 a 100
GR
VDL
Figura 28 - Apresentação do perfil CBL/VDL/Gr/CCL
Capítulo 3. Detalhamento das fases de uma completação
59
3.4.4. Interpretação do perfil CBL/VDL
Para se fornecer um bom diagnóstico sobre a real condição 
do isolamento hidráulico através da cimentação é necessário 
uma visão mais abrangente, que envolve outros aspectos além 
dos relacionados à qualidade intrínseca do perfil e regras de 
interpretação. Os fatores que devem influenciar diretamente no 
rigor a ser adotado nos trabalhos de diagnóstico e interpretação 
dos perfis são: as características e diferencial de pressão entre 
os fluidos a serem isolados, tempo, importância do poço no 
contexto maior do reservatório, operações futuras previstas e 
a viabilidade técnica e econômica de se promover correções 
satisfatórias de cimentação.
A premissa básica para avaliar a qualidade da cimentação tomando 
como base a interpretação de perfis acústicos é que esses devem 
ser válidos e atender aos pré-requisitos mínimos de qualidade 
listados abaixo:
O perfil deve mostrar, sempre que possível, uma seção em torno •	
de 50m, corrida em revestimento livre, para aferir a calibração da 
ferramenta. É também recomendável registrar o topo do cimento.
no revestimento livre, o tempo de trânsito deve ter aspecto retilíneo •	
e acusar valores compatíveis com os valores previstos para o diâmetro 
do revestimento em questão.
no trecho de revestimento livre, as luvas devem ser visualizadas nas •	
curvas de amplitude, tempo de trânsito, VDL e CCL.
Seção repetida sem pressão em torno de 60m, observando a •	
repetibilidade das curvas:
A seção principal deve ser corrida com pressão sempre que •	
possível;
As leituras de amplitude não devem apresentar valores nulos;•	
60
Alta Competência
O perfil não deve mostrar salto de ciclo para amplitudes •	
maiores que 5 mV;
O sumário de calibração deve ser mostrado no perfil.•	
3.4.5. Aferição da calibração da ferramenta
O registro de um intervalo de revestimento livre (não cimentado) 
é o primeiro passo para a obtenção de perfis acústicos com 
qualidade, sendo utilizada como referência para interpretação da 
seção principal.
São checados e ajustados o tempo e abertura da janela de leitura 
de forma a registrar o primeiro pico de energia que chega ao 
receptor, a centralização da ferramenta pela análise da curva de 
TT que deve ter aspecto retilíneo e valor compatível com o fluido e 
"size" do revestimento e a calibração da amplitude do sinal do CBL 
em função dos valores estabelecidos pelas companhias de serviço. 
Se não houver revestimento livre, pré-calibrar a ferramenta na 
base da companhia para o mesmo fluido a ser utilizado no poço. 
Os tempos de trânsito e as amplitudes do CBL em revestimentos 
livres são mostrados na Tabela 01.
Revestimento Peso TT Amplitude do cbl
(OD - pol)
5 ½"
7"
9 58"
(lb/ ft)
14 a 17
23 a 38
40 a 53
(µs)
240 a 260
260 a 280
300 a 320
(µV)
71 +/ - 7
61 +/ - 6
52 +/ - 5
Tabela 01 - Tempos de trânsito e as amplitudes do CBL em revestimentos livres
3.4.6. Influência da pasta de cimento
Muitos fatores afetam a resposta do perfil CBL/VDL. Atenção 
especial deve ser dada aqueles que podem resultar amplitudes altas 
em intervalos bem cimentados e induzir os intérpretes mais afoitos 
e apressados a conclusões equivocadas. Com relação à pasta de 
cimento, a densidade tem influência significativa.
Capítulo 3. Detalhamento das fases de uma completação
61
A utilização de pastas de cimento com baixa densidade resultam 
em uma sensível redução no nível de atenuação do sinal acústico. 
Como consequência, tem-se no CBL valores de amplitude bem 
superiores aos obtidos com pastas convencionais de peso 15,8 lb/
gal, e no VDL, possibilidade de sinais mais fortes do revestimento 
e ausência de sinais oriundos da formação.
3.4.7. Influência do microanular
Deformações no revestimento devido a variações de pressão e 
temperatura durante o processo de cura do cimento induzem o 
aparecimento de um microanular na interface revestimento/cimento. 
O microanular, apesar de geralmente não comprometer o isolamento 
hidráulico, permite a vibração do revestimento, resultando em leituras 
de amplitudes altas no CBL.
Para se eliminar ou minimizar o efeito do microanular o perfil 
CBL / VDL é geralmente corrido com o revestimento pressurizado. 
Tradicionalmente, tem-se usado 1.000 psi como sendo a pressão na 
cabeça necessária para o restabelecimento da aderência, admitindo 
que o microanular é da ordem de 0,1 mm.
Tanto a presença de microanular como de canalizações são 
caracterizados por altas amplitudes no CBL e fortes sinais do 
revestimento e da formação no VDL. A maneira de diferenciar 
uma situação da outra é correndo o perfil com o revestimento 
pressurizado. Se for microanular haverá uma significante redução 
na amplitude e se for canalização ou mesmo um microanular de 
dimensões maiores, isso não acontecerá. nesse caso, provavelmente 
não haverá isolamento hidráulico.
3.4.8. Influência da espessura da capa de cimento
Quando a espessura do cimento no anular é muito pequena, 
reflexões de energia na interface externa do cimento podem 
interferir com o sinal do revestimento. Essas interferências 
são observadas principalmente quando se têm revestimentos 
concêntricos ou revestimentos bem centralizados com anulares 
estreitos.
62
Alta Competência
Em 1961, Pardue, em seus estudos experimentais, conclui que 
espessuras da capa de cimento maiores ou iguais a ¾” não 
contribuíam para o aumento da taxa de atenuação acústica 
do cimento. Posteriormente, em 1987, Jutten e Parcevaux, 
mostraram em seus estudos experimentais que a espessura da 
capa de cimento a partir da qual não há mais aumento da taxa 
de atenuação é de 2 ½” polegadas.
3.4.9. Interpretação do perfil VDL
O padrão de revestimento livre no perfil VDL é bem caracterizado 
e fácil de ser identificado. Geralmen te se observa alternância de 
faixas escuras e cla ras quase paralelas do sinal que se propaga pelo 
revestimento, ausência de sinais da formação e a presença das luvas 
do revestimento (efeito "chevron").
3.4.10. Ferramenta de perfilagem ultrassônica CET
Enquanto o CBL registra um valor médio dos 360 graus de 
poço a sua volta, o CEL proporciona uma boa resolução circular 
apresentando um perfil onde o mapa da cimentação pode ser 
visualizado, uma vez que oito transdutores ultrassônicos dispostos 
helicoidalmente em diferentes azimutes, de modo que cada um 
seja responsável pela cobertura de 45 graus da circunferência do 
revestimento. Um nono transdutor, com distância conhecida de 
um refletor, é posicionado logo abaixo do centralizador inferior 
e mede a velocidade acústica do fluido. A principal limitação 
dessa ferramenta é a não cobertura de todo o revestimento, 
além da necessidade de um intervalo com revestimento livre para 
possibilitar a normalização das medidas feitas pela ferramenta.
A quantidade de energia que retorna ao transdutor é função 
da impedância acústica dos meios envolvidos. Como os valores 
de Z no fluido e no revestimento são conhecidos ou facilmente 
determinados, a única incógnita é a impedância acústica do 
material presente no anular.
Capítulo3. Detalhamento das fases de uma completação
63
O range de frequência do pulso emitido está entre 300 e 650 KHz. 
Esse range é capaz de excitar ressonância em tubos com espessura 
de 0,18" a 0,4", que corresponde a maioria dos revestimentos 
utilizados no campo. Essa ferramenta está em desuso.
3.4.11. Ferramenta de perfilagem ultrassônica USIT
Em relação à ferramenta de CET a USiT apresenta implementações 
tecnológicas com o objetivo de eliminar as desvantagens da ferramenta 
de CET, já citadas. Dentre as implementações apresentadas pela USiT, 
podemos citar:
Transdutor único, rotativo, com distância ao revestimento •	
controlado;
Tecnologia digital para o registro e envio de todas as formas •	
de onda para o processamento na superfície;
novo método para o processamento do sinal, menos sensível •	
aos efeitos do poço;
Medição direta da impedância acústica; •	
Capacidade de operar em ambientes com fluidos mais •	
pesados;
imagens coloridas do mapa da cimentação.•	
Os revestimentos concêntricos e/ou o grande contraste de 
impedância acústica entre o cimento e a formação podem causar 
interferência no decaimento normal exponencial da ressonância, 
dificultando a interpretação do perfil. nesses casos, bandeiras de 
sinalização são mostradas sinalizando a influência das reflexões.
A impedância acústica das pastas de cimento, sob as condições de 
temperatura e pressão encontradas no poço, podem ser medidas 
diretamente utilizando o analisador ultrassônico de cimento (UCA-
Ultrassonic Cement Analyser). O equipamento mede continuamente o 
tempo de trânsito. 
64
Alta Competência
Material
Peso esp.
(Lb./Gal)
Impedância
(Mrayl)
Cimento puro classe G
Cimento G + látex + micro esfera de sílica
Cimento G + silicato solúvel
Cimento G + microesfera de sílica + 4% CaCl2
Cimento G + solução de silicato
Cimento G + látex
Cimento G + 18% NaCl
Fluido de completação
Revestimento
Arenito
Folhelho.
15,8
11,2
12,0
12,0
13,3
15,8
16,1
6,44
3,36
2,88
4,32
3,99
6,35
6,51
1,8 a 1,5
41,6
12,6 a 8,2
12,0 a 4,3
Tabela 02 - impedância acústica em função da composição da pasta de cimento
3.5. Canhoneio da zona de interesse
3.5.1. Introdução 
Após a cimentação do revestimento de produção, a formação 
está isolada do poço pelo revestimento e por uma camada de 
cimento por trás do revestimento. Canhoneio é o processo que cria 
orifícios no revestimento, atravessa a camada de cimento e penetra 
na formação. A penetração depende da carga utilizada e das 
propriedades mecânicas e físicas dos materiais a serem penetrados. 
O principal objetivo durante a completação de um poço é obter 
a máxima produtividade do mesmo. As técnicas e equipamentos 
de canhoneio utilizadas têm uma importância fundamental na 
consecução desse objetivo. A máxima produtividade é obtida 
quando são reduzidas ao mínimo as restrições ao fluxo entre o 
reservatório e o poço.
Diversos fatores durante a fase de perfuração e completação 
contribuem para que haja restrição ao fluxo, sendo alguns 
relacionados ao canhoneio e às condições em que o mesmo foi 
efetuado. Essas restrições ao fluxo podem ser detectadas nos 
testes de formação pelo "SKin" que, na maior parte dos casos, 
pode ser subdividido em três fatores relacionados à causa do 
dano.
Capítulo 3. Detalhamento das fases de uma completação
65
S1 - Dano devido ao fluxo convergente 
Esse dano é causado pelas mudanças de direção do fluxo quando os 
fluidos do reservatório atingem os furos do canhoneio. Assume um 
papel significativo nos casos de altas vazões. 
S2 - Dano de formação propriamente dito
Esse dano é causado na maioria das vezes pela invasão de fluidos 
incompatíveis com a formação, originando uma região de 
permeabilidade reduzida (Ks) nas vizinhanças do poço.
S3 - Dano devido à compactação
Esse dano é resultante da ação compressiva dos jatos durante 
o canhoneio, originando ao redor do furo uma zona de 
permeabilidade reduzida. Estudos realizados em laboratório 
indicam que essa zona tem uma espessura de aproximadamente 
meia polegada (13mm) e uma permeabilidade (Kc) de 10 a 20 por 
cento da permeabilidade original.
3.5.2. Técnicas de canhoneio
Os vários tipos de canhões e cargas disponíveis comercialmente 
podem ser descidos no poço pelo revestimento (casing guns - Figuras 
29-a e Figuras 29-b) ou pela coluna de produção (through tubing 
guns), Figuras 29-c. Os canhões podem ser classificados basicamente 
em duas categorias principais, segundo suas características 
operacionais e aplicações – canhão recuperável (retrievable hollow 
carrler gun), canhão não recuperável (expendable gun).
Canhão recuperável•	
Consiste em um cilindro de aço especial com furos onde as cargas 
são alojadas e seladas à pressão atmosférica no interior da carcaça.
66
Alta Competência
Eles podem ser descidos a cabo através do revestimento (canhão 
tipo convencional), conectados à extremidade da coluna de 
produção (TCP) ou através da coluna de produção (canhoneio 
through tubing). nesse último caso, a quantidade de explosivo é 
pequena devido ao pequeno diâmetro do canhão, reduzindo a 
performance de penetração e limitando seu uso a poços profundos 
com altas pressões e/ou temperatura.
Os canhões recuperáveis descidos a cabo apresentam como 
principais vantagens: alta eficiência devido ao sistema de carga 
estar protegido pela carcaça, alta resistência mecânica, rapidez na 
operação, resistência a altas pressões e temperaturas, possibilidade 
de ser descido várias vezes enquanto não apresentar vazamento 
ou deformação, não deixar detritos no interior do poço e não 
causar deformação no revestimento. A operação de canhoneio, 
nesse caso, é geralmente feita com diferencial de pressão poço-
formação, o que pode prejudicar a limpeza e desobstrução dos 
túneis dos canhoneados.
Canhão não-recuperável•	
nesse caso, as cargas são moldadas em sedes de vidro, cerâmica, 
plástico ou alumínio, que se quebram durante o disparo, sendo 
descidas no poço em talas ou suportes metálicos utilizados 
normalmente uma única vez. São descidos a cabo pelo tubing 
ou pelo revestimento (pouco usados), tendo menor poder de 
penetração do que canhões recuperáveis. Quando descido pelo 
tubing, permite uma operação com pressão diferencial formação 
- poço, o que promove uma limpeza mais efetiva dos túneis 
dos canhoneados. Como desvantagens, destacamos os detritos 
deixados no poço e a possibilidade de causar deformação no 
revestimento.
Capítulo 3. Detalhamento das fases de uma completação
67
Folhelho
Folhelho
Óleo
Figura 29-a - Canhoneio convencional
Figura 29-b - Canhoneio TCP Figura 29-c – Canhoneio through 
tubing
3.5.3. Sistema de canhoneio TCP
O canhoneio realizado com a pressão hidrostática do fluido 
de completação maior que a pressão do reservatório (Ph > Pe) 
pode resultar numa queda da produtividade, conforme já citado 
anteriormente. Experiências têm demonstrado que após o pistoneio, 
nem todos os furos são desobstruídos. 
68
Alta Competência
A técnica do TCP surgiu face à necessidade de se efetuar o canhoneio 
com a pressão hidrostática do fluido de completação menor que a 
pressão do reservatório, sem os inconvenientes apresentados pelos 
canhões through tubing. A técnica consiste, basicamente, em se 
descer o canhão conectado à coluna, sendo o poço canhoneado em 
condições de entrar imediatamente em produção.
O sistema TCP permite a descida de um obturador (packer) e de 
canhões de grande diâmetro e alta densidade de disparos na 
extremidade da coluna de produção ou de perfuração, sem limitação 
de comprimento dos canhões. Os canhões do sistema TCP podem 
ser disparados sob diferencial negativo de pressão, somando assim 
a vantagem dos canhões que descem pela coluna (limpeza dos 
orifícios produzida pelo gradiente de pressão negativo)com os que 
descem pelo revestimento (maior poder de penetração produzido 
pelo tamanho maior das cargas), acrescida à alta densidade de tiros 
(maior produtividade produzida pelo maior número de orifícios). 
Como resultado dessa combinação de fatores, melhora-se a 
produtividade do poço devido ao aumento do número de orifícios 
em condições de fluir (Figura 30).
Folhelho
Folhelho
Óleo
Folhelho
Folhelho
Óleo
Antes do disparo Depois do disparo
Figura 30 - Sistema de canhoneio utilizando a técnica TCP
Capítulo 3. Detalhamento das fases de uma completação
69
3.5.4. Vantagens do sistema de canhoneio TCP
Otimização do diferencial negativo de pressão entre os fluidos •	
da formação e do poço, aumentando a quantidade de orifícios 
desobstruídos em condições de fluir;
Otimização do afastamento entre o canhão e o revestimento •	
devido ao uso de diâmetro adequado de canhão para um dado 
revestimento, obtendo-se assim máxima eficiência, tanto em 
penetração quanto em diâmetro de orifício;
Aumento na densidade das perfurações: possibilidade de se •	
disparar até 12 tiros por pé em revestimentos de 7 pol. com 
canhões de 5 pol. e até 6 tiros por pé em revestimentos de 5 pol. 
com canhões de 3 3/8 pol.;
Maior segurança no canhoneio devido à coluna estar no fundo •	
com o packer assentado e o equipamento de superfície testado;
Menor tempo de sonda gasto no canhoneio, principalmente •	
no caso de intervalos extensos, quando a operação é realizada 
em uma única descida;
redução do custo de completação no que se refere ao fluido •	
de amortecimento, principalmente em poços com pressões 
anormalmente altas onde o mesmo se torna oneroso com a 
utilização, nos casos mais críticos, de material importado;
Possibilidade de se evitar futuras estimulações, principalmente •	
em reservatórios sensíveis ao dano pela invasão de fluido;
Menor risco do canhão topar, principalmente em poços •	
direcionais.
70
Alta Competência
3.5.5. Desvantagens
Maior custo do que os canhoneios convencionais;•	
necessidade de se manobrar com a coluna de produção no •	
caso de falha ou de se checar o mecanismo de disparo do 
canhão;
necessidade do canhão permanecer no fundo até uma •	
próxima intervenção no poço caso o mesmo entre em 
produção após o canhoneio.
3.6. Coluna de produção
3.6.1. Introdução
Coluna de produção é a tubulação de menor diâmetro descida no 
interior do revestimento de produção, é constituída basicamente 
por tubulação metálica removível (tubulação de produção), onde 
fica conectada uma série de outros componentes que cumprem 
função específica durante a produção do poço, sendo descida 
pelo interior do revestimento de produção, com as seguintes 
finalidades básicas:
Conduzir os fluidos produzidos do fundo do poço até a •	
superfície, permitindo um controle racional das condições de 
fluxo;
Permitir a circulação de fluidos para o amortecimento do poço •	
em intervenções futuras (operações de workover);
Permitir a instalação de equipamentos de subssuperfície, para •	
elevação artificial de petróleo, quando necessário.
Proteger o revestimento contra fluidos agressivos (CO•	 2, H2S 
 etc.) e pressões elevadas;
Permitir a instalação de equipamentos de segurança.•	
Capítulo 3. Detalhamento das fases de uma completação
71
T.H.
Coletor de detritos
Linha DHSV
DHSV
Tubos
Tubos
01 tubo
01 tubo
Tubo curto
Shear-out tripo ou
hidro trip-duplo
02 tubos
TSR
Packer FH
Sliding sleeve
Nipple “R” botton no go
Mandril com válvula cega
Flow coupling
Flow coupling (luva de fluxo)
Figura 31 - Componentes da Coluna de Produção
A composição de uma coluna de produção é função de uma série de 
fatores, tais como:
Localização do poço (terra ou mar);•	
regime de produção de fluidos (surgente ou com elevação •	
artificial);
Tipo de fluido a ser produzido (óleo ou gás, com CO•	 2 e/ou 
H2S);
necessidade de contenção da produção de areia associada aos •	
hidrocarbonetos;
72
Alta Competência
Vazão de produção;•	
número de zonas produzindo (completação simples, dupla ou •	
seletiva) etc.
3.6.2. Componentes da Coluna de Produção
3.6.2.1. Tubos de produção
Os tubos de produção representam o maior custo dos equipamentos 
de subssuperfície. A seleção adequada dos tubos de produção é 
fundamental na complementação de poços, portanto devem ser 
analisadas todas as condições de trabalho da coluna.
A variedade de tubos de produção existente no mercado é suficiente 
para atender todas as condições de produção e injeção dos fluidos 
nos poços de petróleo.
Para a maioria dos casos, os tubos de produção são selecionados 
e especificados conforme as especificações APi. no entanto, para 
diversas situações específicas tem sido necessário utilizar tubos de 
produção, que por alguma característica particular não se classificam 
dentro das especificações APi.
a) Especificação dos tubos
Os tubos produção são especificados fornecendo o diâmetro 
externo, o peso nominal, o grau do aço, a rosca e o range. Deve-se 
especificar ainda, quanto ao processo de fabricação, se o tubo é 
com ou sem costura. Os tubos de produção utilizados nos poços de 
petróleo são sem costura.
Opcionalmente, pode-se especificar algum revestimento interno e 
critério de inspeção, dependendo da necessidade do usuário.
Capítulo 3. Detalhamento das fases de uma completação
73
b) Diâmetro Externo (OD)
O APi especifica tubos de produção com diâmetros externos 
variando de 1,05” até 4 ½” OD. Os diâmetros externos mais usuais 
para as colunas de produção usadas na Petrobras são: 2 3/8”, 2 
7/8”, 
3 ½”, 4 ½”, 6 5/8” e 7”.
Com os esforços mecânicos a que a coluna vai estar solicitada 
(tração, pressão interna e colapso) e o tipo de aço, poderemos 
determinar a espessura da parede do tubo de produção (peso 
nominal).
c) Grau do aço
O grau do aço é expresso através de uma letra e um número. 
A letra está associada à composição química e propriedades físicas 
e mecânicas do tubo. O número refere-se à tensão de escoamento 
mínima do material. Assim, por exemplo, o grau L-80 refere-se a 
um tubo com dureza controlada que provê resistência a fissuras 
por ataque de H2S e cuja tensão de escoamento mínima do aço é 
de 80.000 psi. O APi especifica tubos de produção, cujos materiais 
possuam resistências mínimas de escoamento de 40.000, 55.000, 
80.000 e 105.000 psi. 
O grau do aço também classifica, de forma indireta, a resistência do 
material para meios específicos de trabalho. Dessa classificação dos 
materiais de fabricação são encontrados tubos para ambientes não 
corrosivos, para serviços em H2S, em CO2, para baixas temperaturas 
etc. O APi especifica tubos apenas para ambientes não corrosivos 
e para H2S, sendo que para as demais condições de trabalho cada 
fabricante desenvolveu seu grau proprietário de aço, dando-lhe 
designação própria. 
d) Roscas
As conexões dos tubos de produção são consideradas pontos 
críticos das colunas de produção, sobretudo no que diz respeito à 
estanqueidade e eficiência à tração.
74
Alta Competência
Várias qualidades são exigidas das roscas de conexão dos tubos de 
produção, dentre as quais podemos destacar: 
A eficiência à tração;•	
Estanqueidade à pressão interna e externa;•	
OD, iD e o perfil interno.•	
A norma APi Spec 5B padroniza as roscas das conexões dos 
tubos, sendo a EU (external upset) e a nU (non upset) as duas mais 
conhecidas e utilizadas pela Petrobras. no processo de fabricação 
dos tubos com rosca EU, as paredes das suas extremidades são 
“engrossadas” externamente, preservando o diâmetro interno 
de tal forma que, mesmo após a retirada de material para a 
abertura de uma rosca EU, a conexão não é um ponto fraco em 
relação ao corpo do tubo. Já na rosca nU, como não existe o 
reforço externo,