20 Segurança de Poço II

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Autor: Otto Luiz Alcantara Santos 
 
TÉCNICO EM 
PERFURAÇÃO E 
POÇOS
SEGURANÇA E 
CONTROLE DE POÇO 
DE PETRÓLEO
SEGURANÇA E 
CONTROLE DE 
POÇO DE PETRÓLEO
Autor: Otto Luiz Alcantara Santos 
Colaborador: Wagner Rubens Pinto Pires 
SEGURANÇA E 
CONTROLE DE 
POÇO DE PETRÓLEO
Programa Alta Competência
Este material é o resultado do trabalho conjunto de muitos técnicos 
da área de Exploração & Produção da Petrobras. Ele se estende para 
além dessas páginas, uma vez que traduz, de forma estruturada, a 
experiência de anos de dedicação e aprendizado no exercício das 
atividades profissionais na Companhia.
É com tal experiência, refletida nas competências do seu corpo de 
empregados, que a Petrobras conta para enfrentar os crescentes 
desafios com os quais ela se depara no Brasil e no mundo.
Nesse contexto, o E&P criou o Programa Alta Competência, visando 
prover os meios para adequar quantitativa e qualitativamente a força 
de trabalho às estratégias do negócio E&P.
Realizado em diferentes fases, o Alta Competência tem como premissa 
a participação ativa dos técnicos na estruturação e detalhamento das 
competências necessárias para explorar e produzir energia.
O objetivo deste material é contribuir para a disseminação das 
competências, de modo a facilitar a formação de novos empregados 
e a reciclagem de antigos.
Trabalhar com o bem mais precioso que temos – as pessoas – é algo 
que exige sabedoria e dedicação. Este material é um suporte para 
esse rico processo, que se concretiza no envolvimento de todos os 
que têm contribuído para tornar a Petrobras a empresa mundial de 
sucesso que ela é.
Programa Alta Competência
Esta seção tem o objetivo de apresentar como esta apostila 
está organizada e assim facilitar seu uso. 
No início deste material é apresentado o objetivo geral, o qual 
representa as metas de aprendizagem a serem atingidas. 
Autor
Ao fi nal desse estudo, o treinando poderá:
• Identifi car procedimentos adequados ao aterramento 
e à manutenção da segurança nas instalações elétricas;
• Reconhecer os riscos de acidentes relacionados ao 
aterramento de segurança;
• Relacionar os principais tipos de sistemas de 
aterramento de segurança e sua aplicabilidade nas 
instalações elétricas.
ATERRAMENTO 
DE SEGURANÇA
Como utilizar esta apostila
Objetivo Geral
O material está dividido em capítulos. 
No início de cada capítulo são apresentados os objetivos 
específi cos de aprendizagem, que devem ser utilizados como 
orientadores ao longo do estudo.
No fi nal de cada capítulo encontram-se os exercícios, que 
visam avaliar o alcance dos objetivos de aprendizagem.
Os gabaritos dos exercícios estão nas últimas páginas do 
capítulo em questão.
Para a clara compreensão dos termos técnicos, as suas 
C
ap
ít
u
lo
 1
Riscos elétricos 
e o aterramento 
de segurança
Ao fi nal desse capítulo, o treinando poderá:
• Estabelecer a relação entre aterramento de segurança e 
riscos elétricos;
• Reconhecer os tipos de riscos elétricos decorrentes do uso de 
equipamentos e sistemas elétricos;
• Relacionar os principais tipos de sistemas de aterramento de 
segurança e sua aplicabilidade nas instalações elétricas. 
21
Capítulo 1. Riscos elétricos e o aterramento de segurança 
1.4. Exercícios
1) Que relação podemos estabelecer entre riscos elétricos e 
aterramento de segurança?
_______________________________________________________________
_______________________________________________________________ 
2) Apresentamos, a seguir, trechos de Normas Técnicas que 
abordam os cuidados e critérios relacionados a riscos elétricos. 
Correlacione-os aos tipos de riscos, marcando A ou B, conforme, 
o caso: 
A) Risco de incêndio e explosão B) Risco de contato
( ) “Todas as partes das instalações elétricas devem ser 
projetadas e executadas de modo que seja possível 
prevenir, por meios seguros, os perigos de choque 
elétrico e todos os outros tipos de acidentes.”
( ) “Nas instalações elétricas de áreas classificadas 
(...) devem ser adotados dispositivos de proteção, 
como alarme e seccionamento automático para 
prevenir sobretensões, sobrecorrentes, falhas de 
isolamento, aquecimentos ou outras condições 
anormais de operação.”
( ) “Nas partes das instalações elétricas sob tensão, (...) 
durante os trabalhos de reparação, ou sempre que for 
julgado necessário à segurança, devem ser colocadas 
placas de aviso, inscrições de advertência, bandeirolas 
e demais meios de sinalização que chamem a atenção 
quanto ao risco.”
( ) “Os materiais, peças, dispositivos, equipamentos e 
sistemas destinados à aplicação em instalações elétricas 
(...) devem ser avaliados quanto à sua conformidade, no 
âmbito do Sistema Brasileiro de Certifi cação.” 
25
Capítulo 1. Riscos elétricos e o aterramento de segurança 
1) Que relação podemos estabelecer entre riscos elétricos e aterramento de segurança?
O aterramento de segurança é uma das formas de minimizar os riscos decorrentes 
do uso de equipamentos e sistemas elétricos.
2) Apresentamos, a seguir, trechos de Normas Técnicas que abordam os cuidados 
e critérios relacionados a riscos elétricos. Correlacione-os aos tipos de riscos, 
marcando A ou B, conforme, o caso:
A) Risco de incêndio e explosão B) Risco de contato
( B ) “Todas as partes das instalações elétricas devem ser projetadas e 
executadas de modo que seja possível prevenir, por meios seguros, os 
perigos de choque elétrico e todos os outros tipos de acidentes.”
( A ) “Nas instalações elétricas de áreas classifi cadas (...) devem ser 
adotados dispositivos de proteção, como alarme e seccionamento 
automático para prevenir sobretensões, sobrecorrentes, falhas 
de isolamento, aquecimentos ou outras condições anormais de 
operação.”
( B ) “Nas partes das instalações elétricas sob tensão, (...) durante os 
trabalhos de reparação, ou sempre que for julgado necessário 
à segurança, devem ser colocadas placas de aviso, inscrições de 
advertência, bandeirolas e demais meios de sinalização que chamem 
a atenção quanto ao risco.”
( A ) “Os materiais, peças, dispositivos, equipamentos e sistemas destinados 
à aplicação em instalações elétricas (...) devem ser avaliados quanto à 
sua conformidade, no âmbito do Sistema Brasileiro de Certifi cação.” 
3) Marque V para verdadeiro e F para falso nas alternativas a seguir:
( V ) O contato direto ocorre quando a pessoa toca as partes 
normalmente energizadas da instalação elétrica.
( F ) Apenas as partes energizadas de um equipamento podem oferecer 
riscos de choques elétricos.
( V ) Se uma pessoa tocar a parte metálica, não energizada, de um 
equipamento não aterrado, poderá receber uma descarga elétrica, se 
houver falha no isolamento desse equipamento.
( V ) Em um choque elétrico, o corpo da pessoa pode atuar como um 
“fi o terra”.
( F ) A queimadura é o principal efeito fi siológico associado à passagem 
da corrente elétrica pelo corpo humano.
1.7. Gabarito
Objetivo Específi co
Para a clara compreensão dos termos técnicos, as suas 
defi nições estão disponíveis no glossário. Ao longo dos 
textos do capítulo, esses termos podem ser facilmente 
identifi cados, pois estão em destaque.
Capítulo 3. Problemas operacionais, riscos e cuidados com aterramento de segurança
49
3. Problemas operacionais, riscos e 
cuidados com aterramento de segurança
Todas as Unidades de Exploração e Produção possuem um plano de manutenção preventiva de equipamentos elétricos (motores, geradores, painéis elétricos, transformadores e outros). 
A cada intervenção nestes equipamentos e dispositivos, os 
mantenedores avaliam a necessidade ou não da realização de inspeção 
nos sistemas de aterramento envolvidos nestes equipamentos.
Para que o aterramento de segurança possa cumprircorretamente o 
seu papel, precisa ser bem projetado e construído. Além disso, deve 
ser mantido em perfeitas condições de funcionamento. 
Nesse processo, o operador tem importante papel, pois, ao interagir 
diariamente com os equipamentos elétricos, pode detectar 
imediatamente alguns tipos de anormalidades, antecipando 
problemas e, principalmente, diminuindo os riscos de choque elétrico 
por contato indireto e de incêndio e explosão.
3.1. Problemas operacionais
Os principais problemas operacionais verifi cados em qualquer tipo 
de aterramento são:
• Falta de continuidade; e
• Elevada resistência elétrica de contato. 
É importante lembrar que Norma Petrobras N-2222 defi ne o valor 
de 1Ohm, medido com multímetro DC (ohmímetro), como o máximo 
admissível para resistência de contato.
Choque elétrico – conjunto de perturbações de natureza e efeitos diversos, que se 
manifesta no organismo humano ou animal, quando este é percorrido por uma 
corrente elétrica.
Ohm – unidade de medida padronizada pelo SI para medir a resistência elétrica.
Ohmímetro – instrumento que mede a resistência elétrica em Ohm.
3.4. Glossário
Caso sinta necessidade de saber de onde foram retirados os 
insumos para o desenvolvimento do conteúdo desta apostila, 
ou tenha interesse em se aprofundar em determinados temas, 
basta consultar a Bibliografi a ao fi nal de cada capítulo. 
Ao longo de todo o material, caixas de destaque estão 
presentes. Cada uma delas tem objetivos distintos. 
A caixa “Você Sabia” traz curiosidades a respeito do conteúdo 
abordado de um determinado item do capítulo. 
“Importante” é um lembrete das questões essenciais do 
conteúdo tratado no capítulo. 
CARDOSO ALVES, Paulo Alberto e VIANA, Ronaldo Sá. Aterramento de sistemas 
elétricos - inspeção e medição da resistência de aterramento. UN-BC/ST/EMI – 
Elétrica, 2007.
COELHO FILHO, Roberto Ferreira. Riscos em instalações e serviços com eletricidade. 
Curso técnico de segurança do trabalho, 2005.
Norma Petrobras N-2222. Projeto de aterramento de segurança em unidades 
marítimas. Comissão de Normas Técnicas - CONTEC, 2005.
Norma Brasileira ABNT NBR-5410. Instalações elétricas de baixa tensão. Associação 
Brasileira de Normas Técnicas, 2005.
Norma Brasileira ABNT NBR-5419. Proteção de estruturas contra descargas 
atmosféricas. Associação Brasileira de Normas Técnicas, 2005.
Norma Regulamentadora NR-10. Segurança em instalações e serviços em 
eletricidade. Ministério do Trabalho e Emprego, 2004. Disponível em: <http://
www.mte.gov.br/legislacao/normas_regulamentadoras/nr_10.pdf> - Acesso em: 
14 mar. 2008.
NFPA 780. Standard for the Installation of Lightining Protection Systems. National 
Fire Protection Association, 2004.
Manuais de Cardiologia. Disponível em: <http://www.manuaisdecardiologia.med.
br/Arritmia/Fibrilacaoatrial.htm> - Acesso em: 20 mai. 2008.
Mundo Educação. Disponível em: <http://mundoeducacao.uol.com.br/doencas/
parada-cardiorespiratoria.htm> - Acesso em: 20 mai. 2008.
Mundo Ciência. Disponível em: <http://www.mundociencia.com.br/fi sica/eletricidade/
choque.htm> - Acesso em: 20 mai. 2008. 
1.6. Bibliografi a
É atribuído a Tales de Mileto (624 - 556 a.C.) a 
primeira observação de um fenômeno relacionado 
com a eletricidade estática. Ele teria esfregado um 
fragmento de âmbar com um tecido seco e obtido 
um comportamento inusitado – o âmbar era capaz de 
atrair pequenos pedaços de palha. O âmbar é o nome 
dado à resina produzida por pinheiros que protege a 
árvore de agressões externas. Após sofrer um processo 
semelhante à fossilização, ela se torna um material 
duro e resistente. 
Os riscos elétricos de uma instalação são divididos em dois grupos principais:
1.1. Riscos de incêndio e explosão
Podemos defi nir os riscos de incêndio e explosão da seguinte forma:
Situações associadas à presença de sobretensões, sobrecorrentes, 
fogo no ambiente elétrico e possibilidade de ignição de atmosfera 
potencialmente explosiva por descarga descontrolada de 
eletricidade estática.
Os riscos de incêndio e explosão estão presentes em qualquer 
instalação e seu descontrole se traduz principalmente em danos 
pessoais, materiais e de continuidade operacional.
Uma das principais substâncias removidas em poços de 
petróleo pelo pig de limpeza é a parafi na. Devido às 
baixas temperaturas do oceano, a parafi na se acumula 
nas paredes da tubulação. Com o tempo, a massa pode 
vir a bloquear o fl uxo de óleo, em um processo similar 
ao da arteriosclerose.
VOCÊ SABIA??
É muito importante que você conheça os tipos de pig 
de limpeza e de pig instrumentado mais utilizados na 
sua Unidade. Informe-se junto a ela!
IMPORTANTE!
ATENÇÃO
É muito importante que você conheça os 
procedimentos específicos para passagem de pig 
em poços na sua Unidade. Informe-se e saiba 
quais são eles.
Recomendações gerais
• Antes do carregamento do pig, inspecione o 
interior do lançador;
• Após a retirada de um pig, inspecione internamente 
o recebedor de pigs;
• Lançadores e recebedores deverão ter suas 
RESUMINDO...
Já a caixa de destaque “Resumindo” é uma versão compacta 
dos principais pontos abordados no capítulo.
Em “Atenção” estão destacadas as informações que não 
devem ser esquecidas.
Todos os recursos didáticos presentes nesta apostila têm 
como objetivo facilitar o aprendizado de seu conteúdo. 
Aproveite este material para o seu desenvolvimento profi ssional!
Uma das principais substâncias removidas em poços de 
petróleo pelo pig de limpeza é a parafi na. Devido às 
baixas temperaturas do oceano, a parafi na se acumula 
nas paredes da tubulação. Com o tempo, a massa pode 
vir a bloquear o fl uxo de óleo, em um processo similar 
ao da arteriosclerose.
VOCÊ SABIA??
É muito importante que você conheça os tipos de pig 
de limpeza e de pig instrumentado mais utilizados na 
sua Unidade. Informe-se junto a ela!
IMPORTANTE!
ATENÇÃO
É muito importante que você conheça os 
procedimentos específicos para passagem de pig 
em poços na sua Unidade. Informe-se e saiba 
quais são eles.
Recomendações gerais
• Antes do carregamento do pig, inspecione o 
interior do lançador;
• Após a retirada de um pig, inspecione internamente 
o recebedor de pigs;
• Lançadores e recebedores deverão ter suas 
RESUMINDO...
Uma das principais substâncias removidas em poços de 
petróleo pelo pig de limpeza é a parafi na. Devido às 
baixas temperaturas do oceano, a parafi na se acumula 
nas paredes da tubulação. Com o tempo, a massa pode 
vir a bloquear o fl uxo de óleo, em um processo similar 
ao da arteriosclerose.
VOCÊ SABIA??
É muito importante que você conheça os tipos de pig 
de limpeza e de pig instrumentado mais utilizados na 
sua Unidade. Informe-se junto a ela!
IMPORTANTE!
ATENÇÃO
É muito importante que você conheça os 
procedimentos específicos para passagem de pig 
em poços na sua Unidade. Informe-se e saiba 
quais são eles.
Recomendações gerais
• Antes do carregamento do pig, inspecione o 
interior do lançador;
• Após a retirada de um pig, inspecione internamente 
o recebedor de pigs;
• Lançadores e recebedores deverão ter suas 
RESUMINDO...
SumárioSumário
Introdução 17
Capítulo 1. Conceitos Básicos 
1. Conceitos Básicos 21
1.1. Propriedades dos Fluidos de Perfuração 21
1.2. Pressão em Condições Estáticas e Dinâmicas, Equações 
e Exemplos de Aplicação 24
1.2.1. Pressão Hidrostática 24
1.2.2. Gradiente de Pressão (GP) 28
1.2.3. Massa Específica Equivalente 29
1.2.4. Pressão da Formação 29
1.2.5. Densidade Equivalente de Circulação (ECD) 30
1.2.6. Pressão de Fratura 30
1.2.7. Exemplos de aplicação 31
Capítulo 2. Causas e Indícios de Kicks 
2. Causas e Indícios de Kicks 37
2.1. Causas de kicks 37
2.1.1. Não completar o poço durante as manobras 37
2.1.2.Pistoneio 37
2.1.3. Perda de circulação 38
2.1.4. Massa específica do fluido de perfuração insuficiente 39
2.1.5. Corte da lama por gás 39
2.1.6. Outras causas de kicks 40
2.2. Indícios de Kicks 41
2.2.1. Indicadores primários de kicks 41
2.2.2. Indicadores de que um kick está ocorrendo ou está para ocorrer 43
Capítulo 3. Detecção de Zonas de Pressão Anormal 
3. Detecção de Zonas de Pressão Anormal 47
Capítulo 4. Comportamento do Fluido Invasor 
4. Comportamento do Fluido Invasor 53
4.1. Comportamento em um Poço Aberto 54
4.2. Comportamento em um Poço Indefinidamente Fechado 55
Capítulo 5. Procedimentos Operacionais Preventivos 
5. Procedimentos Operacionais Preventivos 59
5.1. Procedimentos de Caráter Geral 59
5.2. Procedimentos na Perfuração 60
5.3. Procedimentos Manobrando 61
5.4. Procedimentos na Descida de Coluna de Revestimento 62
Capítulo 6. Fechamento de Poço 
6. Fechamento de Poço 65
6.1. Verificação do Fechamento do Poço 66
6.2. Acompanhamento das Pressões no Poço após o seu Fechamento 66
Capítulo 7. Procedimentos para Fechamento de Poços com ESCP de 
Superfície
7. Procedimentos para Fechamento de Poços com ESCP de Superfície 69
7.1. Procedimentos com Broca no Fundo 69
7.2. Procedimentos Manobrando (tubos de perfuração) 70
7.3. Procedimentos com Coluna fora do Poço 70
Capítulo 8. Procedimentos para Fechamento de Poços com ESCP 
Submarinos 
8. Procedimentos para Fechamento de Poços com ESCP Submarinos 75
8.1. Procedimentos com Broca no Fundo 75
8.2. Procedimentos Manobrando 77
8.3. Procedimentos com a Coluna fora do Poço 78
Capítulo 9. Responsabilidades Específicas após o Fechamento do Poço 
e Durante a Circulação do Kick 
9. Responsabilidades Específicas após o Fechamento do Poço e 
Durante a Circulação do Kick 81
Capítulo 10. Determinação da Pressão Reduzida de Circulação 
10. Determinação da Pressão Reduzida de Circulação 85
Capítulo 11. Informações Prévias e sobre o Kick 
11. Informações Prévias e sobre o Kick 89
11.1. Informações Prévias 89
11.2. Informações sobre o Kick 90
11.3. Cálculos e Considerações 91
Capítulo 12. Determinação da Eficiência Volumétrica da Bomba 
12. Determinação da Eficiência Volumétrica da Bomba 95
Capítulo 13. Definição dos Métodos de Controle (ESCP de Superfície)
13. Definição dos Métodos de Controle (ESCP de Superfície) 99
13.1. Princípio da Pressão no Fundo do Poço Constante 99
13.2. Método do Sondador 100
13.2.1. Comportamento de pressões para o método do sondador 
em sondas com ESCP de superfície 101
13.3. Método Volumétrico Estático 105
Capítulo 14. Definição dos Métodos de Controle (ESCP Submarino)
14. Definição dos Métodos de Controle (ESCP Submarino) 111
14.1. Princípio da Pressão no Fundo do Poço Constante 111
14.2. Método do Sondador 112
14.3. Comportamento de Pressões para o Método do 
Sondador em Sondas com ESCP Submarino 113
14.4. Método Volumétrico Dinâmico 119
Capítulo 15. Comentários sobre Controle de Kick em Situações Especiais
15. Comentários sobre Controle de Kick em Situações Especiais 125
Exercícios 127
Glossário 135
Bibliografia 136
Gabarito 137
Introdução
Todo poço de petróleo necessita de cuidados especiais para evitar que fluxos de fluidos não desejados penetrem nos mesmos tanto no momento da perfuração quanto em uma 
intervenção. Nos poços que estão sendo perfurados utilizam-se 
fluidos de perfuração capazes de exercer uma pressão hidrostática 
maior do que o valor da pressão dos fluidos contidos nos poros da 
formação perfurada. 
Existem situações em que o valor da pressão hidrostática exercida pelo 
fluido de perfuração torna-se menor do que o valor da pressão de 
poros e, se a permeabilidade da formação permitir, isto ocasionará o 
influxo de fluidos indesejáveis para o poço. Esses fluxos são chamados 
de kicks e se não forem controlados podem ocasionar um blowout.
Kick é o fluxo inesperado e indesejado da formação para o poço, 
blowout é o mesmo fluxo descontrolado. O fluido de perfuração ou 
completação previne um kick, enquanto que quando essa primeira 
barreira de segurança é rompida, somente a utilização da segunda 
barreira, que são os ESCP, prevenirá a ocorrência de um blowout.
Um kick deve ser detectado o mais prontamente possível e o fluido 
invasor (que também recebe o nome de kick) deve ser removido do 
poço.
Como a operação de remoção do kick envolve riscos e perda de 
tempo produtivo, as equipes de perfuração devem estar treinadas 
para evitá-los. Porém, se eles ocorrerem, estas equipes devem estar 
preparadas e as sondas equipadas para uma pronta detecção e uma 
segura remoção destes fluidos invasores para fora do poço.
17
18
Quando operando em unidades flutuantes de perfuração, 
especialmente em águas profundas, o volume do fluido invasor deve 
ser o mínimo possível devido às complicações e particularidades 
inerentes ao controle de poços neste tipo de ambiente de 
perfuração. A pronta detecção do kick torna-se assim imperativa. 
Estas complicações e particularidades são em sua maioria devidas 
ao tipo e a configuração dos equipamentos de segurança utilizados 
em unidades flutuantes.
Nesta apostila iremos tratar de segurança e controle de poço tanto 
em sondas com equipamentos de superfície quanto em sondas com 
equipamentos submarinos, sendo que as particularidades de cada 
uma serão tratadas em capítulos diferentes.
Em relação aos equipamentos de controle de poço, os mesmos serão 
tratados em apostila e curso específicos.
C
ap
ít
u
lo
 1
Conceitos 
Básicos
20
Alta Competência
21
Capítulo 1. Conceitos Básicos
1. Conceitos Básicos
Para entender os métodos de controle de poço faz-se necessária a compreensão de alguns conceitos importantes que serão descritos neste capítulo, além de algum pré-conhecimento 
acerca de Mecânica dos Fluidos.
1.1. Propriedades dos Fluidos de Perfuração
Fluidos de perfuração são dispersões complexas de sólidos, líquidos 
e gases, usualmente constituídas de duas fases: uma dispersante 
(aquosa ou orgânica) e outra dispersa, cuja complexidade depende da 
natureza dos produtos dispersos, requisitos e funções necessárias.
Sua principal função é controlar as pressões de subsuperfície, 
exercendo pressão hidrostática suficiente para evitar influxo de 
fluidos da formação para o poço e também desmoronamento das 
paredes do poço, porém existem outras funções, tais quais:
• Carrear os cascalhos gerados pela broca até a superfície;
• Manter os sólidos em suspensão durante as paradas de 
circulação;
• Manter o poço aberto estável para permitir o prosseguimento 
das operações de perfuração;
• Transmitir potência hidráulica, resfriar e lubrificar a broca;
• Reduzir o atrito entre a coluna e as paredes do poço;
• Minimizar a corrosão da coluna de perfuração, revestimento e 
equipamentos de superfície.
22
Alta Competência
Alguns de seus requisitos básicos consistem em propiciar a coleta de 
informações geológicas do poço através das análises dos cascalhos, 
testemunhos e perfis, e em possuir custos compatíveis com o 
empreendimento e em facilitar a separação dos sólidos perfurados 
(cascalhos) na superfície.
Do ponto de vista do controle de poço, podemos citar as principais 
propriedades do fluido de perfuração:
• Massa específica – é a massa por unidade de volume, sendo 
expressa em ppg ou lb/gal e simbolizada pela letra grega “ρ”. 
É esta propriedade que define o “peso” da coluna hidrostática 
exercida pelo fluido de perfuração dentro do poço, o qual é 
medido por uma balança densimétrica, conforme imagem a 
seguir. O seu valor ideal faz com que a pressão exercida pela 
coluna hidrostática supere o valor da pressão de poros da 
formação em 0,3 ppg até 0,5 ppg. Valores inferiores podem 
permitir um kick e superiores podem danificar a formação, 
reduzir a taxa deperfuração, prender a coluna por pressão 
diferencial ou ocasionar perda de circulação. É também através 
de seu monitoramento que identificamos corte do fluido de 
perfuração por outro de menor densidade (gás, água ou óleo).
Balança Densimétrica
23
Capítulo 1. Conceitos Básicos
• Parâmetros reológicos – são propriedades que definem as 
características de movimentação do fluxo dentro do sistema 
de circulação, sendo responsáveis pela perda de carga por 
fricção. Os mais comuns são viscosidade plástica, expressa em 
centipoise, e limite de escoamento, expresso em lb/100 pé². 
Através destas características podemos determinar a pressão 
de bombeio e a pressão em um determinado ponto do poço 
durante a circulação.
Viscosímetro Fann 35A
• Força gel – representa a resistência ao movimento do fluido 
de perfuração a partir do repouso. É expressa em lb/100 pé² 
e medida através de viscosímetros rotativos. Se muito alta, 
resulta em pistoneio elevado, dificuldade na separação do 
gás na superfície, redução na velocidade de migração do gás 
e dificuldade na transmissão de pressão através do fluido de 
perfuração.
• Salinidade – é uma propriedade química que representa o teor 
de sais dissolvidos no fluido de perfuração. Alterações podem 
indicar um kick de água.
24
Alta Competência
1.2. Pressão em Condições Estáticas e Dinâmicas, Equações e 
Exemplos de Aplicação
A Mecânica dos Fluidos é a parte da Física que estuda o comportamento 
dos fluidos. Enquanto a hidrostática estuda os fluidos em equilíbrio 
estático, a hidrodinâmica estuda os fluidos submetidos a alguma 
força externa que o movimentam. Na indústria do petróleo diz-se 
que um poço está estático quando não há circulação entre um tubo 
e seu espaço anular.
1.2.1. Pressão Hidrostática
Pressão é a força aplicada em uma determinada unidade de área.
P = F / A
Suas principais unidades são PA, N/m², kgf/cm², psi, atm e bar.
Existem as seguintes relações entre as unidades:
• 1 kgf/cm² = 100000 Pa = 100000 N/m² = 14,22 psi
• 1 atm = 14,7 psi = 1,033 kgf/cm²
• 1 bar = 1,02 kgf/cm²
A pressão no fundo de um poço pode ser determinada de forma 
estática ou dinâmica, ou seja, com ou sem circulação do fluido de 
perfuração. O conceito do tubo em “U” é o que melhor define as 
condições de pressão em um poço de petróleo, pois o mesmo é 
formado pelo interior de uma coluna e o seu espaço anular. Em um 
tubo em “U” é possível a existência de fluidos diferentes em seus 
terminais, mas na base dos mesmos, que se assemelha ao fundo de 
um poço, a pressão se mantém igual. Com isto, o fluido mais denso de 
um terminal irá “empurrar” o fluido menos denso do outro, fazendo 
com que os níveis sejam diferentes.
25
Capítulo 1. Conceitos Básicos
ha hb
ρb
ρa
Se ha < hb, isto implica que ρa>ρbSe ha < hb, isto implica que ρa > ρb
A pressão hidrostática de um poço pode ser definida pelo peso 
da coluna de fluido dentro dele, que por sua vez é definido pela 
massa específica do mesmo e pela altura ou profundidade vertical 
da coluna.
Podemos calcular o valor da pressão hidrostática de uma coluna de 
fluido líquido da maneira descrita abaixo:
Sendo,
•	Ph = pressão hidrostática.
•	g = aceleração da gravidade.
•	ρm = massa específica do fluido.
•	Dv = Profundidade vertical.
Temos:
Ph = ρm x g x Dv
26
Alta Competência
Utilizando-se a constante 0,1704, podemos trabalhar com as 
unidades psi, lb/gal (ppg) e metro e ainda eliminarmos a aceleração 
da gravidade. Assim, teremos:
Ph = 0,17 x ρm x Dv
Observe que a pressão hidrostática depende apenas 
da massa específica do fluido e da profundidade ver-
tical do poço. Desta forma, em um poço direcional, 
a profundidade total do mesmo serve apenas para 
cálculos de volumetria do fluido, não podendo ser 
confundida com profundidade vertical que é deter-
minada pela altura do nível do mesmo.
IMPORTANTE!
Uma pequena coluna de gás pode ter sua pressão hidrostática 
calculada da mesma forma descrita acima para fluidos líquidos. 
Porém, se a altura for de valor considerável, calculamos extraindo 
o valor da pressão no topo (PT) do valor da pressão na base (PB) 
da bolha.
Ph = PB - PT
A pressão no topo da bolha é calculada somando-se a pressão na 
cabeça do poço com a pressão atmosférica, tornando-a absoluta, 
enquanto que a pressão na base é definida por:
PB = PT . e 16,3 . Z . (T+460)
γg . ∆D
Sendo:
PT e PB = pressões absolutas no topo e na base do gás em psia.
γg = densidade do gás em relação ao ar.
27
Capítulo 1. Conceitos Básicos
ΔD = altura da coluna de gás em metros.
Z = fator de compressibilidade do gás.
T = temperatura do gás em °F.
Em condições estáticas, estando o poço amortecido, a pressão no 
fundo dele, também conhecida como BHP (Bottom Hole Ppressure), 
é igual à pressão hidrostática exercida pelo fluido.
Em condições dinâmicas, ou seja, quando se está circulando o fluido, 
a BHP é determinada somando-se a pressão hidrostática com as 
perdas de carga no anular e, se for o caso, também no choke e linha 
do mesmo.
BHPst = Ph => sem circulação.
BHPdin = Ph + ∆Pan => circulando com poço aberto.
BHPdin = Ph + ∆Pan + ∆Pcl + ∆Pch => circulando pelo choke.
Onde:
BHPst = pressão no fundo do poço em condições estáticas.
BHPdin = pressão no fundo do poço em condições dinâmicas.
Ph = pressão hidrostática exercida pela coluna de fluido.
∆Pan = perdas de carga no espaço anular.
∆Pcl = perdas de carga na linha do choke.
∆Pch = perdas de carga no choke.
28
Alta Competência
INJEÇÃO
COLUNA
Pressão de
Bombeio (PB)
SUPERFÍCIE
ESPAÇO
ANULAR
Da mesma forma, a pressão de bombeio necessária para circular o 
fluido é determinada pelo somatório de todas as perdas de carga:
Pb = ∆Ps + ∆Pint + ∆Pb + ∆Pan + Phan - Phint
Onde:
Pb = pressão de bombeio.
∆Ps = perda de carga na superfície.
∆Pint = perda de carga no interior da coluna.
∆Pb = perda de carga na broca.
∆Pan = perda de carga no espaço anular.
Phan = pressão hidrostática exercida pelo fluido no espaço anular.
Phint = pressão hidrostática exercida pelo fluido dentro da coluna.
1.2.2. Gradiente de Pressão (GP)
Chamamos gradiente de pressão a razão entre a pressão atuando em 
um determinado ponto e a profundidade vertical deste ponto.
29
Capítulo 1. Conceitos Básicos
GP = 0,17 x ρm
ou
GP = P/D
1.2.3. Massa Específica Equivalente
Podemos também calcular o valor da pressão em um determinado 
ponto através da massa específica equivalente, ou seja, por meio da 
razão da pressão em psi e da profundidade em metros multiplicada pelo 
fator de conversão de unidades 0,17 já explicado anteriormente.
ρe = P / (0,17 x Dv)
Onde:
P = pressão em psi.
D = profundidade vertical do ponto em metros.
1.2.4. Pressão da Formação
É a pressão dos fluidos contidos nos poros de uma determinada 
formação. Se a pressão da formação estiver situada entre os 
valores de pressões hidrostáticas originadas por fluidos de 8.34 
lb/gal e 9 lb/gal na profundidade desta formação, ela será dita 
como normalmente pressurizada. Esses valores de massa específica 
correspondem respectivamente à água doce e à água salgada com 
aproximadamente 80.000 ppm. 
30
Alta Competência
Acima desse range de massas específicas, a formação é dita portadora 
de pressão anormalmente alta. A origem dessa pressão geralmente 
está associada à rápida deposição de sedimentos, reduzindo assim, 
a velocidade normal de expulsão da água dos seus poros durante o 
processo de deposição. Isto resulta no fenômeno de subcompactação, 
origem da pressão anormalmente alta. A perfuração em zonas de 
pressão anormalmente alta deve ser bem monitorada para evitar que 
o valor da pressão na formação perfurada pela broca torne-se maior 
do que a pressão no poço frente a essa formação.As formações portadoras de pressões anormalmente baixas (massa 
específica equivalente menor do que 8.34 lb/gal) estão associadas 
a fenômenos de depleção. Elas possuem baixas pressões de fratura 
causando problemas de perda de circulação.
1.2.5. Densidade Equivalente de Circulação (ECD) 
A pressão em qualquer ponto do sistema é dada pela soma da pressão 
hidrostática com as perdas de carga por fricção desde o ponto em 
consideração até a superfície (ou alternativamente, com a pressão 
de bombeio, subtraída as perdas de cargas da bomba até o ponto 
em consideração). Assim, durante a perfuração normal, a pressão no 
fundo do poço é dada pela soma da pressão hidrostática no fundo do 
poço com as perdas de carga por fricção no espaço anular. A massa 
específica equivalente a esta pressão é conhecida pela sigla ECD 
(Equivalent Circulating Density), ou seja, densidade equivalente de 
circulação no fundo do poço.
Se a pressão em frente a uma formação for maior do que a pressão 
de poros, diz-se que o diferencial de pressão aplicado sobre esta 
formação será positivo. Caso contrário, ele será dito negativo.
1.2.6. Pressão de Fratura
É a pressão que produz a falha mecânica de uma formação com a 
resultante perda de fluido. O conhecimento da pressão de fratura é 
de fundamental importância no projeto do poço, na determinação 
das profundidades de assentamento das sapatas dos revestimentos 
descidos e durante as operações de controle de poços, onde o seu valor 
31
Capítulo 1. Conceitos Básicos
não deve ser excedido, evitando assim, a fratura da formação. Esta 
pressão é estimada através de procedimentos de cálculo semiempíricos 
para a área em consideração ou diretamente por meio dos testes de 
absorção. Do ponto de vista do controle de poços, determina-se a 
pressão de fratura da formação mais próxima da sapata do último 
revestimento assentado.
1.2.7. Exemplos de aplicação
a) Determine a pressão hidrostática atuando no fundo de um poço 
vertical de 3000 metros de profundidade com fluido de perfuração 
de 10 lb/gal. 
Solução: 
Ph = 0,17 . 10 . 3000 = 5100 psi
b) Determine a pressão que atua no fundo de um poço de 3000 
metros de profundidade, cheio de gás, com densidade de 0,65 
(em relação ao ar) e cuja pressão na cabeça é de 3106 psi. A 
temperatura média e o fator de compressibilidade médio do gás 
são respectivamente 100 °F e 0,85. Determine também a pressão 
hidrostática gerada por este gás. 
Solução: 
PT = 3106 + 14,7 = 3121 psia
PB = 3121 . e 
PB = 4013 psia ou PB = 4013 - 14,7 = 3998 psi
PH = 3998 - 3106 = 892 psi
0,65 . 3000
16,3 . 0.85 . (100+460)
32
Alta Competência
c) Em um poço de 2500 metros de profundidade e fluido de 
perfuração de 9,3 lb/gal, registrou-se na superfície, durante o seu 
fechamento, uma pressão de 300 psi. Determine a massa específica 
equivalente no fundo do poço. 
Solução: 
Pp = 300 + 0,17. 9,3.2500 = 4253 psi
ρe = 4253 / 0,17.2500 = 10 lb/gal
d) Determine a pressão de bombeio e as pressões atuando no fundo 
do poço e no topo dos comandos e as ECDs correspondentes para a 
seguinte condição de perfuração: 
• Unidade de perfuração marítima operando em águas profundas;
• Poço fechado e circulando pela linha do choke;
• Massa específica da lama: 12 lb/gal;
• Profundidade do poço: 2500 metros; 
• Profundidade d´água: 700 metros;
• Comprimento da coluna de comandos: 150 metros;
• Perdas de carga: equipamentos de superfície - 100 psi; 
• Interior dos tubos - 500 psi;
• Interior dos comandos - 100 psi; 
• Broca - 1000 psi; 
• Anular-comandos - 100 psi; 
33
Capítulo 1. Conceitos Básicos
• Anular-tubos - 100 psi; 
• Anular riser-tubos - 0 psi; 
• Linha do choke - 200 psi.
Solução: 
Pressão de bombeio: 
Pbombeio = 100 + 100 + 500 + 1000 + 100 + 100 + 200 = 2100 psi 
Pressão atuando no fundo do poço: 
Pfundo = 0.17 . 12 . 2500 + 100 + 100 + 200 = 5500 psi ou 
alternativamente, 
Pfundo = 5100 + 2100 - 100 - 100 - 500 - 1000 = 5500 psi 
ECDfundo = 5500 / (0,17 . 2500) = 12,94 lb/gal 
Pressão atuando no topo da seção de comandos: 
Ptopo-dc = 0,17 . 12 . ( 2500 - 150 ) + 100 + 200 
Ptopo-dc = 4794 + 100 + 200 = 5094 psi, ou alternativamente, 
Ptopo-dc = 4794 + 2100 - 100 - 100 - 500 - 1000 - 100 = 5094 psi 
ECDtopo-dc = 5094 / (0,17 . 2350) = 12,75 lb/gal
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 2
Causas e 
Indícios 
de Kicks
36
Alta Competência
Capítulo 2. Causas e Indícios de Kicks
37
2. Causas e Indícios de Kicks
É extremamente importante evitarmos realizar algum procedimento que possa ocasionar um kick, bem como identificar sua ocorrência. Para tanto, precisamos conhecer as 
causas e identificar os indícios de kicks.
2.1. Causas de kicks
Durante as operações normais de perfuração, a pressão no poço deve 
ser maior do que aquela das formações permeáveis expostas, para 
se evitar kicks, para evitar o fluxo não-intencional e indesejado de 
fluidos da formação para o interior do poço. As causas de kicks estão 
geralmente relacionadas à redução do nível hidrostático no interior 
do poço e/ou à redução da massa específica do fluido de perfuração. 
Qualquer ação ou acontecimento que implique a redução dos valores 
desses dois parâmetros que determinam a pressão hidrostática 
constitui um potencial causador de influxos. As principais causas de 
kicks serão discutidas a seguir.
2.1.1. Não completar o poço durante as manobras 
Para evitar que o nível de fluido caia no poço durante as manobras 
de retirada de colunas, é necessário enchê-lo com um volume de 
fluido de perfuração equivalente ao volume de aço retirado. Esse 
enchimento deve ser monitorado através do tanque de manobra, 
cuja instalação é obrigatória em sondas de perfuração e deve seguir 
o programa de ataque ao poço, previamente elaborado. Se o volume 
de fluido de perfuração para completar o poço for menor do que 
o calculado, pode-se estar caminhando para uma situação de kick. 
Nesse caso, a manobra dever ser interrompida e o poço observado 
para ver se ele está fluindo (flow check). Caso haja fluxo, deve-se 
fechar o poço imediatamente. 
2.1.2. Pistoneio 
Pistoneio é a redução da pressão no poço, causada pela retirada 
da coluna de perfuração. Esse efeito pode se manifestar de duas 
maneiras: 
38
Alta Competência
•	Pistoneio mecânico - redução do nível hidrostático, causada 
pela remoção mecânica do fluido de perfuração para fora do 
poço, devido à restrição no espaço anular (enceramento da broca 
ou dos estabilizadores, poços delgados, utilização de packers 
etc.). Esse tipo de pistoneio manifesta-se pelo retorno do fluido 
de perfuração à superfície e por um possível aumento do peso 
da coluna na sua retirada. A redução da velocidade de retirada 
da coluna contribui para a redução do pistoneio mecânico;
•	Pistoneio hidráulico - redução da pressão no poço, devido à 
indução de perdas de carga por fricção, através do movimento 
descendente do fluido de perfuração que irá ocupar o espaço 
vazio deixado abaixo da broca, durante a retirada da coluna 
de perfuração. O pistoneio hidraúlico pode ser minimizado, 
reduzindo-se a viscosidade do fluido de perfuração a valores 
mínimos possíveis antes da manobra e/ou controlando-se a 
velocidade de retirada da coluna de perfuração. É importante 
notar que, se o pistoneio é detectado durante a retirada da 
coluna, o poço deve ser observado.
2.1.3. Perda de circulação 
Uma perda de circulação total resulta em um abaixamento do nível 
de fluido de perfuração no poço, com a consequente redução da 
pressão hidrostática. Se houver no poço uma formação permeável cuja 
pressão se torne maior do que a pressão hidrostática na sua frente, o 
fluido contido nessa formação invadirá o poço, ocasionando um kick. 
Uma situação potencialmente perigosa ocorre quando a perda de 
circulaçãose dá numa formação profunda, pois as mais rasas poderão 
entrar em kick. 
A perda de circulação poderá ser: 
•	Natural - em formações fraturadas, vulgulares, cavernosas, 
com pressão anormalmente baixa ou depletadas; 
Capítulo 2. Causas e Indícios de Kicks
39
•	Induzida - através da massa específica excessiva do fluido 
de perfuração, da pressão de circulação excessiva no espaço 
anular, do surgimento de pressão devido à descida da coluna de 
perfuração ou de revestimento e de outras causas que resultem 
no aumento de pressão no poço.
2.1.4. Massa específica do fluido de perfuração insuficiente 
A causa de kicks está normalmente associada à perfuração em áreas 
com formações de pressão anormalmente alta. Em perfurações 
efetuadas nessas áreas, os indicadores e as técnicas de detecção e 
medição de pressões anormalmente altas devem ser empregados para 
se elevar adequadamente a massa específica do fluido de perfuração, 
de forma a se evitarem influxos. 
É importante também lembrar que a massa específica do fluido de 
perfuração pode ter o seu valor reduzido pelo descarte de baritina 
no sistema de remoção de sólidos (centrífugas e mud cleaner) e 
pela sedimentação da baritina no poço ou nos tanques de lama, nas 
diluições e no aumento de temperatura do fluido, especialmente em 
poços HPHT. Assim, para minimizar essa causa de kicks, é necessário 
sempre comparar a massa específica do fluido de perfuração com a 
equivalente de pressão de poros da formação.
2.1.5. Corte da lama por gás 
A incorporação de fluidos da formação no fluido de perfuração é 
conhecida com o nome de corte de lama. O corte de lama por gás é o 
que causa mais problemas à segurança do poço, pois o gás se expande 
quando trazido à superfície, ocasionando uma diminuição na massa 
específica da lama e um consequente decréscimo da pressão no poço, 
que pode ser suficiente para gerar um kick. Pequenas quantidades 
de gás, incorporadas ao fluido de perfuração, ao chegarem à 
superfície, são registradas pelos detectores de gás. Embora a massa 
específica do fluido de perfuração muitas vezes esteja bastante 
reduzida na superfície, a pressão hidrostática no poço não decresce 
significativamente, pois a maior expansão do gás ocorre próximo à 
superfície. Assim, na maioria dos casos, o corte do fluido de perfuração 
por gás não provoca a ocorrência de um kick. 
40
Alta Competência
O gás já incorporado ao fluido de perfuração deve 
ser removido pelo uso de desgaseificadores e a causa 
da contaminação deve ser identificada e eliminada.
IMPORTANTE!
2.1.6. Outras causas de kicks 
Além das causas mais comuns acima descritas, existem operações e 
situações potencialmente causadoras de kicks. Três dessas situações 
serão discutidas a seguir. 
Fluxo de gás após a cimentação 
Após o deslocamento da pasta de cimento, haverá o desenvolvimento 
de uma estrutura-gel na pasta, antes do endurecimento desta. Isso 
dificulta a transmissão da pressão hidrostática para o fundo do poço. 
Simultaneamente, haverá uma redução de volume de pasta por 
perda de filtrado. Esses dois fenômenos associados poderão gerar 
uma redução de pressão hidrostática, capaz de provocar fluxo de gás 
através do cimento ainda não endurecido. 
Teste de formação 
A operação de teste de formação a poço aberto não é recomendada 
em perfurações com sondas de perfuração flutuantes. Essa operação 
possui riscos que são agravados quando existem formações portadoras 
de gás no trecho de poço aberto. Os riscos mais comuns são: 
• Fratura da formação durante a circulação reversa;
• Existência de gás acumulado abaixo do packer após a circulação 
reversa; 
• Queda de nível no anular, na abertura da válvula de circulação 
reversa; 
• Pistoneio causado pelo packer durante a retirada da coluna 
testadora.
Capítulo 2. Causas e Indícios de Kicks
41
Colisão de poços 
Se um poço que está sendo perfurado cortar as colunas de revestimento 
e de produção de um poço produtor, poderá ocorrer um kick naquele 
poço. Existe uma norma de segurança operacional que determina 
a interrupção da produção de poços numa plataforma, durante a 
perfuração de um poço nessa mesma plataforma.
2.2. Indícios de Kicks
O tempo gasto no controle e na magnitude da pressão gerada 
durante uma operação de controle de poço são funções do 
volume de kick tomado. Assim, este volume deve ser o mínimo 
possível, principalmente em perfurações em águas profundas, 
onde existem altas taxas diárias de sonda e baixos gradientes de 
pressão de fratura. 
O volume de um kick é minimizado quando a sonda possui 
equipamentos de detecção precisos e a equipe está treinada para 
detectar prontamente o kick e fechar o poço o mais rapidamente 
possível. Fica evidenciada assim a importância da rápida detecção do 
kick para minimizar os riscos de blowouts com todas as suas possíveis 
consequências (perdas de vidas humanas, da sonda, e de reservas, 
poluição e liberação de gases venenosos para a atmosfera). Os 
equipamentos de prevenção e detecção de kicks são abordados neste 
capítulo e discutidos com mais detalhes na parte do curso referente a 
equipamentos de segurança.
2.2.1. Indicadores primários de kicks 
Existem alguns indícios que mais claramente caracterizam a 
ocorrência de um kick. Esses indícios tão importantes normalmente 
são monitorados através da instalação de sensores com alarmes nas 
sondas e plataformas. São denominados indicadores primários de 
kicks e, na presença de um ou mais dos mesmos, deve-se executar os 
procedimentos para fechamento do poço.
42
Alta Competência
Aumento do volume de lama nos tanques
O aumento do nível de lama nos tanques é um dos mais positivos 
indicadores de kicks, pois indica que o fluido da formação está 
entrando no poço caso não haja adição de fluido de perfuração nos 
tanques utilizados na circulação do fluido de perfuração. As unidades 
que operam em águas profundas devem possuir sensores de nível e 
registrador gráfico de volume de fluido nos tanques com sensibilidade 
para identificar ganhos menores do que 10 bbl e possuir alarme para 
indicar tal ganho.
Os sensores de nível podem ser do tipo boia ou ultrassônicos (mais 
recomendados) e devem ser posicionados no centro do tanque para 
minimizar os efeitos dos movimentos da embarcação. Opcionalmente, 
um tanque poderá ter mais de um sensor ligados a um Totalizador de 
Volume do Tanque (PVT). Diminuições no nível dos tanques podem 
ser atribuídas à perda de circulação, utilização de equipamentos 
extratores de sólidos ou descarte de lama do sistema de circulação.
Aumento da vazão de retorno
Se a vazão de perfuração for mantida constante, um aumento 
da vazão de retorno será um indicador positivo de que um kick 
estará acontecendo ou de que o gás, já presente no poço, estará 
se expandindo. Um indicador da vazão de retorno deve ser 
instalado na saída de lama nas unidades de perfuração. O tipo 
mais comum é constituído de uma pá instalada na saída de lama 
e ligada a uma mola.
Quando o fluxo de retorno varia, a tensão na mola é modificada 
indicando uma alteração no fluxo de retorno do poço. O sistema de 
alarme ligado ao sistema será acionado caso esta alteração exceda um 
intervalo de variação da vazão de retorno previamente estipulado. 
Um parâmetro conhecido com o nome de delta flow (ou diferencial 
de vazão) é citado na literatura como o método de detecção de kicks 
mais confiável e direto.
Capítulo 2. Causas e Indícios de Kicks
43
Ele representa a diferença entre a vazão de entrada no poço e a de 
retorno medida na saída de lama. Existem no mercado vários sistemas 
comerciais de detecção de kicks baseados no delta flow que utilizam 
métodos computacionais, em que certas correções são feitas como as 
flutuações instantâneas na vazão de retorno devido aos movimentos 
verticais da embarcação (heave).Fluxo com as bombas desligadas
Este comportamento é um indicador primário de que um kick está 
ocorrendo. Neste caso o poço deve ser fechado de imediato. Porém, em 
algumas situações, o fluxo pode ter a sua origem no retorno do fluido 
que foi injetado por algum motivo nas formações ou na diferença 
entre a maior pressão hidrostática existente no interior da coluna e a 
do espaço anular, como no caso dos tampões de manobra. 
Poço aceitando volumes impróprios de fluido durante as manobras
Constitui-se em um indicador positivo no qual o kick assume um 
comportamento em que o poço aceita um volume de fluido menor 
do que o volume de aço retirado ou que na descida da coluna o poço 
devolve mais fluido do que o volume de aço introduzido no poço. Para 
detectar este comportamento, a manobra deve ser acompanhada 
utilizando-se programas de enchimento de poço com o uso do 
tanque de manobra cuja existência é obrigatória em qualquer sonda 
de perfuração.
2.2.2. Indicadores de que um kick está ocorrendo ou está para ocorrer
Abaixo listaremos alguns indicadores que não evidenciam a 
ocorrência de um kick, porém na presença dos mesmos deve-se 
aumentar a atenção aos demais indícios, pois eles normalmente 
ocorrem associados e, quando um cenário indesejado é reconhecido, 
o poço deverá ser fechado de imediato para minimizar a entrada de 
fluido invasor para o interior do poço.
44
Alta Competência
•	Aumento da taxa de penetração - um aumento na taxa 
de penetração é um indicador secundário de influxo, pois 
alterações na taxa de penetração podem ter outras causas, tais 
como: variações do peso sobre broca, da rotação ou da vazão ou 
mudanças das formações cortadas pela broca. No caso de kicks, 
o aumento da taxa de penetração é decorrente da existência de 
um diferencial de pressão negativo atuando na formação que 
está sendo perfurada. Em alguns casos, principalmente quando 
ocorre um kick durante a perfuração de formações moles, o 
aumento verificado na taxa de penetração pode ser bastante 
significativo. Na ocorrência do aumento da taxa de penetração, 
a equipe de perfuração deve estar atenta aos outros sinais de 
kicks. 
•	Redução da pressão de circulação e aumento da velocidade 
da bomba - são indicadores secundários de kicks. A redução 
da pressão hidrostática no espaço anular, devido à entrada no 
poço de um fluido mais leve, causa uma redução da pressão de 
bombeio e um consequente aumento da velocidade da bomba. 
•	Alterações nas leituras do gás de fundo, conexão ou manobra - um 
aumento nas medições do detector de gás pode indicar que a 
massa específica do fluido de perfuração está inadequada às 
pressões das formações no poço. Assim, a ocorrência de um 
influxo pode ser iminente. 
•	Fluido de perfuração cortado por outro de menor densidade - 
um corte de fluido pode indicar que um kick está ocorrendo. Neste 
caso, a vazão do fluido invasor para o interior do poço é pequena 
e ela está sendo dispersa no fluido de perfuração em circulação. 
Corte de gás causado pelos cascalhos cortados pela broca pode 
também indicar que a ocorrência de um influxo é iminente.
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Detecção de 
Zonas de 
Pressão Anormal
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Alta Competência
Capítulo 3. Detecção de Zonas de Pressão Anormal
47
3. Detecção de Zonas de Pressão 
Anormal
Ao perfurar áreas onde são encontradas Pressões Anormalmente Altas (PAA), há sempre o risco da ocorrência de um kick. Quando a pressão anormalmente alta é causada pelo fenômeno da 
subcompactação, existe uma zona de transição na qual a pressão de 
poros aumenta gradativamente com a profundidade. Nestas zonas, 
certas propriedades das formações e do fluido de perfuração são 
alteradas indicando (em alguns casos, quantificando) o aumento da 
pressão de poros. 
A observação e análise destes indicadores durante a 
perfuração são necessárias, pois exigem a tomada de 
ações preventivas para evitar tanto a ocorrência do 
kick quanto o aumento da massa específica do fluido 
de perfuração. 
IMPORTANTE!
Os indicadores mais importantes que ocorrem durante a perfuração 
são os seguintes:
•	Tamanho, aspecto e densidade dos cascalhos - os cascalhos 
provenientes de zonas de PAA são maiores e alongados, 
apresentando extremidades angulares e superfície brilhante. A 
quantidade de cascalhos aumenta quando se está perfurando 
zonas altamente pressurizadas, resultando em problemas de 
aumento de troque e arraste e enchimento do fundo do poço 
com cascalhos após as conexões e manobras. As formações 
com pressão anormalmente alta possuem um teor de água 
maior do que as com pressão normal devido ao fenômeno da 
subcompactação. Assim, os cascalhos provenientes das formações 
anormalmente pressurizadas possuem densidades menores do 
que os das formações normalmente compactadas. 
48
Alta Competência
•	Temperatura do fluido de perfuração - a temperatura do fluido 
de perfuração que retorna do poço normalmente aumenta 
bastante na zona de transição, indicando a existência de uma 
zona de pressão anormalmente alta. 
•	Teor de gás no fluido de perfuração - concentrações de gás de 
manobra e de conexão medidas no detector de gás podem ser 
um indicativo de que a pressão de poros está aumentando.
•	Alterações nas propriedades do fluido de perfuração - 
alterações na salinidade da lama e consequentes variações 
nas propriedades reológicas podem indicar contaminação 
do fluido de perfuração por água da formação com pressão 
anormalmente alta.
•	Taxa de penetração - quando todos os fatores que afetam a 
taxa de penetração são mantidos constantes e um aumento 
consistente neste parâmetro é observado, provavelmente uma 
zona de transição está sendo perfurada. Assim, o aumento da 
taxa de penetração causado pela redução do diferencial de 
pressão sobre a formação pode ser usado como um indicador 
de zonas de PAA. Além disso, a normalização da taxa de 
penetração em relação à rotação da broca, ao peso sobre broca, 
ao diâmetro da broca e à densidade da lama é utilizada na 
indústria do petróleo para se estimar a magnitude da pressão 
de poros das formações. O expoente “dc” é um dos métodos de 
normalização da taxa de penetração mais empregado no campo 
para a detecção e estimativa de pressões anormalmente altas. 
Ele é definido como: 
dc = . 
log R
60. N ρn
ρm
log 12. W
106. D
Capítulo 3. Detecção de Zonas de Pressão Anormal
49
Onde:
R = taxa de penetração; em pé/hora. 
N = velocidade de rotação da broca; em RPM.
W = peso sobre broca; em libras. 
D = diâmetro da broca; em polegadas. 
ρn = massa específica equivalente à pressão normal da área; em lb/gal. 
ρm = massa específica do fluido de perfuração em uso; em lb/gal. 
Os valores de “dc” calculados em zonas de folhelhos normalmente 
pressurizados são lançados num gráfico cartesiano em função da 
profundidade para definir uma linha reta denominada tendência 
de pressão normal, em que os valores do expoente “dc” calculados 
aumentam linearmente com a profundidade. Quando uma zona de 
transição é encontrada, os valores calculados para “dc” começam a 
diminuir indicando o início da pressão anormalmente alta. O desvio 
entre o valor calculado desse expoente numa certa profundidade 
e o valor lido na reta de tendência de pressão normal é usado na 
estimativa da pressão de poros naquela profundidade.
•	Informações do LWD “Logging While Drilling” relativas à 
resistividade e ao tempo de trânsito - em perfurações nas quais 
são utilizadas as ferramentas de LWD, medidas de resistividade 
e tempo de trânsito são obtidas em tempo real. Diminuição da 
resistividade e/ou aumento do tempo de trânsito podem indicar 
que uma zona de PAA está sendo perfurada. 
Existem indicadores ou avaliadores de pressão anormalmente alta 
antes da perfuração, que utilizam dados do levantamento sísmico 
(aumento do tempo de trânsitoem zonas de PAA), e após a perfuração 
através de perfis sônicos e de resistividade (redução da resistividade 
em zonas de PAA) e testes de formação.
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 4
Comportamento 
do Fluido Invasor
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Alta Competência
Capítulo 4. Comportamento do Fluido Invasor
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4. Comportamento do Fluido 
Invasor
Um kick pode ser constituído de água, óleo, gás ou uma combinação deles. Se o influxo é de gás, este pode ser natural, sulfídrico (H2S) ou carbônico (CO2). Os dois últimos são tóxicos 
e requerem equipamentos de segurança de poço e procedimentos 
preventivos e de controle específicos. Quando existe gás livre no 
poço, o seu controle torna-se mais difícil devido às propriedades de 
expansão do gás e à grande diferença entre as massas específicas do 
gás e do fluido de perfuração. 
Os efeitos da expansão podem ser avaliados pela lei dos gases reais 
representada pela equação a seguir:
P1 . V1
Z1 . T1
P2 . V21
Z2 . T2
=
Onde:
P = pressão absoluta.
V = volume.
Z = fator de compressibilidade.
T = temperatura absoluta do gás nas condições 1 e 2. 
Considerando um gás ideal (Z = 1) e um processo isotérmico (T1 = T2), 
a equação torna-se:
P1 . V1 = P2 . V2
54
Alta Competência
4.1. Comportamento em um Poço Aberto
Considere as duas imagens a seguir.
V1 V2
Nas imagens temos:
V1 (volume inicial do kick) = 1 bbl.
Profundidade do poço = 3000 m.
Profundidade da sapata = 2000 m.
Fluido com massa específica de 10 ppg.
Pressão da formação no fundo do poço = 5400 psi.
Quanto seria o V2?
Solução:
P1 = 5400 + 14,7 = 5415 psia
P2 = 15 psia
Capítulo 4. Comportamento do Fluido Invasor
55
Considerando: T1 = T2, temos:
V2 = 5415/415 = 361 bbl
Como pudemos ver no exemplo anterior, se após a ocorrência do kick 
de gás o poço for mantido aberto, durante a migração a pressão 
hidrostática sobre o gás será aliviada. Haverá então um consequente 
aumento de volume do gás. Este aumento de volume resultará na 
expulsão do fluido de perfuração para fora do poço na superfície, 
reduzindo assim o estado de pressão no interior do poço. Com a 
continuação da migração, esta diminuição se tornará cada vez mais 
intensa até o instante em que uma situação de blowout ocorrerá. 
4.2. Comportamento em um Poço Indefinidamente Fechado
Considere a imagem a seguir. 
 
 
Ps = 300 psi Ps = 1.575 psi Ps = 2850 psi Ps = 5.400 psi
1 bbl gás
P = 5400 psi
BHP = 10.500 psiBHP = 6.675 psi
REVESTIMENTO
ρL = 10 lb/gal
2000m
3000m 1 bbl gás
PF = 5.400 ps
1 bbl gás
P = 5400 psi
1 bbl gás
P = 5400 psi
Utilizando-se dos mesmos dados do exemplo anterior e desprezando-
se a altura e massa específica do gás, teremos:
Ph = 0,17 x 10 x 3000 = 5100 PSI
Como o poço está totalmente fechado, ocorrerá a migração do gás 
levando consigo o volume constante de 1 bbl e a pressão constante 
de 5400 psi. Somando-se a pressão hidrostática do fluido de 
amortecimento, teremos no fundo do poço uma altíssima pressão de 
10500 psi e na sapata uma pressão de 8800 psi, que provavelmente 
irá fraturá-la.
56
Alta Competência
Do exposto, conclui-se que o poço não pode permanecer fechado ou 
totalmente aberto após a ocorrência de um kick de gás. A solução para 
o problema é permitir uma expansão controlada do gás enquanto 
ele migra ou é circulado para fora do poço. Em termos práticos, esta 
expansão controlada é feita através de ajustes do choke de forma a 
manter a pressão no fundo do poço constante durante o processo de 
remoção do gás.
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 5
Procedimentos 
Operacionais 
Preventivos
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Alta Competência
Capítulo 5. Procedimentos Operacionais Preventivos
59
5. Procedimentos Operacionais 
Preventivos
A seguir serão listados alguns procedimentos operacionais preventivos para evitar o kick. 
5.1. Procedimentos de Caráter Geral
Os procedimentos de caráter geral são:
• Elaborar um programa do poço contendo informações sobre 
as formações geológicas a serem perfuradas, as curvas de 
pressão de poros e de fratura, as propriedades recomendadas do 
fluido de perfuração e possibilidade de formação de hidratos. 
O conceito de tolerância de kicks deverá ser considerado no 
projeto do poço; 
• Exigir que os integrantes das equipes de perfuração das sondas 
possuam certificação válida em controle de poço emitida pelo 
programa WellCAP do IADC ou IWCF. Submeter periodicamente 
esses profissionais a testes práticos para detecção de kick e 
fechamento do poço;
• Inspecionar e testar os equipamentos de segurança de poço 
segundo o programa de testes pré-determinado, bem como 
o bom funcionamento da unidade acumuladora/acionadora. 
Colocar em local de fácil observação um quadro contendo 
instruções sobre o fechamento do poço e máximas pressões 
permissíveis no choke e outro contendo a configuração e as 
dimensões do conjunto BOP;
• Preparar e divulgar um plano de ações a serem executadas no 
caso da ocorrência de um kick. Certificar-se de que os elementos 
envolvidos nas operações de controle de poço estão cientes de 
suas funções e responsabilidades e de que os equipamentos de 
segurança do poço estão operando satisfatoriamente.
60
Alta Competência
5.2. Procedimentos na Perfuração
Os procedimentos a serem realizados na perfuração são:
• Manter a planilha de informações prévias atualizada. Isto inclui 
os cálculos e/ou registros da pressão reduzida de circulação, 
das perdas de carga nas linhas do choke e de matar (sondas 
flutuantes), das pressões máximas no choke, do volume de lama 
total no sistema, do deslocamento volumétrico e eficiência das 
bombas e da configuração do poço;
• Manter a linha verde sempre na sua condição de operação, 
isto é, todas as válvulas do choke manifold abertas, exceto a 
HCR (ESCP de superfície) e as válvulas submarinas (unidades 
flutuantes) e o choke;
• Ajustar os alarmes dos indicadores do nível dos tanques e do 
fluxo de retorno do poço;
• Manter um plataformista junto às peneiras monitorando as 
principais propriedades do fluido (massa específica e viscosidade) 
e comunicando de imediato ao sondador as anormalidades 
verificadas, tais como: aumento do fluxo de retorno e corte de 
gás ou óleo do fluido de perfuração;
• Circular uma vez por dia as linhas de choke e de matar para 
evitar o entupimento das mesmas nas sondas flutuantes. Utilizar 
nesta circulação o mesmo fluido que está no poço;
• Fazer flow check preventivo em todas as conexões, quando se 
estiver perfurando uma zona potencialmente produtora. Fechar 
o BOP e registrar pressões de fechamento quando o flow check 
não for conclusivo devido aos movimentos da embarcação.
Capítulo 5. Procedimentos Operacionais Preventivos
61
5.3. Procedimentos Manobrando
Manobrando, os procedimentos a serem executados são:
• Manter na plataforma da sonda o inside-BOP e a válvula de 
segurança da coluna de perfuração com as roscas lubrificadas. 
Manter também na plataforma os substitutos que poderão ser 
usados durante a manobra da coluna;
• Condicionar o fluido de perfuração para minimizar os riscos de 
pistoneio durante a retirada da coluna;
• Encher o tanque de manobra e verificar a adequação da escala. 
Acompanhar a retirada da coluna através do programa de 
enchimento do poço e usando o tanque de manobra. Utilizar para 
este fim a planilha de manobra (trip sheet) onde cada manobra 
é comparada com a anterior para detectar comportamento 
anômalo. Atentar para o enchimento do tanque de manobra;
• Verificar através da realização de um flow check preventivo se 
o poço está estável antes de iniciar a manobra;
• Retirar a coluna com velocidade compatível com a margem de 
segurança de manobra adotada. Caso seja observado pistoneio, 
descer a coluna até o fundo do poço e circular para remoção de 
uma possível lamacontaminada;
• Efetuar um flow check preventivo antes dos comandos 
passarem pelo BOP. Exercer cautela quando o BHA passar em 
frente ao BOP;
• Em sondas flutuantes, manter aberta a gaveta cisalhante após a 
passagem da broca pelo BOP, pois existe a possibilidade de dano 
a esta gaveta no caso da queda da coluna de perfuração. Assim, 
deve-se observar atentamente o retorno de fluido pelo riser e só 
se deve fechar a gaveta cisalhante no caso da comprovação de 
que o poço está em kick. Em sondas com ESCP de superfície, após 
a broca passar pela mesa rotativa, fechar o poço pela gaveta 
cega ou cisalhante e observar se há crescimento de pressão no 
manômetro do choke;
62
Alta Competência
• Antes de iniciar a descida da coluna de perfuração, esvaziar 
o tanque de manobra e observar a adequação da escala. 
Acompanhar a descida da coluna utilizando o tanque de 
manobra e a planilha de manobra.
5.4. Procedimentos na Descida de Coluna de Revestimento
Os procedimentos a serem realizados na descida de coluna de 
revestimento são:
• Inserir na planilha de informações prévias os dados relativos à 
coluna de revestimento que está sendo descida no poço;
• Em sondas com ESCP de superfície, antes da descida da coluna 
de revestimento, deve-se trocar a gaveta cega ou cisalhante por 
gaveta vazada compatível com o tubo de revestimento a ser 
descido;
• Descer a coluna de revestimento com velocidade compatível 
com a pressão de fratura da formação mais fraca exposta no 
poço para evitar problemas com o surgimento de pressões;
• Em sondas flutuantes, fazer um flow check preventivo antes da 
coluna de revestimento passar pelo BOP. Permanecer o menor 
tempo possível com a coluna de revestimento frente ao BOP.
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Fechamento 
de Poço
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Alta Competência
Capítulo 6. Fechamento de Poço
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6. Fechamento de Poço
O procedimento para fechamento do poço é iniciado imediatamente após o kick ter sido detectado. Existem dois métodos através dos quais o poço pode ser fechado: 
• Fechamento lento (soft) - o choke permanece aberto durante 
as operações normais de perfuração e o BOP é fechado com 
o choke aberto. Este método tem a vantagem de permitir 
um melhor acompanhamento do crescimento da pressão e 
de implementar rapidamente o método de baixa pressão 
no choke (low choke pressure method), em que a pressão 
no choke é mantida próximo ou abaixo da máxima pressão 
permissível no choke. 
• Fechamento rápido (hard) - o choke permanece fechado 
durante as operações normais de perfuração e o BOP será 
fechado quando o choke estiver fechado. O método permite 
o fechamento do poço em um tempo menor, reduzindo assim 
o volume do influxo, e sua implementação é mais simples, 
pois possui um passo a menos do que no outro método de 
procedimento de fechamento do poço.
Devido à maior simplicidade do método rápido e ao 
menor volume de influxo gerado, recomenda-se que 
esse método seja usado no fechamento de poço tan-
to em terra como no mar. 
IMPORTANTE!
Estudos teóricos e experimentais recentemente publicados mostram 
que o aumento de pressão por causa do golpe de aríete gerado 
durante o fechamento rápido não é muito significativo, quando 
comparado ao aumento da pressão de fechamento no choke devido 
ao volume adicional de gás obtido, caso o método lento tivesse sido 
implementado.
66
Alta Competência
6.1. Verificação do Fechamento do Poço
Após o fechamento do poço, a equipe de perfuração deve certificar-
se de que o poço está realmente fechado e não há vazamentos pelo 
espaço anular, pela coluna de perfuração, pela cabeça do poço ou 
pelo choke manifold.
6.2. Acompanhamento das Pressões no Poço após o seu 
Fechamento 
Após o fechamento do poço, as pressões lidas nos manômetros 
do tubo bengala e do choke subirão e atingirão os seus valores 
estabilizados conhecidos respectivamente como SIDPP (pressão de 
fechamento no tubo bengala) e SICP (pressão de fechamento no 
choke). Se não existir fluido invasor no interior da coluna, o valor 
estabilizado de SIDPP representará a diferença entre a pressão da 
formação geradora do influxo e a pressão hidrostática do fluido no 
interior da coluna de perfuração. Este valor independe do volume 
de influxo no espaço anular. Por outro lado, o valor de SICP é 
dependente do volume do influxo. Quanto maior for o volume do 
influxo, maior será o valor de SICP. 
O valor de SIDPP é normalmente menor do que o de SICP, pois na 
maioria dos influxos só existe fluido invasor no espaço anular. 
Entretanto, existem situações nas quais o contrário é observado. As 
possíveis causas para este comportamento anômalo são: 
• Excesso de cascalhos no espaço anular; 
• Manômetros defeituosos; 
• Massa específica do fluido invasor maior do que a do fluido de 
perfuração; 
• Gás no interior da coluna; 
• Bloqueio do espaço anular.
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Procedimentos 
para Fechamento 
de Poços com 
ESCP de Superfície
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Alta Competência
Capítulo 7. Procedimentos para Fechamento de Poços com ESCP de Superfície
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7. Procedimentos para Fechamento 
de Poços com ESCP de Superfície
Devido às diferenças entre os equipamentos instalados em poços com ESCP de superfície em relação aos poços com ESCP submarinos, diferenciam-se os procedimentos para 
fechamento dos poços. Os ESCP de superfície são utilizados em sondas 
terrestres e em sondas marítimas de plataformas autoeleváveis e/ou 
moduladas.
Há diversos procedimentos a serem realizados no fechamento de 
poços com ESCP de superfície, como veremos a seguir.
7.1. Procedimentos com Broca no Fundo
Os procedimentos para fechamento do poço a serem executados com 
broca no fundo são:
• Parar a mesa rotativa;
• Elevar a haste quadrada posicionando um tool joint acima da 
mesa rotativa;
• Evitar que um conector fique na frente da gaveta vazada; 
• Parar a bomba de lama;
• Abrir a HCR;
• Fechar o BOP anular;
• Observar a pressão máxima permissível no manômetro do 
choke; 
• Ler as pressões estabilizadas de fechamento no tubo bengala 
(SIDPP) e no choke (SICP);
• Aplicar o método do sondador para a circulação do kick. 
70
Alta Competência
7.2. Procedimentos Manobrando (tubos de perfuração) 
Manobrando, os procedimentos para fechamento do poço são:
• Posicionar um tool joint acima da mesa rotativa e acunhar a 
coluna de perfuração;
• Abrir a HCR;
• Instalar a válvula de segurança da coluna;
• Fechar a válvula de segurança da coluna;
• Retirar as cunhas e posicionar o corpo do tubo frente ao BOP 
de gaveta;
• Fechar o BOP anular;
• Observar a pressão máxima permissível no manômetro do 
choke;
• Ler SICP (pressão de fechamento no choke);
• Aplicar um método de controle de kick. Caso seja escolhida a 
operação de stripping, deve-se fechar a válvula de segurança da 
coluna, retirar a haste quadrada, instalar o inside-BOP, abrir a 
válvula de segurança e proceder com o stripping. 
7.3. Procedimentos com Coluna fora do Poço 
Os procedimentos para fechamento a serem executados com coluna 
fora do poço são:
• Abrir HCR;
• Fechar gaveta cega ou cisalhante;
Capítulo 7. Procedimentos para Fechamento de Poços com ESCP de Superfície
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• Observar a pressão máxima permissível no manômetro do choke;
• Ler SICP (pressão de fechamento no choke);
• Aplicar um método de controle de kick.
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Procedimentos 
para Fechamento 
de Poços com 
ESCP Submarinos
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Alta Competência
Capítulo 8. Procedimentos para Fechamento de Poços com ESCP Submarinos
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8. Procedimentos para Fechamento 
de Poços com ESCP Submarinos
Devido às diferenças entre os equipamentos instalados em poços com ESCP de superfície em relação aos poços com ESCP submarinos, diferenciam-se os procedimentos para 
fechamentodos poços. Os ESCP submarinos são utilizados em poços 
perfurados por sondas de unidades flutuantes normalmente em 
águas profundas ou ultraprofundas. Nesses casos, o BOP situa-se no 
fundo do mar conectado à superfície através de um riser e de linhas 
de choke e kill, considerando-se a altura dos mesmos a mesma altura 
da lâmina d’água. 
Há diversos procedimentos a serem realizados no fechamento de 
poços com ESCP submarinos, como veremos a seguir.
8.1. Procedimentos com Broca no Fundo 
Os procedimentos para fechamento a serem realizados perfurando 
ou circulando no fundo do poço são:
• Parar a mesa rotativa;
• Elevar a coluna deixando a haste quadrada totalmente acima 
da mesa rotativa;
• Desligar a bomba de lama;
• Fechar o BOP anular superior e abrir as válvulas submarinas 
da linha do choke com saída imediatamente abaixo da gaveta 
vazada superior;
• Registrar os valores das pressões de fechamento;
• Ajustar a pressão de fechamento do BOP anular para permitir 
stripping dos tool joints; 
76
Alta Competência
• Registrar as pressões de fechamento estabilizadas no tubo 
bengala (SIDPP) e no choke (SICP) e o volume de fluido ganho;
• Executar o hang-off; 
• Efetuar os cálculos da planilha de controle e iniciar a circulação 
utilizando o método do sondador. 
O procedimento básico para o hang-off compõe-se dos seguintes 
passos: 
• Posicionar um tool joint acima da gaveta de tubos superior 
de forma que a válvula inferior da haste quadrada (kelly cock) 
sempre fique acima da mesa rotativa, considerando o máximo 
heave e maré;
• Fechar a gaveta de tubos superior (ou intermediária caso não 
haja espaçamento adequado no BOP entre as gavetas cisalhantes 
e a de tubos superior) com pressão reduzida de fechamento;
• Drenar a pressão entre o anular superior e a gaveta fechada, 
através da utilização do choke;
• Abaixar cuidadosamente a coluna de perfuração até o ombro 
do tool joint se apoiar na gaveta superior (ou intermediária);
• Elevar a pressão de fechamento da gaveta de tubos para 1500 
psi e abrir o BOP anular superior; 
• Ajustar a pressão do compensador de movimento de forma a 
tracionar a coluna com uma carga igual ao peso da coluna do 
BOP até a superfície mais um overpull de 10000 lbs;
• Após o fechamento, manter observação constante na saída de 
lama para verificar se há gás no riser. Caso seja constatada a 
presença de gás, fechar o diverter e se possível circular o riser 
utilizando a linha do choke ou a de matar, ou pela booster line, 
quando disponível. 
Capítulo 8. Procedimentos para Fechamento de Poços com ESCP Submarinos
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8.2. Procedimentos Manobrando
Manobrando, os procedimentos para fechamento do poço são:
• Interromper a manobra e acunhar a coluna; 
• Instalar a válvula de segurança da coluna na posição aberta;
• Fechar a válvula de segurança;
• Fechar o BOP anular superior e abrir as válvulas submarinas 
da linha do choke com saída imediatamente abaixo da gaveta 
vazada superior;
• Instalar a haste quadrada acima da válvula de segurança;
• Abrir a válvula de segurança;
• Registrar os valores das pressões de fechamento;
• Ajustar a pressão de fechamento do BOP anular para permitir 
stripping dos tool joints;
• Registrar as pressões de fechamento estabilizadas no tubo 
bengala e no choke e o volume de fluido ganho; 
• Executar o hang-off; 
• Efetuar os cálculos da planilha de controle e aplicar o método 
volumétrico até o gás passar da broca. Em seguida, utilizar o 
método do sondador. 
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Alta Competência
8.3. Procedimentos com a Coluna fora do Poço
Os procedimentos para fechamento com a coluna fora do poço são:
• Fechar a gaveta cisalhante e abrir as válvulas submarinas da 
linha do choke com saída imediatamente abaixo da gaveta 
vazada superior;
• Registrar os valores da pressão de fechamento;
• Registrar a pressão de fechamento estabilizada no choke (SICP) 
e o volume de fluido ganho;
• Efetuar os cálculos da planilha de controle e aplicar o método 
volumétrico dinâmico.
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Responsabilidades 
Específicas após 
o Fechamento do 
Poço e Durante a 
Circulação do Kick
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Alta Competência
Capítulo 9. Responsabilidades Específicas após o Fechamento do Poço e Durante a Circulação do Kick
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9. Responsabilidades Específicas 
após o Fechamento do Poço e 
Durante a Circulação do Kick
Após o fechamento do poço e durante a circulação do kick são definidas algumas responsabilidades específicas, durante o fechamento do poço e durante o combate ao kick, como 
veremos a seguir. 
Durante o Fechamento do Poço
Responsável Atividade
Engenheiro 
Fiscal
Preparar a planilha de controle. 
Registrar e analisar dados de pressão.
Encarregado
Executar o hang off.
Verificar a sonda e o pessoal quanto à segurança.
Manter informado o Engenheiro Fiscal.
Químico e/
ou Técnico de 
Fluido
Verificar as propriedades da lama. 
Verificar o fornecimento da lama. 
Verificar o estoque de aditivos. 
Manter informado o Engenheiro Fiscal.
Sondador
Posicionar a haste quadrada acima da mesa rotativa. 
Fechar o BOP anular superior. 
Notificar o encarregado da sonda. 
Registrar pressões de fechamento.
Torrista
Pressurizar silos de baritina e ventilar linhas. 
Permanecer na plataforma da sonda pronto para receber instruções.
Plataformista
Permanecer na plataforma da sonda auxiliando o torrista, sondador 
e encarregado.
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Alta Competência
Durante o Combate ao Kick
Responsável Atividade
Engenheiro 
Fiscal
Planejar junto com o encarregado, químico e/ou técnico de fluido 
todas as etapas de combate ao influxo. 
Supervisionar o andamento das operações. 
Registrar os eventos de cada etapa do combate. 
Determinar com o encarregado o abandono da sonda. 
Encarregado
Planejar junto com o engenheiro fiscal, químico e/ou técnico de 
fluido todas as etapas de combate ao influxo. 
Designar uma pessoa para operar o choke (sondador para cima). 
Verificar se as operações estão se desenvolvendo conforme o 
planejado. Se houver anormalidades, suspender se possível as 
operações e sugerir uma reunião com o engenheiro fiscal e químico e/
ou técnico de fluido para reavaliação do planejado. 
Comunicar ao engenheiro fiscal qualquer anomalia no comportamento 
das pressões previstas durante o combate ao influxo. 
Determinar com o engenheiro fiscal o abandono da sonda. 
Químico e/
ou Técnico de 
Fluido
Planejar junto com o engenheiro fiscal e o encarregado todas as 
etapas de combate ao influxo. 
Supervisionar a fabricação da lama nova e verificar as suas 
propriedades. 
Acompanhar a evolução das pressões e os volumes de lama 
injetados no poço. 
Verificar os registros do torrista sobre a situação dos tanques de 
lama (volume disponível, volume ganho, volume perdido etc.). 
Sondador
Monitorar e registrar as pressões e as vazões das bombas de lama. 
Orientar o operador de cimentação.
Torrista
Adensar e/ou preparar lama conforme designado pelo químico e/ou 
técnico de fluidos. 
Registrar e manter o químico e/ou técnico de fluidos informados 
sobre a situação dos tanques de lama (volume disponível, volume 
ganho, volume perdido etc.). 
Plataformista Permanecer na plataforma à disposição do sondador e encarregado.
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Determinação 
da Pressão 
Reduzida de 
Circulação
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Alta Competência
Capítulo 10. Determinação da Pressão Reduzida de Circulação
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10. Determinação da Pressão 
Reduzida de Circulação
A Pressão Reduzida de Circulação (PRC) é a pressão de bombeio medida quando a bomba em atividade atinge a velocidade Reduzida de Circulação (VRC). Em sondas com ESCP de 
superfície a PRC é medida com a velocidade da bomba a 30 spm ou 
40 spm. Em águas profundas, as pressões reduzidas