Problemas de estabilização de poços petrolíferos

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Problemas de estabilização de poços petrolíferos: as 
questões críticas no onshore e no offshore 
 
Andreia Filipa Coutinho Pereira 
 
 
Dissertação para obtenção do Grau de Mestre em 
Engenharia Geológica e de Minas 
 
Orientador: Prof. António José da Costa Silva 
 
 
Júri 
 
Presidente: Prof. Amílcar de Oliveira Soares 
Orientador: Prof. António José da Costa Silva 
Vogal: Prof. Nuno Lamas de Almeida Pimentel 
 
 
 
Dezembro, 2014 
ii 
 
 
iii 
 
AGRADECIMENTOS 
 
No final deste trabalho, pretendo agradecer a todos aqueles que, directa ou indirectamente, deram o 
seu contributo para realização deste trabalho. 
Primeiramente, agradeço ao Professor António Costa Silva pela orientação desta dissertação, pelo 
apoio e motivação ao longo deste último ano da minha vida académica. 
Ao Engenheiro Luís Guerreiro, Doutor Júlio Branco e Sílvio Carneiro, colaboradores da Partex Oil and 
Gas, pela partilha de conhecimentos, revisões e críticas, fundamentais para a realização e 
enriquecimento deste trabalho, mas também pela disponibilidade e empenho com que me orientaram. 
Deixo também um agradecimento à Sofia Costa, pela disponibilidade e simpatia com que me recebia 
nas minhas deslocações à empresa. 
Ao André Dias, meu namorado e companheiro inseparável, que sempre acreditou em mim e me deu 
força e coragem para nunca desistir. Pela paciência e persistência nos momentos mais difíceis , por 
ser tantas vezes a âncora e ao mesmo tempo me fazer sorrir. 
Aos meus pais e avó, pela formação, amor e carinho manifestados em todos os momentos e por 
terem aceitado e compreendido sempre a necessidade de outros mais ausentes. Um especial 
agradecimento ao meu pai por me ter obrigado a superar-me. 
Aos amigos e colegas que me apoiaram e incentivaram desde o início do meu curso, especialmente à 
Inês Fernandes e à Joana Lopes, pela disponibilidade e apoio constantes e por terem sido ouvintes 
nas fases cruciais. 
Por fim, ao LTIDECivil, por ter tornado a minha passagem pelo IST num período memorável. 
 
 
iv 
 
 
v 
 
RESUMO 
 
A integridade dos poços petrolíferos tem despertado um interesse crescente na indústria petrolífera. 
Há muito que os equipamentos, técnicas e procedimentos operacionais são melhorados, no sentido 
de minimizar os riscos, identificar potenciais acidentes, reduzir o impacto ambiental e até para a 
própria reputação da indústria. Apesar disso, ainda existem muitos desastres relacionados com a 
integridade dos poços, como os acidentes ocorridos no Golfo do México, Austrália e no Brasil. Estes 
são fortes indícios de que o investimento na estabilização dos poços não deve ser menosprezado. 
 
Para diminuir os riscos operacionais e financeiros, as empresas implementaram sistemas de gest ão, 
que abrangem todas as fases do ciclo de vida de um poço, desde o projecto, construção e 
manutenção, até ao abandono. Deste modo, é possível perfurar e operar os poços de uma forma 
mais económica e com segurança, cumprindo as metas de produção. 
 
Neste trabalho é descrito todo o processo de perfuração, são apresentadas as principais diferenças 
nas operações em onshore e offshore e identificados os principais riscos nas operações de 
perfuração. São também analisados dois casos de estudo em onshore e offshore, como complemento 
à dissertação. 
 
 
 
Palavras-chave: Indústria Petrolífera; Operações de Perfuração; Sondagens onshore; Sondagens 
offshore; Estabilização; Segurança. 
 
vi 
 
 
vii 
 
ABSTRACT 
 
The oil wells integrity has attracted, in the recent years, a growing interest by the oil industry. The 
equipment, techniques and operational proceedings had improved with the purpose of minimizing 
risks, identifying potential hazards, reducing the environmental impact and even improving the industry 
reputation. Nevertheless, it still occur several disasters related with the integrity of the oil well, like the 
ones seen in the Gulf of Mexico, Australia and Brazil. These are clear evidences that the investment in 
the stabilization of the oil wells shouldn’t be despised. 
 
In order to decrease the operational and financial risks, firms implemented management systems that 
cover the entire life cycle of an oil well, from the conception of the project to the construction, 
maintenance and exit. Thus, it is possible to drill and operate with safety and with fewer costs in the oil 
wells, meeting the predefined goals for the production. 
 
In this work the entire process of drilling is described, being exposed the major differences between 
onshore and offshore operations and the main risks in these drilling operations. As a complement, two 
case-study in onshore and offshore systems are analyzed. 
 
 
 
Keywords: Oil industry; Drilling industry; Onshore Drilling; Offshore Drilling; Stability; Safety. 
viii 
 
 
ix 
 
ÍNDICE 
 
Agradecimentos ............................................................................................................................ iii 
Resumo ........................................................................................................................................ v 
Abstract........................................................................................................................................vii 
Índice ........................................................................................................................................... ix 
Índice de Figuras .......................................................................................................................... xi 
Índice de Tabelas........................................................................................................................ xiii 
Abreviaturas ................................................................................................................................ xv 
1. Introdução ..............................................................................................................................1 
1.1. Objectivo ........................................................................................................................3 
1.2. Estrutura da dissertação ..................................................................................................3 
2. Exploração de Hidrocarbonetos ...............................................................................................5 
3. Perfuração de um poço de petróleo .........................................................................................7 
3.1. Equipamentos da sonda de perfuração.............................................................................9 
3.1.1. Sistema de sustentação de cargas ............................................................................9 
3.1.2. Sistema de movimentação de cargas ...................................................................... 10 
3.1.3. Sistema de rotação ................................................................................................ 11 
3.1.4. Sistema de circulação de fluidos ............................................................................. 13 
3.1.5. Sistema de monitorização....................................................................................... 14 
3.1.6. Sistema de controlo e segurança ............................................................................ 15 
3.1.7. Sistema de geração e transmissão de energia ......................................................... 16 
3.2. Coluna de perfuração .................................................................................................... 17 
3.3. Brocas de perfuração.................................................................................................... 19 
3.4. Fluidos de perfuração .................................................................................................... 21 
3.5. Operações de perfuração .............................................................................................. 23 
3.6. Operações de cimentação ............................................................................................. 25 
3.6.1. Cimentação primária .............................................................................................. 25 
3.6.2. Cimentação secundária .......................................................................................... 26 
4. Comparação das operações: Onshore vs Offshore ................................................................. 27 
4.1. Sondagens Onshore...................................................................................................... 28 
4.2. Sondagem Offshore ...................................................................................................... 30 
x 
 
4.3. Breve comparação entre sondagens .............................................................................. 35 
5. Casos Práticos ..................................................................................................................... 37 
5.1. Caso de Estudo – Poço Onshore ................................................................................... 39 
5.1.1. Programa de perfuração......................................................................................... 39 
5.1.2. Programa da lama ................................................................................................. 41 
5.1.3. Programa da cimentação........................................................................................ 41 
5.1.4. Informações adicionais ........................................................................................... 42 
5.2. Caso de Estudo – Poço Offshore ................................................................................... 43 
5.2.1. Programa de perfuração......................................................................................... 44 
5.2.2. Programa da lama ................................................................................................. 45 
5.2.3. Programa da cimentação........................................................................................ 45 
5.2.4. Informações adicionais ........................................................................................... 46 
6. Análise dos principais riscos .................................................................................................. 49 
6.1. Estabilidade da coluna de perfuração ............................................................................. 49 
6.2. Manobra da coluna de perfuração .................................................................................. 49 
6.3. Perdas de lama ............................................................................................................. 50 
6.4. Perdas de material no fundo do poço e “fishing” .............................................................. 51 
6.5. Integridade dos materiais e equipamentos ...................................................................... 51 
6.6. Factor Humano ............................................................................................................. 52 
7. A segurança operacional, o impacto ambiental e os acidentes ................................................. 53 
7.1. Segurança .................................................................................................................... 53 
7.2. Saúde .......................................................................................................................... 53 
7.3. Ambiente ...................................................................................................................... 54 
7.4. Aspectos sociais ........................................................................................................... 55 
7.5. Acidentes ..................................................................................................................... 55 
7.6. Responsabilidade legal .................................................................................................. 56 
8. Blowout do poço Macondo .................................................................................................... 57 
9. Plano de emergência ............................................................................................................ 61 
10. Considerações Finais ........................................................................................................ 63 
Referências Bibliográficas ............................................................................................................ 65 
 
xi 
 
ÍNDICE DE FIGURAS 
 
Figura 1 – Blowout em onshore em Oklahoma. ................................................................................2 
Figura 2 – Blowout em offshore no Golfo do México. ........................................................................2 
Figura 3 – Unidade de sondagem em Onshore. ...............................................................................5 
Figura 4 – Unidade de sondagem em offshore. ................................................................................6 
Figura 5 – Método percussivo. ........................................................................................................7 
Figura 6 – Método rotativo. .............................................................................................................8 
Figura 7 – Mastro. ..........................................................................................................................9 
Figura 8 – Sistema de movimentação de cargas. ........................................................................... 10 
Figura 9 – Sistema rotativo. .......................................................................................................... 12 
Figura 10 – Top drive. .................................................................................................................. 12 
Figura 11 – Sistema de circulação de fluidos. ................................................................................ 13 
Figura 12 – Painel do sondador de um poço offshore. .................................................................... 14 
Figura 13 – Blowout Preventer. ..................................................................................................... 15 
Figura 14 – Drill Collars, Heavy-Weight Drill Pipes e Drill Pipes, respectivamente. ........................... 17 
Figura 15 – Broca PDC e broca de diamantes industriais................................................................ 19 
Figura 16 – Brocas tricónicas. ....................................................................................................... 20 
Figura 17 – Pressões aplicadas num poço petrolífero. .................................................................... 21 
Figura 18 – Revestimentos de um poço de petróleo. ...................................................................... 23 
Figura 19 – Tipos de revestimentos. .............................................................................................. 24 
Figura 20 – Operação de cimentação. ........................................................................................... 25 
Figura 21 – Classificação de sondas de perfuração rotativas. ......................................................... 27 
Figura 22 – Perfuração Onshore. ..................................................................................................28 
Figura 23 – BOP de um poço onshore. .......................................................................................... 29 
Figura 24 – Tipos de estruturas em offshore. ................................................................................. 30 
Figura 25 – Plataforma fixa. .......................................................................................................... 31 
Figura 26 – Jackup rig. ................................................................................................................. 31 
Figura 27 – Plataforma semi-submersível. ..................................................................................... 32 
Figura 28 – Navio-sonda. ............................................................................................................. 33 
Figura 29 – Componentes de um BOP de uma plataforma flutuante. ............................................... 34 
Figura 30 – Esquema simplificado do acabamento de um poço. ..................................................... 37 
xii 
 
Figura 31 – Perfuração Multilateral. ............................................................................................... 38 
Figura 32 – Plataforma semi-submersível. ..................................................................................... 43 
Figura 33 – Broca desgastada. ..................................................................................................... 49 
Figura 34 – Tipos de overshots. .................................................................................................... 51 
Figura 35 – Blowout do poço Ixtoc-1.............................................................................................. 55 
Figura 36 – Área afectada pelo blowout do poço Macondo. ............................................................ 56 
Figura 37 – Esquema do poço Macondo. ....................................................................................... 57 
Figura 38 – Esquema de falhas que levaram ao blowout. ............................................................... 59 
 
 
xiii 
 
ÍNDICE DE TABELAS 
 
Tabela 1 – Comparação entre as sondagens onshore e offshore. ................................................... 35 
Tabela 2 – Programa de perfuração e casing design do poço onshore. ........................................... 40 
Tabela 3 – Tipos de fluidos de perfuração utilizados no poço onshore. ............................................ 41 
Tabela 4 – Tipos de pasta de cimento utilizados no poço onshore................................................... 42 
Tabela 5 – Programa de perfuração e casing design do poço offshore. ........................................... 44 
Tabela 6 – Tipos de fluidos de perfuração utilizados no poço offshore............................................. 45 
Tabela 7 – Tipos de pasta de cimento utilizados no poço offshore .................................................. 46 
 
xiv 
 
 
xv 
 
ABREVIATURAS 
 
API – Instituto Americano de Petróleos 
BHA – Bottom Hole Assembly 
BOP - Blowout Preventer 
CSG – Casing 
DC – Drill Collar 
DP – Drill Pipe 
EIA – Environmental Impact Assessment 
HSE – Health, Safety and Environment 
HPHT – High Pressure High Temperature 
HWDP – Heavy Weight Drill Pipe 
MD/RT – Measured Depth/Rotary Table 
MRC – Multi-Reservoir Contact 
PDC – Polycrystalline Diamond Compact 
ROP – Rate of Penetration 
RPM – Revolutions per Minute 
RSA – Rotary Steerable Assemblies 
RT – Rotary Table 
SG – Static Gradient 
SPM – Strokes per Minute 
TCI – Tungsten Carbide Insert 
TJ – Tool joints 
USR – Ultra Short Radius 
 
xvi 
 
 
1 
 
1. INTRODUÇÃO 
 
A indústria petrolífera é uma das maiores indústrias de todos os tempos, envolvendo algumas das 
maiores companhias do Mundo, que cobrem desde a pesquisa até à distribuição de produtos 
derivados, com orçamentos ao nível de países desenvolvidos. Apesar da crescente procura de fontes 
de energia alternativas, o petróleo é considerado actualmente como o principal produto estratégico da 
matriz económica mundial (Gomes, 2011). 
 
Durante os últimos 30 anos, houve uma grande evolução tecnológica na indústria da perfuração. As 
primeiras plataformas construídas no mar do Norte permitiam perfurar cerca de 3000 metros de 
profundidade. Hoje em dia, é possível perfurar até 12000 metros a partir de uma plataforma. Como 
seria de esperar, este avanço tecnológico aumentou consideravelmente o risco de falhas, visto que 
também a profundidade dos poços aumentou. O elevado número de elementos que podem falhar 
torna a sua análise muito difícil. Para além disso, as preocupações em relação ao impacto ambiental 
têm aumentado durante as operações de exploração, e o grande desafio da indústria petrolífera não é 
apenas ultrapassar a complexidade estrutural das zonas exploradas, mas também, produzir de uma 
forma sustentável (Torbergsen, 2012). 
 
Uma falha mecânica, hidráulica ou eléctrica, ou ainda a má aplicação de um dispositivo pode causar 
a perda de integridade de um poço. Muitos dos acidentes ocorridos por vezes ainda se agravam 
devido a falhas humanas, e, é por este motivo, que a formação e a prática devem ser a base de todas 
as empresas no ramo do petróleo. Neste sentido, a estabilização de um poço será considerada como 
a “aplicação de soluções técnicas, operacionais e organizacionais de forma a reduzir o risco da 
libertação descontrolada de fluidos, ao longo do ciclo de vida do poço” (Norsok D-010). 
Na selecção de soluções técnicas, é muito importante a correcta definição das especificações dos 
equipamentos e dos requisitos para as paredes do poço, para garantir a integridade do poço ao longo 
da sua vida. Algumas especificações bastante comuns são a classificação e capacidade do BOP 
(Blowout Preventer), e as características dos revestimentos a utilizar, que serão de acordo com as 
pressões máximas admitidas tanto na cabeça do poço como na sapata (shoe) do revestimento. 
As soluções operacionais incluem os procedimentos de funcionamento das válvulas no poço, 
restrições de fluxo, entre outras. Estas apresentam um grande impacto na integridade do poço e nas 
actividades diárias de manutenção e produção de forma segura. 
Muitos dos problemas e acidentes que ocorreram em algumas companhias petrolíferas, devem-se à 
falta de comunicação e passagem de documentação importante nas mudanças de turno. As soluções 
organizacionais incluem, entre outros assuntos, a certificação da empresa em como os trabalhadores 
têm competências para trabalhar nas operações com o poço e que estão correntemente actualizados 
do último “status” do poço. 
 
A grande maioria dos acidentes em poços petrolíferos são gerados por um fluxo descontrolado de 
fluidos para a superfície, devido ao desequilíbrio entre a pressão hidrostática e a pressão da 
2 
 
formação, designado por blowout. Na história mundial, existem alguns exemplos muito graves 
resultantes da instabilidade de poços, tais como os blowouts ocorridos na plataforma Phillips 
Petroleum’s Bravo em 1977, na Saga Petroleum’s em 1989, na Statoil em 2004 e na BP no Golfo do 
México em 2010. Os blowouts (Figuras 1 e 2) podem causar danos bastante significativos nas 
plataformas de perfuração, danos pessoais, perda de produção e danos ambientais, que resultam 
num aumento de custos e maior risco. 
 
 
Figura 1 – Blowout em onshore em Oklahoma. 
Fonte: http://w w w .energyindustryphotos.com/oilf ield_blow out_photos_and_rig.htm 
 
 
Figura 2 – Blowout em offshore no Golfo do México. 
Fonte: http://w w w .popularmechanics.com/science/energy/coal-oil-gas/bp-offshore-oil-rig-explosion 
 
Assim, comprova-seque a integridade do poço, não depende apenas da robustez dos equipamentos 
mas de todo o processo, competência e recursos da empresa e principalmente da competência 
profissional de cada trabalhador. 
 
3 
 
1.1. Objectivo 
 
O objectivo deste trabalho é identificar os problemas críticos da perfuração em onshore e em 
offshore, analisar os tipos de resposta e comparar dois casos de estudo de dois poços onshore e 
offshore. Existe ainda um enfoque especial na segurança das operações e gestão dos riscos. 
Com este trabalho pretende-se também englobar toda a informação referente às operações de 
perfuração, visto existir uma escassez de material acessível na literatura portuguesa. 
 
 
1.2. Estrutura da dissertação 
 
Esta dissertação é constituída por 11 capítulos, iniciando-se com a introdução e terminando com as 
referências bibliográficas. 
O capítulo 2 apresenta uma breve explicação do início da actividade de exploração de um poço 
petrolífero. No capítulo 3 faz-se uma abordagem dos principais equipamentos da sonda de 
perfuração, mencionam-se as principais funções e tipos de fluidos de perfuração, considerados como 
um dos elementos de maior importância durante a perfuração de um poço e por último é apresentada 
uma explicação das operações realizadas durante a perfuração. Depois de explicadas as operações 
de perfuração, no capítulo 4, é feita uma comparação das operações em onshore e em offshore, 
distinguindo-se os tipos de sonda utilizados em terra e no mar e as principais diferenças no 
accionamento do BOP. 
No capítulo 5 são apresentados dois casos de estudo, onde se refere o programa da perfuração e o 
casing design, o programa da lama, o programa da cimentação e algumas informações adicionais , 
previstos para a operação de perfuração. O capítulo 6 faz uma análise aos principais riscos que 
podem afectar a operação de perfuração, e o capítulo 7 aborda as questões de segurança, o impacto 
ambiental e refere alguns acidentes resultantes desta indústria. O capítulo 8 evidencia o blowout 
ocorrido no poço de Macondo, no Golfo do México. No capítulo 9 é referido um plano de emergência 
direccionado para a actividade de perfuração. 
Por fim, no capítulo 10 são apresentadas as considerações finais da dissertação. 
 
 
 
 
4 
 
 
5 
 
2. EXPLORAÇÃO DE HIDROCARBONETOS 
 
A actividade de exploração inicia-se quando uma companhia petrolífera solicita direitos de pesquisa 
sobre uma determinada concessão, ao Governo desse mesmo país. Após a assinatura do contrato, é 
iniciada a campanha de pesquisa pela empresa concessionária. O principal objectivo da pesquisa, ou 
exploração, é encontrar uma estrutura no subsolo com hidrocarbonetos, em quantidades suficientes 
de modo a que a produção seja rentável. A exploração consiste na aquisição e análise de dados 
geológicos e geofísicos de formações, seguida da execução de um poço de pesquisa, designado 
wildcat. 
 
Segundo Gomes (2011), o poço de exploração é a única forma de validar o modelo conceptual de 
exploração. Este fornece a única evidência concreta se existe ou não petróleo em quantidades 
comerciais e ajuda a determinar quantos poços serão necessários para drenar o reservatório. Em 
onshore (Figura 3) os poços são efectuados por sondas transportadas em camiões, enquanto em 
offshore (Figura 4) são perfurados através de plataformas semi-submersíveis, navios sonda ou 
plataformas com pilares telescópicos, que assentam no fundo do mar. 
 
De notar, que existem regulamentos ambientais que apresentam um grande impacto nas operações 
de pesquisa. São necessárias autorizações especiais, em onshore, para a realização de poços em 
propriedades privadas, sendo que em reservas ou parques naturais, es tas autorizações não são 
concedidas, obrigando as companhias a fazer poços desviados a quilómetros de distância do local. 
Em offshore, existem menos obstáculos físicos, no entanto, as preocupações ambientais são as 
mesmas mas com maior acuidade. 
 
 
Figura 3 – Unidade de sondagem em Onshore. 
Fonte: http://w w w .arabdrill.com/?page_id=1061 
 
6 
 
 
Figura 4 – Unidade de sondagem em offshore. 
Fonte: http://impactw eather.com/offshoremarine/offshore-oil-rig/ 
 
Comprovando-se a existência de hidrocarbonetos em quantidades comerciais, serão perfurados 
novos poços, designados por poços de produção, com o objectivo de extrair os hidrocarbonetos do 
reservatório. 
7 
 
3. PERFURAÇÃO DE UM POÇO DE PETRÓLEO 
 
A perfuração de um poço é a única forma directa de se comprovar a presença ou não de reservas 
economicamente viáveis. Este processo é realizado por um conjunto de várias operações, que 
permitirá criar um elo de ligação entre o reservatório e a superfície, atendendo sempre às questões 
de segurança e estabilidade do poço. Estas operações são realizadas através de uma sonda ou 
plataforma de perfuração (drilling rig), e podem ser realizadas por dois tipos de métodos: o método 
percussivo e o método rotativo (Bourgoyne, 1986; Gatlin, 1960). 
 
O método percussivo (Figura 5) foi o primeiro método utilizado na perfuração de poços, também 
designado por perfuração a cabo (cable tool drilling), consistindo no golpeamento sucessivo da rocha 
pela broca de perfuração, causando a sua fragmentação por esmagamento. A limpeza do poço é 
feita, após a remoção da broca, com uma ferramenta denominada por bailer, que retira os cuttings 
gerados no seu interior. Este método opera com menores custos, contudo, apresenta taxas de 
penetração muito baixas, dificuldade na obtenção de amostras e deficiências no controlo de influxo de 
fluidos para o poço. 
 
 
Figura 5 – Método percussivo. 
Fonte: Adaptado de http://w w w .elsmerecanyon.com/oil/cabletoolrig/cabletoolrig.htm 
 
Desde o ano de 1900 até à actualidade, com excepção de alguns casos especiais, passou a utilizar-
se o método rotativo (Figura 6). A perfuração é realizada através do movimento de rotação e peso 
aplicados de uma broca, existente na extremidade de uma coluna de perfuração. O peso aplicado 
sobre a broca resulta da própria constituição da coluna de perfuração e a rotação pode ser 
transmitida directamente à broca ou através da rotação da coluna de perfuração. Os fragmentos de 
8 
 
rocha são retirados consecutivamente através de um fluido de perfuração ou lama, que é injectado 
por bombagem para o interior da coluna de perfuração e volta à superfície pelo espaço anular 
formado entre as paredes do poço e a coluna de perfuração. Após atingir uma determinada 
profundidade a coluna de perfuração é retirada do poço e é colocada uma coluna de revestimento em 
aço, com diâmetro inferior ao da broca. O espaço entre o revestimento e as paredes do poço é 
cimentado, permitindo o avanço da perfuração em segurança. O poço é perfurado novamente e 
depois em diversas fases, consoante os diâmetros das brocas. 
 
 
Figura 6 – Método rotativo. 
Fonte: Adaptado de Lake, 2006. 
 
9 
 
3.1. Equipamentos da sonda de perfuração 
 
As sondas de perfuração, terrestre ou marítimas, possuem os mesmos equipamentos básicos de 
perfuração. Para se perceber o funcionamento de uma sonda é necessário conhecer os 
equipamentos envolvidos. Os equipamentos que permitem o desenvolvimento da perfuração podem 
ser agrupados em sete sistemas: sistema de sustentação de cargas, sistema de movimentação de 
cargas, sistema de rotação, sistema de circulação de fluidos, sistema de monitorização, sistema de 
controlo e segurança e sistema de geração e transmissão de energia. O funcionamento destes 
sistemas em conjunto permite realizar a perfuração de um poço (Thomas, 2001). Em suma, estes 
sistemas devem possibilitar: 
 Armazenamentodos tubos de perfuração; 
 Elevação e posicionamento dos tubos de perfuração; 
 Rotação da coluna de perfuração; 
 Geração de energia. 
 
 
3.1.1. Sistema de sustentação de cargas 
 
Segundo Thomas (2001), este sistema tem a função de suportar e transferir todas as cargas durante 
a perfuração, sendo constituído pela torre ou mastro, subestrutura, fundação e estaleiro. A carga 
correspondente ao peso da coluna de perfuração ou de revestimento, que está no poço, é transferida 
para o mastro, e por sua vez é descarregada para a subestrutura e desta para a fundação. 
O mastro (Figura 7) é uma estrutura de aço especial, de forma piramidal, cujo espaço livre acima da 
plataforma permite a execução de manobras. Não só sustenta o peso das colunas de perfuração e de 
revestimento, como permite o manuseamento dos tubos, devido à sua altura. 
 
 
Figura 7 – Mastro. 
Fonte: http://w w w .iene.eu/peak-demand-oil-theory-fails-scrutiny-test-p343.html 
 
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A torre é constituída por um grande número de peças, montadas uma por uma. O mastro é uma 
estrutura subdividida em três ou quatro secções, que é transportada para o local onde se situa o 
poço, montada horizontalmente e só depois elevada verticalmente. Apesar do elevado custo inicial e 
menor estabilidade, o mastro é preferível em plataformas terrestres devido à facilidade e menor 
tempo de montagem. 
A subestrutura é constituída por vigas de aço especiais apoiadas sobre a fundação da sonda, de 
forma a criar um espaço suficiente, entre a superfície e a mesa rotativa, onde são instalados os 
equipamentos de segurança do poço. É a estrutura sob a qual é assente o mastro, e para além de 
suportar a sua carga, suporta também uma grande parte do peso do equipamento da sonda. Os 
tubos da coluna de perfuração são conectados na parte superior da subestrutura. 
A fundação é um local bem compactado no terreno no qual vai ser instalada a estrutura da sonda, 
onde dependendo do tipo de solo poderá ser necessário fazer alicerces em betão ou instalar 
pranchões em madeira, de forma a poder suportar todas as cargas em função da capacidade da 
sonda. 
O estaleiro (pipe racks) é uma estrutura metálica constituída por diversas vigas, posicionado em 
frente à sonda, que permite armazenar os tubos a serem utilizados ou substituídos durante a 
perfuração. 
 
 
3.1.2. Sistema de movimentação de cargas 
 
Durante a perfuração, torna-se necessário levantar e apoiar a coluna na mesa rotativa, de forma 
periódica, para fazer a adição de mais um tubo (drill pipe conection) e também retirar toda a coluna 
para substituição da broca ou por outros motivos imprevistos. O peso da coluna aumenta 
progressivamente à medida que a profundidade aumenta. A escolha da capacidade da sonda é 
fundamental, pois tem de estar de acordo com a profundidade da perfuração e o programa do poço. 
Todos os equipamentos que directa ou indirectamente são responsáveis pelo transporte de mat erial 
fazem parte do sistema de movimentação de cargas, contudo os principais equipamentos são: o cabo 
de perfuração, o guincho, o bloco de coroamento, a catarina e o gancho (Figura 8). 
 
 
Figura 8 – Sistema de movimentação de cargas. 
Fonte: Adaptado de Thomas, 2001 
 
11 
 
O cabo de perfuração (drilling line) é um cabo de aço de grande flexibilidade, resistente à fadiga, boa 
resistência à deformação e com o diâmetro de acordo com a capacidade da sonda, é fixo ao tambor 
do guincho, passando pelo bloco e a catarina seguindo depois para um carretel, que contém o cabo 
novo para acrescentar aos cortes do cabo. Permite fazer todas as manobras da coluna de perfuração. 
É fundamental fazer uma boa inspecção visual para além da obrigatoriedade dos cálculos de trabalho 
efectuado em toneladas/milhas. O cabo tem de ser movido (slipped) mais ou menos 9 metros depois 
de determinado tempo de trabalho no mesmo sítio, e cortado depois de fazer 3 slips (± 27 metros) 
acrescentando-se cabo novo do carretel. 
O guincho é constituído por um tambor onde é enrolado o cabo de perfuração para mover a catarina 
ao longo do mastro permitindo manobrar a coluna, nas subidas ou descidas. Entre o tambor do 
guincho e o carretel existe uma âncora onde é fixado o cabo contendo um sensor de tensão para 
transmitir o peso da coluna ao painel (Martin Decker). O guincho contém um sistema de comandos e 
freios para regular a velocidade de subida e descida da coluna. 
O bloco de coroamento (crown block ) está apoiado e fixo na parte superior do mastro, sendo 
constituído por um conjunto de roldanas fixas, 3 a 6, cuja função é suportar as cargas transmitidas 
pelo cabo de perfuração. 
A catarina (traveling block ) é constituída por 3 a 6 roldanas móveis, por onde passa o cabo de 
perfuração vindo do bloco de coroamento. 
O gancho é a peça onde é enganchado o conjunto swivel e kelly durante a perfuração e os links com 
elevador durante as manobras, contém um piston cilíndrico com molas que absorve os choques 
provocados pela movimentação das cargas, não permitindo a sua propagação para a catarina. 
 
 
3.1.3. Sistema de rotação 
 
O sistema de rotação é responsável pela geração e transmissão da rotação à broca através da 
coluna de perfuração. Todos os equipamentos que são responsáveis por alcançar essa rotação 
fazem parte deste sistema, contudo os principais são: o swivel, o kelly e a mesa rotativa (Figura 9) ou 
top drive (Figura 10). 
O swivel é a peça responsável por fazer a conexão entre os elementos sem rotação (da catarina para 
cima) e os elementos com rotação (do kelly para baixo). 
O kelly é um tubo de secção quadrada ou hexagonal, ligado ao swivel na parte superior, que recebe a 
rotação da mesa rotativa e a transmite aos tubos de perfuração. 
A mesa rotativa (RT) é o equipamento mecânico que gera a rotação, suporta o peso da coluna de 
perfuração durante as operações de manobra e permite o deslizamento livre do kelly (através do kelly 
bushing). É constituída por um ou mais motores, transmissão, embraiagem, caixa de velocidades e a 
mesa propriamente dita. A abertura da mesa deve ter o diâmetro suficiente para permitir a passagem 
das brocas, elementos da coluna de perfuração e revestimentos, e a sua livre movimentação na 
descida ou retirada de tubos. 
 
12 
 
 
Figura 9 – Sistema rotativo. 
Fonte: Adaptado de Bourgoyne, 1986. 
 
O top drive, representado na figura 10, é um motor eléctrico posicionado abaixo do swivel, que 
permite igualmente gerar e transferir rotação, dispensando o uso da mesa rotativa e do kelly. Tem 
como principais vantagens: permitir a movimentação vertical da coluna de perfuração sem que a 
rotação seja interrompida, fundamental em poços inclinados ou horizontais e a possibilidade de se 
poderem adicionar três ou quatro tubos à coluna de perfuração de uma só vez, tornando a perfuração 
mais rápida. Em certas situações, onde é necessário que apenas a broca gire, o torque pode ser 
directamente transmitido à broca, através de e um motor de fundo. O motor de fundo é um motor 
hidráulico que fornece rotação através da passagem do fluido de perfuração pelo seu interior. 
 
 
Figura 10 – Top drive. 
Fonte: http://w w w .new oilrigs.com/top_drives.htm 
 
13 
 
3.1.4. Sistema de circulação de fluidos 
 
A principal função do sistema de circulação de fluidos (Figura 11) é remover os detritos de rocha 
formados durante a perfuração. Para além de garantir a circulação de fluidos é ainda responsável 
pelo seu tratamento e manutenção. Fazem parte deste sistema os seguintes equipamentos: tanques 
de lama (armazenamento da lama com agitadores), bombas de lama de alta pressão (responsáveis 
pela bombagem da lama para perfuração), tubo bengala (deslocaçãoda lama até à altura do mastro), 
stand pipe, swivel (injecção da lama na coluna de perfuração) e o subsistema de tratamento 
(Mansano, 2004). 
 
 
Figura 11 – Sistema de circulação de f luidos. 
Fonte: Mansano, 2004 
 
Primeiramente o fluido é misturado e preparado nos tanques de lama. Na fase de injecção, o fluido de 
perfuração é levado dos tanques de lama para as bombas de fluido, sendo bombeado para a 
tubulação do stand pipe, seguindo para a coluna de perfuração, através de uma entrada no swivel, e 
desta para a broca. Na fase de retorno, o fluido sai através dos orifícios da broca e desloca-se pelo 
espaço entre as paredes do poço e a coluna de perfuração até à superfície. O fluido é direccionado 
para o subsistema de tratamento, passando através de peneiras, que separam os fragmentos de 
rocha (cascalho ou cuttings) da lama. Segue-se a fase de tratamento, onde são eliminados os sólidos 
finos ou gases que se associaram durante a perfuração e, se necessário, são adicionados químicos 
que permitem recuperar as características iniciais do fluido de perfuração. Por fim, o fluido retorna 
para o tanque de sucção, para ser novamente bombeado para o poço. 
As bombas de lama são responsáveis pela bombagem do fluido de perfuração e têm como função 
fazer circular o fluido pelo poço a uma determinada pressão e volume. Geralmente utilizam-se duas 
14 
 
bombas a funcionar em paralelo, devido à necessidade de aumentar a vazão em função do aumento 
do ROP (Rate Of Penetration). 
Os tanques de lama armazenam o fluido de perfuração, mantêm o excesso de fluido à superfície e 
substituem o fluido em caso de perda na formação. 
O stand pipe é um tubo vertical que leva o fluido de perfuração até à bengala, seguindo pela 
mangueira até ao swivel. 
O subsistema de tratamento instalado na superfície é composto por uma série de equipamentos 
incluindo vibradores com peneiras (como o shale shaker), equipamentos de remoção de sedimentos 
e centrifugadoras, que permitem remover os detritos mais grossos, sól idos finos (areias e silte) e gás, 
do fluido de perfuração. 
 
 
3.1.5. Sistema de monitorização 
 
Uma constante monitorização do poço permite uma maior rapidez na detecção de problemas. O 
sistema de monitorização é formado essencialmente pelo conjunto de equipamentos que constituem 
o painel do sondador (Figura 12), sendo fundamental para o registo constante de diversos parâmetros 
de perfuração. Alguns parâmetros como a profundidade, o peso e torque da coluna, o peso sobre a 
broca, RPM (Revolutions per Minute) da mesa rotativa, ROP, pressão do fluido de perfuração, vazão 
e SPM (Strokes per Minute), quando perfeitamente combinados permitem atingir eficiência e 
rentabilidade máximas na perfuração. 
 
 
Figura 12 – Painel do sondador de um poço offshore. 
Fonte: http://w w w .drillingahead.com/photo/rig-37-driller-console 
 
 
15 
 
3.1.6. Sistema de controlo e segurança 
 
O sistema de segurança tem como finalidade prevenir o fluxo descontrolado de fluidos do poço para a 
superfície, durante a perfuração. É constituído por dois conjuntos de equipamentos: cabeça do poço 
(wellhead) e por um dispositivo especial denominado Blowout Preventer (BOP). 
A cabeça do poço é um conjunto de equipamentos localizados e fixados ao casing de superfície do 
poço, responsáveis pela ancoragem e protecção das colunas de revestimento e de produção à 
superfície. 
O BOP (Figura 13) é um equipamento ligado directamente à cabeça do poço, que possui um 
mecanismo de fecho e abertura do poço e é accionado sempre que existir ocorrência de um k ick , ou 
seja, quando o fluido ou gás de uma dada formação passa para o interior do poço. Se este aumento 
de fluxo não for correctamente controlado poderá originar um blowout, ou seja, o poço passa a fluir 
sem qualquer controlo, podendo mesmo causar acidentes, danos nos equipamentos, perda total ou 
parcial do reservatório, danos ambientais, entre outros. 
Os mecanismos de fecho e abertura do poço são as gavetas e o annular preventer e são colocados 
acima da cabeça do poço. As gavetas podem encerrar apenas o espaço anular, em redor do drill 
pipe, ou podem encerrar o poço completamente (blind rams). O annular preventer permite encerrar o 
espaço anular nos drill pipes mas também nos heavy-weight drill pipes, drill collars, casings (CSG) e 
tool joints (TJ). Geralmente, nas plataformas onshore utiliza-se um BOP com um anular e duas 
gavetas, no entanto, nas plataformas offshore existem duas possibilidades: 
a) Se a plataforma for fixa ou apoiada no fundo do mar e os equipamentos trabalharem à 
superfície, utiliza-se um BOP com um anular e três ou quatro gavetas; 
b) Se a plataforma for flutuante, semi-submersível ou navio-sonda, e os equipamentos 
trabalharem no fundo do mar, utiliza-se um BOP com dois anulares e três ou quatro gavetas. 
 
 
Figura 13 – Blowout Preventer. 
Fonte: http://w atercrunch.com/2010/05/oil-spills-failure-nexus-the-blow out-preventer/ 
 
16 
 
3.1.7. Sistema de geração e transmissão de energia 
 
O sistema de geração de energia fornece a energia necessária para o funcionamento de grande parte 
dos equipamentos da sonda. Os motores diesel são usualmente a fonte de energia utilizada nos 
equipamentos da sonda de perfuração onshore e offshore. As sondas diesel-eléctricas utilizam os 
principais motores da sonda para gerar electricidade, transmitindo-a facilmente aos vários sistemas 
de perfuração, onde o trabalho é realizado através do uso de motores eléctricos. O sistema de 
circulação de fluidos consome a maior parte da energia fornecida. 
Nas plataformas de produção offshore, onde existe a produção de gás, este é aproveitado para gerar 
energia eléctrica. Em onshore, nos poços de produção, utiliza-se a energia eléctrica local visto ser 
mais económico quando o tempo de permanência no local da exploração é elevado. 
 
17 
 
3.2. Coluna de perfuração 
 
A coluna de perfuração é constituída pelo conjunto broca e tubos de perfuração, sendo directamente 
responsável pela perfuração do poço. Através da broca, permite a injecção e a circulação do fluido de 
perfuração, e, por isso, deve apresentar resistência suficiente às perturbações do poço, peso 
suficiente para auxiliar a broca no processo e deve possuir uma certa flexibilidade, no caso da 
perfuração direccional. A coluna de perfuração está sujeita a vários esforços dinâmicos tais como 
flexão, torção, força normal e tensão tangencial (Ribeiro, 2000). 
 
Os tubos de perfuração são conectados uns com os outros através de uma caixa ( tool joints) 
localizada numa das extremidades e um pino rosqueado na outra. Existem três tipos de tubos de 
perfuração utilizados na coluna, nomeadamente, drill collars, heavy-weight drill pipes e drill pipes 
(Figura 14), que permitem o deslocamento dos fluidos de perfuração, sendo que cada um 
desempenha uma dada função na coluna de perfuração. Os drill collars (DC) são os primeiros a 
serem colocados em cima da broca, visto serem os elementos mais pesados, cuja função principal é 
fornecer carga compressiva em forma de peso sobre a broca, de modo a que os tubos mais leves 
permaneçam em tensão durante a perfuração. De seguida são colocados os heavy-weight drill pipes 
(HWDP), que possuem conexões semelhantes mas são mais leves. A sua principal função é permitir 
uma transição de rigidez mais aprazível entre os drill collars e os drill pipes, reforçando ao mesmo 
tempo a coluna de perfuração. Por fim são colocados os drill pipes (DP), especificamente calculados 
para resistir a grandes esforços de tensão e torque, são mais leves e de menor rigidez e fornecem à 
coluna de perfuração o comprimento desejado. Quando por alguma razãoa perfuração pára, os tubos 
de perfuração podem ficar presos às paredes das formações, sucedendo assim a denominada prisão 
por pressão diferencial. Por este motivo e para facilitar a deslocação da coluna, os DC e/ou os 
HWDP, podem apresentar ranhuras (spiral drill collars), como se pode observar na figura 14. 
 
 
Figura 14 – Drill Collars, Heavy-Weight Drill Pipes e Drill Pipes, respectivamente. 
Fonte: http://w w w .tecnicodepetroleo.ufpr.br/apostilas/engenheiro_do_petroleo/perfuracoes.pdf 
 
18 
 
Dependendo do tipo de perfuração e das necessidades de cada poço, a coluna de perfuração pode 
ser equipada por alguns acessórios, tais como: 
 Estabilizadores ou roller reamers, tubos que contêm lâminas ou rollers de tungsténio, 
soldados verticalmente ou em espiral, com o diâmetro igual ou ligeiramente inferior ao da 
broca, ou camisas acopladas, para evitar que os drill collars inclinem em direcção às paredes 
do poço durante a perfuração. O seu posicionamento no BHA (Bottom Hole Assembly) é 
fundamental para a orientação do poço, vertical ou inclinado, para além de evitar prisões por 
pressão diferencial. 
 Crossovers, pequenos tubos utilizados para a conexão de brocas e tubos com diferentes 
roscas. 
 Amortecedores de choque (shock subs), que minimizam as vibrações e os impactos sobre a 
broca e a coluna de perfuração. 
 Percussores (drilling jars), utilizados para dar pancadas na tentativa de libertar a coluna de 
perfuração, quando ocorrem prisões; 
 Alargadores (under-reamers), ferramentas que permitem aumentar o diâmetro de um poço já 
perfurado. 
 
O dimensionamento da coluna, ou BHA (Bottom Hole Assembly), permite especificar os tipos e 
quantidades de tubos de perfuração (shock subs, drill collars, reamers, stabilizers HWDP, drilling 
jars), a utilizar numa determinada coluna de perfuração. Devem, por isso ser calculados os seguintes 
parâmetros: jactos e pressão de circulação, peso sobre a broca, RPM, vazão, peso das lamas e 
profundidade prevista. O ponto neutro (free point), ou seja, o local onde a coluna de perfuração 
apenas é sujeito à força de torção, entre a compressão e a tracção, deve estar sempre dentro do drill 
collar e não deve ultrapassar 2/3 do peso do BHA, que corresponde à compressão ou peso sobre a 
broca em poços verticais. 
19 
 
3.3. Brocas de perfuração 
 
As brocas, colocadas na extremidade da coluna de perfuração, têm como função a fragmentação da 
rocha, utilizando para isso o peso e rotação aplicados sobre a mesma. Este movimento rotativo é-lhes 
induzido pela simples rotação da coluna através da RT ou do top drive, ou no caso de existir, de um 
motor de fundo por circulação de lamas a alta pressão. 
 
Actualmente existem grandes variedades de brocas de perfuração para diferentes formações e 
situações encontradas durante a perfuração. No geral, as brocas são constituídas pelo corpo, uma 
estrutura cortante que pode ser de aço, carbureto de tungsténio, diamante natural ou sintético, e por 
jactos ou canais preferenciais que permitem o impacto hidráulico sobre a formação e escoamento do 
fluido de perfuração. 
 
As brocas de perfuração geralmente são classificadas de acordo com o seu design e em função da 
mobilidade das suas partes constituintes em dois grupos: brocas sem partes móveis (drag bits) e 
brocas com partes móveis (rolling cutter bits). As brocas sem partes móveis provocam uma raspagem 
do fundo do poço e consequente acção da força normal devido ao peso e elevado torque sobre a 
coluna e sobre a broca (Thomas, 2001). Nesta classe incluem-se: 
1. Brocas integrais de lâmina de aço, perfuram por acção de corte, apresentam elevado 
desgaste e baixa eficiência em formações profundas, por isso praticamente desapareceram 
da indústria petrolífera; 
2. Brocas de diamantes industriais, perfuram por efeito de polimento e são utilizadas em rochas 
mais duras e para amostragem (Figura 15); 
3. Brocas de diamantes artificiais (ou brocas PDC), perfuram por acção de corte, são utilizadas 
em rochas mais moles e apresentam uma longa vida útil (Figura 15). 
 
 
Figura 15 – Broca PDC e broca de diamantes industriais. 
Fonte: Adaptado de http://i.ytimg.com/vi/4gbI0w DUj0U/maxresdefault.jpg 
 
20 
 
As brocas com partes móveis podem apresentar dois ou mais cones integrados com elementos 
cortantes, sendo que cada cone gira em torno do seu próprio eixo à medida que a broca gira. As 
brocas mais comuns têm três cones que giram em torno de um eixo próprio, sendo por isso 
designadas por brocas tricónicas (brocas TCI) (Figura 16). Possuem dois componentes principais, a 
estrutura de corte e os rolamentos. 
 
 
Figura 16 – Brocas tricónicas. 
Fonte: http://w w w .acew el.com/product75.html 
 
Podem ainda elaborar-se brocas especiais, para determinados propósitos, como o alargamento do 
poço e a recolha de amostras. 
 
21 
 
3.4. Fluidos de perfuração 
 
Os fluidos de perfuração são um dos elementos de maior importância na perfuração de um poço 
petrolífero, podendo mesmo afirmar-se que o sucesso da perfuração de um poço depende 
significativamente da performance do fluido que é bombeado. Os fluidos de perfuração são misturas 
complexas de sólidos, líquidos e gases, geralmente constituídos por uma fase dispersante e outra 
dispersa, e, segundo o API (Instituto Americano de Petróleo, 1991), podem ser definidos como 
“fluidos circulantes utilizados para tornar a actividade de perfuração viável”. São a única componente 
que permanece em contacto com o poço, ao longo de toda a operação de perfuração (Gatlin, 1960). 
 
Como anteriormente já falado, uma das principais funções dos fluidos de perfuração é a remoção e 
transporte dos cuttings do poço, gerados pela broca, até à superfície. No entanto, é de salientar 
outras funções de grande importância como: garantir a suspensão dos cuttings durante a interrupção 
da circulação, suportar e estabilizar as paredes do poço, revestir as paredes do poço com um reboco 
impermeável (mud cake) que isole as formações mais permeáveis do reservatório, impedir ou 
minimizar os danos nas formações, arrefecer e lubrificar a broca e a coluna de perfuração e permitir a 
obtenção da máxima informação possível sobre as formações atravessadas (Figura 17) (Drilling Fluid 
Processing Handbook , 2005). 
 
 
Figura 17 – Pressões aplicadas num poço petrolífero. 
Fonte: http://solutions.3m.com.br/w ps/portal/3M/pt_BR/Oil-Gas_LA/3M-Oil-and-Gas/oil-and-gas-Solutions/upstream-oil-and-
gas-exploration/upstream-oil-and-gas-drilling/upstream-drilling-f luids/ 
 
Para além das principais funções citadas anteriormente, os fluidos de perfuração devem possuir 
outras funções, tais como (Thomas, 2001): 
 Transmitir potência hidráulica à broca; 
 Suportar parte do peso da coluna de perfuração; 
 Maximizar a taxa de penetração (ROP); 
 Minimizar a corrosão da coluna de perfuração, revestimentos e equipamentos de superfície. 
 
22 
 
É fundamental, para que um fluido possa desempenhar as suas funções, o ajuste das suas 
propriedades físicas e químicas. As propriedades físicas mais importantes são a densidade, os 
parâmetros reológicos, bloom (“força do gel”), o teor em sólidos e os parâmetros da filtração. A 
densidade dos fluidos é controlada de modo a exercer uma pressão hidrostática positiva superior à 
pressão do reservatório ou das formações atravessadas, na ordem dos 200 a 300 psi. Relativamente 
às propriedades químicas, é comum determinar-se o pH e os teores de cloreto. 
 
Um fluido de perfuração é geralmente classificado em função da sua composição (Thomas, 2001). 
Neste critério os fluidos são classificados de acordo com a sua base contínua em: fluidos à base de 
água,fluidos à base de óleo, fluidos à base de ar e fluidos de base sintética. 
Os fluidos à base de água são os mais comumente utilizados e apresentam como vantagens: menor 
impacto ambiental, baixo custo, estabilidade térmica, biodegrabilidade e facil idade no bombeio, 
tratamento e detecção de k icks. A selecção do tipo de água a utilizar pode ser afectada por diversos 
factores tais como, a disponibilidade, o custo de transporte, o tipo de formações geológicas a 
perfurar, entre outras. 
Os fluidos à base de óleo são constituídos por diesel, óleo mineral ou parafinas lineares de alta 
toxicidade. Devido ao seu elevado custo inicial e maior grau de poluição, são empregues com muito 
menor frequência que os fluidos à base de água. Para além disso podem ainda causar dificuldades 
na detecção de gás no poço e no combate à perda de circulação. Têm como vantagem a mínima 
contaminação de zonas potencialmente produtivas e permitem: 
1. Perfuração de formações que hidratam e colapsam quando em contacto com a água; 
2. Perfuração de formações com baixa pressão de poros ou de fractura; 
3. Perfuração de poços HPHT (High Pressure High Temperature). 
De notar que a descarga de cuttings e resíduos de fluidos à base de óleo não são permitidas na 
maioria das áreas de perfuração offshore. 
Os fluidos à base de ar ou gás (air drilling) são indicados para formações propícias a danos ou muito 
duras e em regiões com escassez de água. 
Os fluidos à base de sintéticos são semelhantes aos fluidos à base de óleo, contudo a fase contínua 
é constituída por um fluido biodegradável de baixa toxicidade. Apesar do elevado custo inicial, estão 
em crescente procura e utilização devido à necessidade de reduzir o impacto ambiental das 
operações de perfuração offshore. Em caso de fuga, este tipo de fluidos não se mistura com a água 
salgada e por isso recolhe-se facilmente. A sua aplicação tem ainda como vantagens: 
1. Ajudar a maximizar a taxa de penetração; 
2. Aumentar a lubricidade em poços direccionais e horizontais; 
3. Minimizar os problemas de estabilidade; 
4. Reduzir a perda de fluido durante a perfuração; 
5. Alto desempenho de bloom (“força do gel”); 
6. Densidades de circulação bastante mais baixas. 
 
23 
 
3.5. Operações de perfuração 
 
Uma das etapas mais importantes ocorridas durante a perfuração diz respeito à introdução e 
cimentação de casings com diferentes diâmetros e a vários intervalos de profundidade. O 
revestimento do poço (Figura 18) permite o retorno do fluido de perfuração à superfície e o controlo 
das suas pressões, previne o desmoronamento das paredes, evita a contaminação das águas 
subterrâneas e sustenta os equipamentos de perfuração. O dimensionamento do casing depende de 
diversos factores como o tipo de formação, a profundidade do poço, temperatura e pressões da 
formação, entre outros. 
 
 
Figura 18 – Revestimentos de um poço de petróleo. 
Fonte: http://w w w .qgdopetroleo.com/2011/01/importancia-do-revestimento-nos-pocos.html 
 
Tendo em conta a ordem de descida das colunas de revestimento e a sua função, podem-se 
diferenciar quatro tipos de revestimento (Figura 19), nomeadamente (ConocoPhillips, 2013): 
1. Revestimento condutor, é tipicamente o primeiro revestimento a ser colocado, mede entre 20 
a 50 metros e tem como função conter os sedimentos superficiais não consolidados. Num 
poço onshore é cravado no solo, permitindo estabilizar o terreno próximo da superfície e 
criando um canal para a circulação dos fluidos de perfuração. Em offshore, o condutor de 30’’ 
é descido e cimentado, depois da perfuração do fundo do mar até à cota desejada, seja por 
jateamento (jetting) ou com auxílio de uma broca (hole opener) que pode variar entre 12 ¼’’ a 
36’’. 
2. Revestimento de superfície, é descido através do revestimento condutor e cimentado do 
fundo do poço à superfície, medindo entre 100 a 600 metros. Os principais objectivos deste 
revestimento são: proteger os aquíferos, prevenir o desmoronamento de formações não 
consolidadas e fornecer um reforço à entrada no poço (wellhead) e ao equipamento de 
prevenção de blowout. Geralmente a cota é fornecida pelo geólogo responsável. 
3. Revestimento intermediário, é utilizado sempre que é necessário proteger alguma zona 
intermediária, como isolamento e protecção de zonas de alta ou baixa pressão, zonas com 
perda de circulação de fluidos, presença de fluidos corrosivos ou contaminantes, entre outras. 
24 
 
O seu comprimento depende sempre da litologia fornecida pela geologia e geofísica, varia 
entre 1000 a 4000 metros e é sustentado apenas na superfície. 
4. Revestimento de produção, é o último revestimento a ser colocado, fazendo a ligação entre a 
superfície e as formações geradoras de hidrocarbonetos, permitindo que a exploração se 
realize de forma segura. O seu comprimento e sustimento depende da profundidade da rocha 
geradora. Este pode ainda ser ancorado entre 100 e 200 metros acima da sapata. 
 
 
Figura 19 – Tipos de revestimentos. 
Fonte: http://fracfocus.ca/groundw ater-protection/drilling-and-production 
 
Ademais, existe uma série de operações que também desempenham um papel fundamental na 
perfuração de um poço, tais como (Thomas, 2001): 
 Alargamento do poço, ou seja, o poço é novamente perfurado com uma broca de diâmetro 
superior à utilizada na perfuração. 
 Nova perfuração, quando o poço por alguma perturbação se estreita e é necessário perfurar 
novamente. 
 Acrescento de um novo tubo de perfuração na coluna, realizado quando o kelly atinge a mesa 
rotativa. 
 Manobra, quando toda a coluna de perfuração é retirada e colocada novamente no poço, 
geralmente, para substituição da broca. 
 Circulação de lamas com a broca acima do fundo do poço para limpeza do espaço entre as 
paredes do poço e a coluna de perfuração. 
 Determinação de algumas características e propriedades das formações rochosas, após a 
perfuração, através do deslocamento de um sensor dentro do poço, como a resistência 
eléctrica, radioactividade, velocidade sísmica, potencial electroquímico, entre outras. 
 Movimentação da sonda para uma nova locação, incluindo a desmontagem em diversas 
partes, transporte por camiões ou helicópteros e nova montagem. 
25 
 
3.6. Operações de cimentação 
 
A indústria do petróleo classifica a operação de cimentação em dois tipos: cimentação primária e 
cimentação secundária, correctiva ou complementar. Uma boa análise dos parâmetros que 
influenciam a cimentação permite identificar quais as necessidades do poço. Consoante as 
necessidades, são formuladas técnicas capazes de atendê-las (Economides, 1997). 
 
 
3.6.1. Cimentação primária 
 
A cimentação primária corresponde ao trabalho de cimentação das colunas de revestimento, logo 
após a sua descida no poço. É a principal operação de estruturação do poço. Deve garantir o seu 
isolamento hidráulico de forma a manter a sua integridade e apresenta como objectivos: 
1. Impedir o fluxo de fluidos da formação para o poço; 
2. Impedir ou restringir a intercomunicação de fluidos entre as formações em redor do casing; 
3. Impedir a perda de circulação do fluido de perfuração; 
4. Selar e providenciar suporte adicional ao casing e às paredes do poço; 
5. Proteger o casing e retardar o processo de corrosão; 
6. Impedir a contaminação de zonas de água doce. 
 
Quando a equipa de perfuração atinge a profundidade estabelecida para a coluna de revestimento, 
faz-se circular o fluido de perfuração para limpar o poço. De seguida, retira-se a coluna de perfuração 
e introduz-se a coluna de revestimento no poço. A cimentação dá-se através da bombagem de uma 
pasta de cimento pelo interior da coluna, que se desloca para o espaçoanular entre o casing e as 
paredes do poço (Figura 20). A quantidade de pasta de cimento necessária é previamente calculada 
para um determinado volume específico do espaço anular. Depois do endurecimento do cimento 
pode-se iniciar uma nova perfuração. 
 
 
Figura 20 – Operação de cimentação. 
Fonte: http://w w w .bbc.co.uk/new s/10370479 
 
26 
 
Geralmente, é utilizado o cimento Portland, comumente usado em construção civil. Porém, a pasta de 
cimento é especificamente concebida com determinadas características, dependentes da finalidade, 
ambiente e solicitações a que será submetida. Isto é conseguido através da mistura do cimento com 
compostos químicos, designados por aditivos. 
 
No final de cada operação de cimentação são realizados testes de pressão no poço, para avaliar a 
qualidade do trabalho efectuado. O principal problema de uma cimentação primária mal sucedida 
reside no mau isolamento hidráulico do poço, devido ao cálculo incorrecto das propriedades do 
cimento ou a condições do poço não previstas. Um mau isolamento hidráulico pode levar a uma 
produção de fluidos indesejáveis, testes de avaliação das formações incorrectos, prejuízo no controlo 
dos reservatórios, operações de estimulação mal sucedidas e à possibilidade de perda do poço. Os 
custos de correcção de uma má cimentação primária podem ser elevadíssimos (Garcia, 1997). 
 
 
3.6.2. Cimentação secundária 
 
A cimentação secundária é uma operação de emergência, com o objectivo de corrigir erros (como por 
exemplo isolar possíveis zonas de perda durante a perfuração) ou deficiências resultantes de uma 
cimentação primária mal executada. Antes de se optar por uma cimentação secundária devem-se 
analisar os seguintes pontos (Lake, 2006; Economides, 1997): 
1. Dimensão do problema resultante da cimentação primária; 
2. Se este problema pode ser reparado; 
3. Factores de risco envolvidos; 
4. Viabilidade económica. 
 
A decisão da necessidade de uma cimentação secundária é uma tarefa de grande responsabilidade. 
Apesar de exigir tanta tecnologia, engenharia e experiência operacional quanto a cimentação 
primária, por vezes é realizada em condições desconhecidas do poço, quando não se tem o controlo 
do poço e quando o tempo perdido na plataforma e os custos forçam decisões económicas de 
elevado risco, principalmente no caso dos poços em offshore. 
27 
 
4. COMPARAÇÃO DAS OPERAÇÕES: ONSHORE VS OFFSHORE 
 
Para o petróleo conseguir chegar à superfície é inevitável a perfuração de um poço petrolífero, em 
terra (onshore) ou no mar (offshore), que atinja o reservatório. Actualmente as sondas de perfuração 
rotativas são utilizadas em quase todos os trabalhos de perfuração. Nas operações de perfuração 
utilizam-se sondas terrestres ou sondas marítimas (Figura 21), conforme o local da operação, que 
permitem perfurar os poços e garantir o acesso aos reservatórios, e em alguns casos armazenar os 
equipamentos e alojar os trabalhadores. 
 
 
Figura 21 – Classif icação de sondas de perfuração rotativas. 
 
 
 
Sondas de 
perfuração 
rotativas
Sondas 
Marítimas
Plataformas 
Flutuantes
Plataforma semi-
submersível
Navio-sonda
Jackups
Plataformas 
Fixas
Self Contained
Tendered
Sondas 
Terrestres
Móveis
Com mastro 
portátil
Jackknife
Convencionais
28 
 
4.1. Sondagens Onshore 
 
Os poços onshore foram os primeiros a serem desenvolvidos, apresentam custos inferiores à 
perfuração no mar e a sua tecnologia é menos complexa. Entre 1800 e 1900, estes poços eram 
realizados pelo método de percussão por cabo, onde se efectuavam quedas de pesos através de um 
cabo. Contudo, esta técnica apenas funcionava a pequenas profundidades e em formações pouco 
consolidadas. Assim, com a necessidade de se explorar a maiores profundidades, entre 1915 e 1928 
nos Estados Unidos surgiram as sondas de perfuração rotativas (rotary rigs), que utilizavam como 
sistema de rotação motores a vapor. Até 1934, com a descoberta de novas jazidas petrolíferas, houve 
uma grande procura de sondas rotativas, levando a melhoramentos significativos principalmente na 
substituição dos motores a vapor por motores a combustão. Após a Segunda Guerra Mundial, houve 
um maior desenvolvimento na tecnologia do drilling com a introdução dos motores a diesel, e a sua 
combinação com os motores eléctricos. Actualmente, as sondas de perfuração rotativas são bastante 
potentes e versáteis, permitindo perfurar quase todo o tipo de formações, com várias trajectórias e 
nas melhores condições de segurança (Gomes, 2011). 
 
As plataformas terrestres caracterizam-se pela portabilidade e profundidade máxima de operação 
(Bourgoyne, 1986). As infra-estruturas em ambiente onshore (Figura 22) são transportadas para o 
local e montadas no solo sobre o poço petrolífero. Depois de montada a subestrutura, o piso da 
sonda é preparado para receber as outras componentes. Os primeiros componentes instalados são o 
guincho e o seu motor. De seguida, é elevada a torre de perfuração ou mastro, com o auxílio do 
guincho, e fixada sobre a subestrutura. As restantes estruturas da sonda, geralmente feitas de 
secções pré-fabricadas, são montadas depois. Devido ao alto custo de construção, a maior parte das 
sondas terrestres modernas são construídas e montadas de forma a permitir que o mastro e as várias 
componentes sejam movidas em unidades facilmente conectadas. O processo de transporte da 
sonda para a locação pretendida e a sua preparação denomina-se por rigging up. 
 
 
Figura 22 – Perfuração Onshore. 
Fonte: http://amandacplec.en.ec21.com/Onshore_Drilling_Rig--5009551_5009552.html 
 
29 
 
Existe antecipadamente uma preparação do terreno, incluindo o dimensionamento das fundações, o 
layout do equipamento, os sistemas de drenagem e os tanques de lama. Deste modo, deve ter-se em 
consideração a estabilidade do terreno e os acessos (logística, condições de estradas e possíveis 
obstruções). 
 
O BOP (blowout preventer) é accionado quando é detectado que o poço está em k ick . Em caso de 
k ick , o sucesso de controlo do poço depende da rapidez em que o k ick é detectado e da eficácia do 
procedimento, que deve estar de acordo com a situação. O k ick pode ser detectado durante diversas 
operações de sondagem: 
 Quando a coluna de perfuração está no mastro, fora do poço; 
 Durante as manobras de subida e descida da coluna de perfuração; 
 Perda total de circulação da lama durante a perfuração; 
 Durante a operação de perfuração. 
 
Estas operações são feitas por equipas bem treinadas, pois um k ick controlado evita um blowout. As 
operações de controlo e segurança em onshore são mais facilitadas do que em offshore pois além do 
BOP estar à vista, está também muito perto, e no caso de o automatismo falhar as válvulas podem 
ser operadas manualmente (Figura 23). 
 
 
Figura 23 – BOP de um poço onshore. 
Fonte: http://oilguru.org/blog/2012/10/11/oil-guru-101-basic-rig-equipment/ 
 
30 
 
4.2. Sondagem Offshore 
 
As primeiras sondas marítimas funcionavam como sondas terrestres montadas em águas de pouca 
profundidade. A necessidade de perfurar em água mais profundas fez com que surgissem novas 
técnicas e equipamentos específicos para a perfuração no mar. A sua utilização depende 
principalmente da portabilidade, profundidade da lâmina d’água e do relevo do solo submarino. As 
sondas marítimas estão sujeitas a movimentações devido à acção das ondas, correntes e ventos, por 
isso possuem sistemas de posicionamento que garantem a sua estabilidade. Em condições 
atmosféricas adversas, ventos fortes e agitação marítima, as operações podem ser bastante 
afectadas. A sua aplicaçãoirá depender também da finalidade do poço e da relação custo/benefício. 
 
O processo de sondagem offshore é bastante idêntico ao do onshore em termos mecânicos e 
hidráulicos. A principal diferença relaciona-se com a parte estrutural onde a sonda é instalada 
(Gomes, 2011). As sondas marítimas podem classificar-se em: plataformas fixas, plataformas auto-
eleváveis (jackups) e plataformas flutuantes (Figura 24). 
 
 
Figura 24 – Tipos de estruturas em offshore. 
Fonte: http://w w w .galpenergia.com/PT/investidor/ConhecerGalpEnergia/Os-nossos-negocios/Exploracao-
Producao/fundamentos-engenharia-petroleo/Paginas/Perfuracao.aspx 
 
As plataformas fixas (Figura 25) foram as primeiras a ser utilizadas em offshore. Estas estruturas são 
geralmente ancoradas e instaladas no fundo do mar com tubos de ferro cravados no solo, 
proporcionando uma grande estabilidade. Algumas são projectadas para receber todos os 
equipamentos de perfuração, armazenar materiais, alojar os trabalhadores e incluem todas as 
instalações necessárias (self contained), enquanto outras possuem um navio ancorado para o mesmo 
efeito (tendered). Neste tipo de plataformas a perfuração é semelhante à perfuração onshore, ou seja, 
os revestimentos são assentes no fundo do mar e desenvolvidos até à superfície, abaixo da 
31 
 
subestrutura. Tem como desvantagens: a limitação da profundidade da lâmina d’água até cerca de 30 
metros de profundidade e a aplicação restringida ao desenvolvimento de campos já conhecidos, 
devido aos elevados custos envolvidos no projecto, construção e instalação. Geralmente 
permanecem no local da operação por um longo tempo. 
 
 
Figura 25 – Plataforma fixa. 
Fonte: http://w w w .offshore-technology.com/projects/granefieldnorw ay/granefieldnorw ay2.html 
 
As plataformas auto-eleváveis ou Jackups (Figura 26) são sondas móveis com suporte na base da 
plataforma, destinadas à perfuração de poços exploratórios em lâminas d’água inferiores a 130 
metros. Podem ser transportadas por reboques ou por propulsão própria. Possuem pernas fixas ao 
solo como estruturas de suporte, e uma vez posicionadas, movimentam-se mecânica ou 
hidraulicamente até ao fundo do mar. Por este motivo, são o t ipo de unidade de perfuração com maior 
número de acidentes. 
 
 
Figura 26 – Jackup rig. 
Fonte: http://w w w .drillingcontractor.org/stable-market-pushes-asia-pacif ic-rig-demand-15572 
 
32 
 
Na classe das plataformas flutuantes incluem-se as plataformas semi-submersíveis e os navios-
sonda. As plataformas semi-submersíveis (Figura 27) são estruturas rectangulares flutuantes, 
apoiadas por colunas verticais estabilizadoras em flutuadores submersos. Estas colunas suportam o 
convés equipado com os equipamentos da plataforma. O seu posicionamento pode ser controlado 
através de sistemas de ancoragem ou posicionamento dinâmico. O sistema de ancoragem é 
constituído por âncoras e cabos (e/ou correntes), que actuam como molas e produzem esforços 
capazes de restaurar a posição do flutuante. O posicionamento dinâmico é realizado através de 
sensores que determinam a posição à deriva, seguido de accionamento dos propulsores que 
permitem restaurar a posição da plataforma. A perfuração pode ser feita com a plataforma apoiada no 
fundo do mar ou a flutuar. Este tipo de plataformas podem operar em águas com mais de 3000 
metros de profundidade, trabalham em ambientes mais severos do que os navios-sonda e podem ter 
propulsão própria. 
 
 
Figura 27 – Plataforma semi-submersível. 
Fonte: http://w w w .offshore-technology.com/projects/liw an/liw an2.html 
 
Os navios-sonda (Figura 28) são considerados os percussores tecnológicos e pioneiros na perfuração 
offshore ultra-profunda. Estes barcos são especialmente construídos e convertidos para a perfuração 
em águas profundas. Apresentam uma grande capacidade de armazenamento dos componentes de 
perfuração, maior mobilidade e maior velocidade, quando comparados com outros modelos de 
sondas, sendo que a sua maior vantagem é a capacidade de perfurar em lâminas d’água superiores a 
3000 metros de profundidade. Contudo, são menos estáveis do que as plataformas semi-
submersíveis. O controlo da posição do navio-sonda é feito por posicionamento dinâmico, não 
existindo ligação física entre a unidade de perfuração e o fundo do mar, com excepção dos 
equipamentos de perfuração. Durante as operações de perfuração os revestimentos ficam apoiados 
no fundo do mar por intermédio de sistemas especiais da cabeça do poço. A circulação do fluido de 
perfuração e as operações de cimentação e completação são feitas através de uma coluna, 
33 
 
denominada por riser, que se estende da cabeça do poço no fundo do mar até à plataforma. O riser 
deve ficar tão imóvel quanto possível. A sua aplicação depende da profundidade da lâmina d’água e 
das correntes marítimas. Quanto maior for a profundidade mais pesado é o riser, por isso contêm 
flutuadores para compensar o peso. 
 
 
Figura 28 – Navio-sonda. 
Fonte: http://w w w .2b1stconsulting.com/drillship/ 
 
A perfuração em offshore apresenta custos muito elevados e tecnologia bastante complexa, criando 
um obstáculo para a exploração em águas muito profundas. O custo do aluguer é mais elevado que a 
sondagem em onshore, o espaço para trabalhar é limitado e a distância à cabeça dos poços é 
superior, caso estes sejam perfurados a partir de uma única plataforma marinha ou de uma 
plataforma de produção. A mobilização de uma sonda offshore é muito mais lenta. Também as 
despesas de transporte de pessoas, bens essenciais e consumíveis são mais elevadas. As 
exigências ambientais e de segurança são usualmente mais rigorosas do que em onshore (Gomes, 
2011). 
 
Em offshore, o BOP (blowout preventer) pode localizar-se à superfície, no caso das plataformas fixas 
ou jackups, ou no fundo do mar, como é o caso das plataformas flutuantes (Figura 29). Nas 
plataformas fixas as diferenças de accionamento do BOP com onshore são mínimas, pois este e a 
wellhead são instalados à superfície, permitindo a perfuração e intervenção nos poços a partir da 
plataforma instalada no convés da sonda. As jackups embora também sejam apoiadas no fundo do 
mar têm procedimentos diferentes das plataformas fixas, embora sejam mais idênticos aos 
procedimentos em onshore. Nas plataformas flutuantes, para além dos casos em que o k ick é 
manifestado em terra, existem ainda outros problemas como: 
 Localização do BOP em relação à profundidade de água; 
 Comunicação da cabeça do poço e do BOP, através do k ill/choke line e do riser, com a 
superfície do mar; 
34 
 
 Controlo do BOP por válvulas electromagnéticas e hidráulicas (control pods), através de 
cabos com linhas eléctricas e hidráulicas; 
 Mau tempo, vento forte e ondulações elevadas; 
 Desconexão do riser, através de uma das gavetas do BOP equipada com shear rams que 
corta a coluna de drill pipes, ficando em suspensão em caso de mau tempo; 
 Reconexão do riser, depois do mau tempo; 
 As técnicas de cálculos de pressão e densidades para o controlo do k ick diferem em função 
da profundidade. 
 
Em offshore, o sucesso do controlo do poço depende igualmente da rapidez em que o k ick é 
detectado e da eficácia e adequabilidade do procedimento adaptado. 
 
 
Figura 29 – Componentes de um BOP de uma plataforma flutuante. 
Fonte: Adaptado de http://w w w .radoil.com/radoil-new s.php 
 
35 
 
4.3. Breve comparação entre sondagens 
 
A tabela 1 apresenta um breve resumo das principais diferenças, de acordo com critérios técnico e 
económicos, entre as sondagens onshore e offshore. 
 
Tabela 1 – Comparação entre as sondagens onshore e offshore. 
Fonte: Adaptado