Capítulo 2

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Perfuração 
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2 Equipamentos de Perfuração 
 
 
 
2.1 Introdução 
 
Poços de petróleo são perfurados através de um conjunto de equipamentos que 
constituem a sonda de perfuração. Até o início do século XX, as sondas perfura-
vam por percussão. A perfuração rotativa teve início com a perfuração do poço de 
Lucas, em Spindletop no Texas, EUA, em setembro de 1901. 
Neste capítulo, os tipos de sondas e os sistemas e equipamentos que compõem a 
sonda serão analisados em detalhes. 
 
2.1.1 Perfuração Percussiva (Cable Tool Drilling) 
 
Uma sonda percussiva movida a vapor foi utilizada por Drake e Smith para a perfu-
ração de seu poço em 1859. Este tipo de sonda utilizava o mesmo princípio da gan-
gorra. O sobe-e-desce de uma das extremidades da gangorra promovia o movimen-
to de uma ferramenta tubular com uma ponta de corte através do uso de um cabo. 
A perfuração com este tipo de sonda também é conhecida por Cable Tool Drilling. 
Para examinar mais a fundo este conceito, imaginemos que a extremidade cabo é 
colocado em uma dos lados de uma gangorra e que este cabo se estenda até o chão. 
Na outra extremidade do cabo, uma pesada ferramenta de corte é instalada. Atra-
vés do ajuste do comprimento do cabo quando a gangorra está elevada, a ferra-
menta de corte permanece a uma pequena distância do solo. Ao liberarmos a gan-
gorra o peso da ferramenta arremessa a ponta de corte contra o solo promovendo 
a perfuração de um furo. Este processo é bastante efetivo: uma ferramenta devi-
damente afiada pode forçar seu caminho entre a rocha a cada movimento da gan-
gorra (Figura 2.1). 
Na perfuração rotativa, a gangorra é chamada de “viga volante” (walking beam) e, 
em geral, era feita de madeira maciça. A viga volante possui um movimento de so-
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be-e-desce em torno de um ponto central: o pivô. No caso do poço de Drake, o mo-
vimento alternativo da viga volante era fornecido por um motor náutico a vapor de 
6 cavalos-vapor (cerca de 4,5 kW). Na medida em que a viga subia, esta elevava a 
ferramenta de corte acima do fundo do poço. Quando a viga descia, tubos pesados 
chamados de “sinker bars” adicionados logo acima da ferramenta cortante transfe-
riam seu peso para a rocha fazendo com que esta ferramenta perfurasse a forma-
ção. O sondador liberava cada vez mais cabo na medida em que o poço progredia. A 
torre de perfuração fornecia espaço suficiente para que o sondador pudesse mo-
vimentar as longas ferramentas para fora e para dentro do poço através de vários 
guinchos chamados de “bullwheels”. 
Apesar de largamente utilizada nos primórdios da perfuração de poços, o sistema 
de percussão tem algumas desvantagens. A maior desvantagem era que, periodi-
camente, a perfuração por percussão precisava ser parada para a limpeza do fundo 
do poço. O movimento de percussão da ferramenta pulverizava a rocha no fundo 
do poço. A broca precisava ser completamente retirada do poço e uma cesta espe-
cial (bailer) era descida dentro do poço, para a remoção dos cascalhos. Após a lim-
peza, a broca era descida novamente e a perfuração prosseguia. Se os trabalhado-
res falhassem em limpar o poço corretamente, os cascalhos remanescentes no fun-
do do poço obstruíam o progresso da broca. Porém, esta operação não era um 
grande obstáculo uma vez que os poços eram rasos de forma que esta operação 
podia ser efetuada de forma relativamente rápida. 
A perfuração percussiva funcionava bem em formações duras, mas falhava em 
formações mais macias como rochas argilosas e/ou arenitos não consolidados. Es-
tas formações colapsavam o poço ao redor da ferramenta, prendendo-a frequen-
temente, ou então, colapsando antes mesmo do devido revestimento do poço. Esta 
limitação levou ao uso crescente da perfuração rotativa que perfurava cada vez 
mais poços profundos em localidades semelhantes à de Spindletop. O uso de fluidos 
de perfuração nas sondas rotativas auxiliava na prevenção do colapso da formação 
bem como na limpeza do fundo do poço sem a necessidade de parar o avanço da 
broca (Bommer, 2008). 
O uso de sondas percussivas atingiu seu ápice por volta de 1920. Desde então, este 
tipo de sonda foi rapidamente substituída pelas sondas rotativas. Hoje em dia, o 
sistema percussivo ainda é um dos métodos utilizados para se instalar o revesti-
mento condutor1 em formações mais duras antes da chegada da sonda. Porém, ho-
 
1 Revestimento condutor: primeiro revestimento do poço, assentado a pequenas profundidades (de 
10 a 80 metros), com a finalidade de sustentar sedimentos superficiais não consolidados, não de-
vendo ultrapassar zonas de óleo ou gás. Este tipo de revestimento pode ser assentado por crava-
mento (percussão) atingindo profundidades na ordem de 10 metros, jateamento para poços offsho-
re em águas profundas, atingindo profundidades da ordem de 40 metros e cimentação em poços 
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je em dia, é utilizada uma broca especial com insertos esféricos de carbureto de 
tungstênio que trabalham o tempo todo em contato com a rocha. Essa broca rece-
be, além da carga axial estática exercida pelo peso do próprio revestimento, uma 
carga dinâmica gerada por um martelo hidráulico. Neste método a broca também é 
rotacionada, porém com pequenas rotações (entre 5 a 10 RPM – Fernández y Fer-
nándes et al., 2009). 
 
 
Figura 2.1. Diagrama de uma sonda percussiva da Califórnia (Hager, 1921). 
 
perfurados, atingindo profundidades da ordem de 80 metros (Fernández y Fernándes et al., 2009). 
Estes métodos serão abordados com mais detalhes no decorrer deste texto. 
 
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Figura 2.2. Diagrama de uma coluna de perfuração percussiva (Hager, 1921). 
 
2.1.2 Perfuração Rotativa 
 
O método da perfuração rotativa é caracterizado por utilizar uma ferramenta de 
corte rotativa, a broca, para promover o corte de uma formação rochosa com o 
objetivo de perfurar um poço. A maior vantagem da perfuração rotativa sobre a 
perfuração percussiva está no fato de, no primeiro método, o poço ser mantido 
sempre cheio de líquido durante a perfuração. Um fluido pesado (fluido de perfu-
ração ou lama) é circulado continuamente através do interior do poço. Esta circu-
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lação cria uma pressão hidrostática dentro do poço que se exerce uma força contra 
as paredes do poço mantendo a integridade mecânica da formação, além de carre-
gar para fora do poço (carrear) os cascalhos removidos pela broca durante o pro-
cesso de perfuração. 
O método de perfuração rotativa foi inventado por um engenheiro civil Frances, 
Rodolphe Leschot, em 1863. Uma broca de diamantes foi utilizada por Leschot pa-
ra abrir furos em rochas para a construção de um túnel no monte Cenis, na frontei-
ra da Itália com a França. Leschot patenteou sua invenção nos Estados Unidos em 
1863, patente esta que foi republicada em 1869 (US 3.304). 
 
 
Figura 2.3. Esquema (exceto pelos rótulos) submetido em 1869 por Leschot's 
para sua patente. A broca possuía um sistema hidráulico para a circulação de 
fluidos para a limpeza do poço. A rotação era obtida através da aplicação de 
forma mecânica na coroa dentada do tubo de perfuração.Engenharia do Petróleo – POLI/COPPE/EQ – UFRJ | Equipamentos de 
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Uma sonda rotativa é constituída de vários sistemas, cujos principais são: 
Sistema de geração de energia: sua principal função é gerar e transmitir energia 
para toda a sonda de perfuração. Em geral utilizam-se geradores diesel-elétricos 
ou turbinas a gás para gerar energia de alta tensão. No passado foram utilizados 
motores a vapor ou até mesmo a força humana para gerar energia e rotacionar a 
coluna. 
Sistema rotação: sua principal função é converter a energia elétrica ou mecânica 
gerada na sonda em um movimento de rotação que possa ser transmitido direta-
mente para a coluna de perfuração. 
Sistema de movimentação de cargas: este sistema é utilizado para movimentar 
tubos para dentro e para fora do poço, permitindo a montagem e desmontagem de 
colunas de perfuração, colunas de revestimentos e colunas de riser2. Este sistema 
compreende uma estrutura em forma de torre que abriga cabos, polias e ganchos, 
os quais movimentam os tubos. 
Sistema de circulação de fluidos: este sistema é responsável pela circulação do 
fluido de perfuração dentro do poço. O fluido de perfuração tem, entre outras, a 
função de resfriar a broca durante as operações de remoção de rocha do fundo do 
poço, de remover os cascalhos cortados pela broca do fundo do poço conduzindo-
os para a superfície e de manter a estabilidade das paredes do poço. 
Sistema de controle de poço: este sistema é composto por todos os equipamentos 
que visam manter a segurança do poço durante a perfuração. O principal compo-
nente deste sistema é o Blowout Preventer (BOP) ou “preventor de erupção”. O BOP 
é um conjunto de válvulas instaladas na cabeça do poço para evitar a ocorrência de 
blowouts e auxiliar nas operações de circulação de kicks. Estas operações serão 
detalhadas em mais detalhes no decorrer deste texto. 
Sistema de controle e monitoração: este sistema corresponde aos sensores que 
monitoram os parâmetros da perfuração, tais como o peso sobre a broca, taxa de 
penetração, entre vários outros. 
Antes de examinarmos em detalhes cada um destes sistemas e os equipamentos 
que compõem estes sistemas, vamos analisar os diversos tipos de sondas e plata-
formas disponíveis no mercado. 
 
 
2 Riser: o riser de perfuração é um tubo utilizado para conectar a cabeça do poço no leito marinho à 
plataforma de perfuração. Com diâmetro interno típico entre 18 e 21 polegadas, é usado para con-
duzir a coluna de perfuração, revestimento e outros equipamentos da plataforma ao poço em ope-
rações de perfuração marítimas. 
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2.2 Sondas Terrestres 
 
Dependendo da localização do reservatório, as sondas podem ser terrestres (on-
shore) ou marítimas (offshore). 
As sondas terrestres são equipamentos modulares de baixo custo operacional a 
alta mobilidade. A taxa diária3 deste tipo de sonda varia entre US$ 40.000,00 a US$ 
100.000,00 a depender da complexidade e da idade do equipamento alugado. 
A Figura 2.4 mostra uma sonda de perfuração terrestre. Observa-se a estrutura de 
aço característica de todas as sondas: a torre de perfuração (do inglês drilling der-
rick), que permite o manuseio de tubos para dentro e para fora do poço. O Dicioná-
rio do Petróleo em Língua Portuguesa (Fernández y Fernándes et al., 2009) define 
a torre de perfuração da seguinte forma: 
“Torre de perfuração/Derrick: Estrutura de aço em treliça utilizada em son-
das de perfuração com o intuito de prover altura necessária ao içamento de 
uma seção de tubos a ser descida ou retirada de um poço. Exige a desmonta-
gem e a montagem das vigas uma a uma. As torres mais comuns têm uma al-
tura útil de 40 metros e podem manusear seções de três tubos. Além da altura, 
as torres são também especificadas por sua resistência aos esforços desenvol-
vidos na plataforma e à ação do vento.” 
Observa-se logo à frente da torre uma área de tubos (estaleiro de tubos). Estes tu-
bos são transportados para dentro da torre através de mecanismos mecânicos 
e/ou hidráulicos (melhor observados na Figura 2.5). Observam-se dentro da torre 
(em amarelo) o guincho que suspende os tubos perto da base da torre e um bloco 
de coroamento no alto da torre. Estes dois equipamentos são parte do sistema de 
movimentação de cargas. 
 
3 Taxa diária da sonda: As sondas de perfuração pertencem aos drilling contractors e são arrenda-
das às companhias operadoras. O aluguel da sonda é cobrado em bases diárias. 
 
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Figura 2.4. Sonda de perfuração terrestre. 
 
 
Figura 2.5. Sistema de movimentação de tubos de uma sonda terrestre. 
Guancho e 
catarina 
Bloco de 
coroamento 
Estaleiro 
de tubos 
Bombas e 
tanques 
de lama 
Torre de 
perfuração 
Estaleiro 
de tubos 
Sistema de 
movimentação 
de tubos 
Torre de 
perfuração 
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2.3 Sondas Marítimas 
 
A necessidade de se perfurar poços no mar nasceu do desenvolvimento de reserva-
tórios que se estendiam além da costa dos países produtores. Os primeiros poços 
marítimos eram sondas terrestres montadas em píeres. Em 1938, a primeira plata-
forma offshore foi construída no Golfo do México pela Pure Oil Co. e Superior Oil 
Co., em uma lâmina d’água rasa (cerca de 5 metros). Desde então, as plataformas 
offshore evoluíram para complexas embarcações capazes de perfurar em lâminas 
d’água da ordem de 3.000 metros. A Figura 2.6 exemplifica os tipos de sonda que 
serão analisadas nesta seção. 
 
 
Figura 2.6. Tipos de plataformas offshore. 
 
2.3.1 Plataformas Fixas 
 
As plataformas fixas foram as primeiras unidades offshore construídas especifica-
mente para a perfuração e produção de petróleo. As primeiras unidades eram 
construídas basicamente de madeira que posteriormente foi substituída por aço. 
Plataforma 
fixa Auto-
elevável 
Semi-
submersível 
Navio-Sonda 
TLP Sonda 
terrestre 
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Em geral, são capazes de operar em lâminas d’água de até 300 metros. Por serem 
fixas, estas plataformas possuem um alto custo de mobilização e, por este motivo, 
sua aplicação se restringe ao desenvolvimento de campos já conhecidos. Neste tipo 
de plataforma, tanto o BOP quanto as árvores de natal4 estão localizadas na super-
fície, isto é, em um convés dentro da plataforma. Neste caso, diz-se que o poço pos-
sui “completação seca”. A taxa diária deste tipo de sonda entre US$ 40.000,00 e 
US$ 100.000,005. 
A Figura 2.7 mostra uma plataforma fixa localizada no Golfo do México (esq.) e ou-
tra na Bacia de Campos, Brasil (dir.). Na foto da esquerda observam-se três estru-
turas principais: a torre do pipe flare6; b) a torre de perfuração e c) um dos guin-
dastes de carga. 
A torre de perfuração deste tipo de plataforma possui liberdade de movimentos 
em dois eixos ortogonais no plano horizontal permitindo que sejam perfurados 
vários poços a partir da mesma locação. 
 
 
Figura 2.7. Plataformas fixas. 
 
4 Árvore de natal: conjunto de válvulas, conexões e adaptadores instalados sobre a cabeça do poço 
com a finalidade de controlar a produção de fluidos. Enquanto as árvores de natal são utilizadas 
durante a fase de produção, os BOP’s são utilizados durante a fase de perfuração do poço. 
 
5 Valores referentesao primeiro semestre de 2011. Fonte: http://www.rigzone.com/data/dayrates. 
Último acesso em 22/05/2011. 
 
6 Pipe flare: tocha constituída por um único queimador em forma de tubo cilíndrico, na extremidade 
do qual há ignitores para a queima atmosférica de gás efluente. 
 
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2.3.2 Plataformas Auto-eleváveis 
 
As plataformas auto-eleváveis, ou Jack-Ups, como são conhecidas no mercado são 
unidades móveis de perfuração offshore (MODU – Mobile Offshore Drilling Unit), 
caracterizadas por longas estruturas verticais treliçadas (pernas) que são baixadas 
até tocarem o solo marinho erguendo o deck da plataforma acima do nível d’água. 
Estas plataformas foram projetadas para operarem em lâminas d’água de até 80 
metros, mas já existem plataformas capazes de operar em até 170 metros de pro-
fundidade. 
A Figura 2.8 mostra uma MODU do tipo Jack-up sendo rebocada até sua locação. 
Observam-se as longas pernas retraídas. Quando esta plataforma chegar à locação, 
as pernas são baixadas em uma operação chamada de Jack-down. As pernas pene-
tram o solo marinho até uma profundidade em que encontram uma formação mais 
competente de forma a elevar o deck da plataforma cima do nível d’água. A opera-
ção inversa se chama de Jack-up. 
 
 
Figura 2.8. Plataforma Auto-elevatória (Maersk Innovator), durante reboque. 
 
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Em comparação às demais plataformas, as jack-ups possuem as seguintes vanta-
gens: 
a) Menores custos de construção; 
b) Menor tripulação para operar a sonda; 
c) Em virtude de (a) e (b), possuem taxas diárias mais baixas (entre US$ 
60.000,00 e US$ 200.000,00); 
d) Podem operar sobre uma plataforma fixa; 
e) É mais barato para o operador por causa de: 
i. Rebocadores menos potentes são necessários para mobilizar esta 
plataforma; 
ii. Não há necessidade de ancoragem; 
iii. Menores custos de manutenção; 
iv. O BOP é instalado na superfície; 
v. Montagem mais simples da cabeça de poço; 
f) Menor tempo de sonda parada (down time): 
i. A operação é independente das condições marítimas; 
ii. Os equipamentos de perfuração podem ser manuseados de forma 
mais fácil e rápida. 
Por outro lado, esta MODU possui as seguintes desvantagens: 
a) Estão limitadas a lâminas d’água rasas (até 170 metros); 
b) Dependem das condições do solo marinho; 
c) Em caso de blowout, a plataforma não pode abandonar o local; 
d) São estruturas mais frágeis. As estatísticas apontam que 75% dos acidentes 
envolvendo Jack-ups ocorrem durante as operações de Jack-up/Jack-down 
ou durante a mobilização (reboque); 
A Figura 2.9 mostra duas MODUs do tipo Jack-up. À esquerda, uma Jack-up é eleva-
da à altura máxima durante operações de manutenção em um porto. Observa-se a 
grande extensão das pernas da plataforma. À direita observa-se uma outra Jack-up 
operando sobre uma plataforma fixa. O topside7 da plataforma fixa ainda não foi 
instalado. Observa-se também a torre de perfuração característica instalada sobre 
uma estrutura em cantiléver, o que permite movimentos em dois eixos ortogonais 
no plano horizontal, da mesma forma que em plataformas fixas. 
 
7 Parte superior de uma plataforma que inclui a planta de processo, suas utilidades e alojamentos. 
 
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Figura 2.9. Plataformas Jack-ups. 
 
2.3.3 Plataformas Submersíveis 
 
Este tipo de MODU possui uma estrutura estanque flutuante (casco). A plataforma 
é deslocada flutuando até a locação por rebocadores e depois são lastreadas até 
que o casco se apóie no fundo, em geral macio e pouco acidentado. Estão limitadas 
a lâminas d’água bastante rasas, da ordem de 25 metros, sendo utilizadas prefe-
rencialmente em ambientes lacustres e foz de rios. 
São, em geral, auto-suficientes, e tanto o BOP quanto as árvores de natal são insta-
ladas de forma seca. Sua taxa diária varia entre US$ 40.000,00 e US$ 100.000,00 
mil. 
A Figura 2.10 mostra uma plataforma submersível operando no ártico. Observa-se 
a torre de perfuração revestida a fim de minimizar os efeitos das baixas tempera-
turas. 
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Figura 2.10. Plataforma submersível. 
 
2.3.4 Plataformas Semi-submersíveis 
 
Este tipo de MODU é construída sobre flutuadores, também chamados de pontoons. 
Os conveses são instalados sobre colunas (de quatro à seis colunas, podendo che-
gar a oito) cerca de 40 metros acima dos pontoons. Durante o descolamento, os 
pontoons fornecem flutuabilidade suficiente para a plataforma navegar. Quando 
esta MODU chega à locação, os pontoons são parcialmente lastreados, de forma a 
submergir parcialmente a plataforma. Isto confere uma ótima estabilidade à MODU 
no que se refere às condições marítimas. 
As plataformas semi-submersíveis podem ser rebocadas ou podem possuir propul-
são própria. 
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Apesar da boa estabilidade, devido às oscilações do mar, existe a necessidade de se 
compensar os movimentos verticais da sonda na coluna de perfuração e na coluna 
de riser para que 
estes não adquiram um comportamento percussivo, o que poderia ser fatal para 
estes elementos. Esta compensação é feita através do compensador de heave e do 
tensionador do riser/junta telescópica, elementos a serem detalhados mais adiante 
neste texto. 
Por este mesmo motivo, o BOP precisa ser instalado no solo marinho (submerso). 
Sua conexão com a plataforma se dá através do riser de perfuração. 
Por outro lado, o fato de esta plataforma ser semi-submersível permite sua opera-
ção em lâminas d’água profundas (LDA > 400 metros) e ultra-profundas (LDA > 
2.000 metros). Em função da lâmina d’água, estas MODUs podem ser ancoradas ou 
posicionadas por um sistema de posicionamento dinâmico (DP). 
A taxa diária das plataformas semi-submersíveis ancoradas pode ficar entre US$ 
300.000,00 e US$ 500.000,00 enquanto que a taxa diária das plataformas semi-
submersíveis com posicionamento dinâmico pode ficar entre US$ 400.000,00 e 
US$ 600.000,00. 
A Figura 2.11 mostra a plataforma semi-submersível West Taurus, da SeaDrill, ope-
rando sob bandeira da Petrobras. Observam-se logo abaixo da linha d’água os pon-
toons submersos. Observam-se também os tubos de riser de perfuração dispostos 
na posição horizontal sobre o convés externo da plataforma, na popa. Na proa, ob-
serva-se o helideck sobre a ponte de comando. A torre de perfuração é ladeada por 
dois grandes guindastes. Uma pequena embarcação de serviço aparece à bombor-
do da plataforma. 
A Figura 2.12 mostra a plataforma semi-submersível DeepWater Nautilus, irmã 
gêmea da DeepWater Horizon, ambas da TransOcean, sendo transportada por um 
barco semi-submersivel de transportes pesados, o Black Marlin. Observa-se o 
grande tamanho dos pontoons e as quatro colunas que suportam os conveses da 
plataforma. Cada coluna possui uma estrutura ao nível dos pontoons para suportar 
as âncoras. 
A Figura 2.13 mostra um desenho esquemático de uma plataforma semi-
submersível com posicionamento dinâmico. Observa-se a posição submersa dos 
pontoons, bem como os motores (thrusters) que permitem realizar o posiciona-
mento dinâmico. Os thrusters podem girar 360 graus em torno de seu eixo vertical 
e funcionam 24 horas por dia, 7 dias por semana, mantendo a plataforma dentro de 
um círculo cujo raio deve ser inferior à 1% da lâminad’água. 
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Figura 2.11. Plataforma semi-submersível West Taurus, da SeaDrill, 
operando sob bandeira da Petrobras. 
 
 
Figura 2.12. Plataforma semi-submersível DeepWater Nautilus, irmã gêmea 
da DeepWater Horizon, ambas da TransOcean. 
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Figura 2.13. Esquema de uma MODU semi-submersível DP. 
 
 
Figura 2.14. Plataforma semi-submersível West Sirius, da SeaDrill, operando 
sob bandeira da Devon Energy. 
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2.3.5 Navios-Sonda 
 
Os Navios-Sondas (NS ou Drill Ships) são navios que são equipados com equipa-
mentos de perfuração. Este tipo de MODU possui as mesmas características das 
MODUs semi-submersíveis: BOP no fundo do mar, necessidade de compensar os 
movimentos do mar e também podem ser ancoradas ou com posicionamento di-
nâmico. 
Porém, as diferenças são a maior capacidade de carga no convés (deck load) e a 
maior navegabilidade, o que torna os deslocamentos entre locações mais ágeis 
quando comparados às plataformas semi-submersíveis. Os navios-sondas são 
completamente independentes, em contraste com as semi-submersíveis e jackups. 
A taxa diária de um navio-sonda ancorado pode variar entre US$ 200.000,00 e US$ 
500.000,00 enquanto um navio-sonda com posicionamento dinâmico pode variar 
entre US$ 400.000,00 e US$ 800.000,00. 
O primeiro navio-sonda a ser construído foi o Cuss 1, e desde então, a frota deste 
tipo de MODUs vem crescendo continuamente. A expectativa é de que a frota de 
navios-sonda chegue a 80 navios em 2013, quase o dobro do que existia em 2009 
(fonte: http://www.shipbuildinghistory.com). 
A Figura 2.15 mostra o navio sonda Jack Rian da Global SantaFe. Observa-se a torre 
de perfuração à meia-nau, rodeada por quatro grandes guindastes de carga (três 
visíveis na foto). 
A Figura 2.16 mostra um desenho do navio-sonda de 6ª. geração Stena DrillMax, da 
Stena Drilling. A principal característica desse navio são seus dois centros de per-
furação, sendo cada um atendido por uma torre de perfuração hidráulica. Este na-
vio possui ainda uma torre auxiliar para a pré-montagem de seções de três tubos 
que compõem a coluna de perfuração. Observam-se claramente os thrusters que 
fornecem propulsão ao navio bem como permitem o posicionamento dinâmico da 
embarcação. 
A Figura 2.17 mostra o navio-sonda de 6ª. geração Discoverer Enterprise, da 
TransOcean, durante as operações de controle do vazamento de óleo que ocorreu 
no Golfo de México em maio de 2010 em função do Blowout que destruiu a plata-
forma Deep Water Horizon. Também nesta plataforma, observam-se duas torres de 
perfuração. As duas torres da Stena DrillMax I e do Discoverer Enterprise serão dis-
cutidas mais adiante neste texto. 
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Figura 2.15. O navio-sonda Jack Rian da Global SantaFe. 
 
 
Figura 2.16. O navio-sonda de 6ª. geração Stena DrillMax I da Stena Drilling. 
 
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Figura 2.17. O navio-sonda de 6ª. geração Discoverer Enterprise da 
TransOcean durante as operações de combate ao vazamento no 
Golfo do México em maio de 2010. 
 
2.3.6 Navios-Sonda de Produção (FDPSO) 
 
O termo FPSO (Floating Production Storage and Offload ou Unidade Flutuante de 
Produção, Armazenamento e Descarga) designa embarcações que possuem todo o 
aparato necessário ao processamento primário dos fluidos produzidos por um po-
ço (água, óleo e gás). É o caso da P-57 (Figura 2.18) da Petrobras, projetada para 
operar em lâmina d’água de 1.250 metros e capaz de produzir até 180 mil barris de 
óleo por dia. Porém, as FPSOs não realizam nenhum tipo de operação de perfura-
ção. 
Com o avanço da tecnologia de construção naval, percebeu-se que os navios-
sondas podiam atender também a requisitos de produção e armazenamento. Neste 
sentido surgiram as FDPSOs (Floating Drilling Production Storage and Offload ou 
Unidade Flutuante de Perfuração, Produção, Armazenamento e Descarga). Além de 
possuir todo o aparato para a separação primária de fluidos, estas embarcações 
possuem também todo o aparato para a perfuração de poços. É o caso das FDPSOs 
Azurite (Figura 2.19) e Dynamic Producer (Figura 2.20). 
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43 
 
O Azurite foi o primeiro FDPSO a operar no mundo. Esta embarcação foi construída 
em 1988 como um VLCC (Very Large Crude Carrier ou Petroleiro de Grande Porte) 
pelos estaleiros da Hyundai Heavy Industries. A embarcação foi convertida para a 
configuração de uma FDPSO entre julho de 2007 e fevereiro de 2009 pelos estalei-
ros Keppel em Singapura, sendo capaz de produzir 40 mil barris de óleo por dia. A 
Prosafe Production é responsável pela operação do navio e a Murphy Oil é respon-
sável pela perfuração. 
 
 
Figura 2.18. FPSO P-57 da Petrobras. 
 
 
Figura 2.19. FDPSO Azurite. 
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44 
 
O Dynamic Producer é operado pela PetroServ S.A. e é capaz de armazenar até 300 
mil barris de óleo. O Dymanic Producer realizou o Teste de Longa Duração (TLD) da 
área de Guará (poço SPS-55), no pré-sal da Bacia de Santos. 
Tanto no Azurite quanto no Dynamic Produzer, observa-se a estrutura característi-
ca da torre de perfuração à meia-nau, associada a todo o aparato de produção. Na 
proa, observa-se o flare. 
 
 
Figura 2.20. FDPSO Dynamic Producer. 
 
2.3.7 Plataformas do Tipo Spar 
 
As plataformas do tipo Spar são estruturas metálicas longas onde parte dela é las-
treada para fornecer estabilidade vertical enquanto que submerge parcialmente a 
estrutura na posição vertical, sendo então ancoradas (Figura 2.21). As Spar são 
construídas em três configurações características: a) casco cilíndrico convencional 
único; b) Spars treliçadas onde uma seção média é composta por uma estrutura 
treliçada conectando a seção flutuante superior com a seção lastreada inferior; e c) 
a Spar celular, constituída de múltiplos cascos cilíndricos verticais. O BOP e as ár-
vores de natal nesta plataforma são instalados na superfície. 
 
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45 
 
 
Figura 2.21. Plataforma do tipo Spar. 
 
A primeira Spar de produção foi a Neptune (Figura 2.22), da Kerr-McGee, ancorada 
em lamina d’água de 590 metros no Golfo do México. A Eni`s Devil Tower, localizada 
em lâmina d’água de 1.710 metros no Golfo do México era a Spar mais profunda em 
operação até 2010 quando a Spar Perdido (Figura 2.23), no campo de Perdido do 
Golfo do México bateu este recorde, em lâmina d’água de 2.438 metros. 
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46 
 
 
Figura 2.22. Spar Neptune. 
 
 
 
Figura 2.23. Comparação entre a Spar Perdido e a Torre Eiffel. 
 
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47 
 
2.3.8 Plataformas de Pernas Atirantadas (Tension-Legs) 
 
As plataformas de pernas atirantadas (TLP – Tension Leg Platform) também são 
unidades flutuantes, mas ao invés das Spars que possuem um lastro que as mantém 
parcialmente submersas, as TLPs são mantidas na posição através de tendões que 
atuam contra a flutuabilidade positiva da estrutura da plataforma.Da mesma for-
ma que na Spar, estas plataformas possuem liberdade restrita de movimentos na 
direção horizontal, enquanto que os tendões impedem qualquer movimento na 
direção vertical. Da mesma forma que nas Spars, O BOP e as árvores de natal são 
instalados na superfície. A taxa diária é equivalente à das Spars, girando por volta 
de US$ 500.000,00 por dia. 
 
 
Figura 2.24. Plataforma do tipo TLP. 
 
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48 
 
2.4 Sistemas da Sonda 
 
Todas as sondas de perfuração de poços, tanto terrestres quanto marítimas, são 
equipadas com todos os sistemas descritos na seção 2.1.2. Porém, a capacidade e a 
configuração dos sistemas dependem do tipo da sonda. A seguir, cada um dos sis-
temas que compõem uma sonda será analisado e dissecado em detalhes. 
 
2.4.1 Sistema de Geração de Energia 
 
Toda sonda necessita de energia para circular o fluido de perfuração por todo o 
poço ou movimentar os tubos para dentro e para fora do poço, dentre outras ativi-
dades. Nos primórdios da perfuração de poços, máquinas a vapor eram utilizadas 
para gerar energia para a sonda. A sonda de Drake e Smith, em 1859, utilizava um 
motor náutico movido a vapor que queimava lenha como combustível. Até meados 
dos anos 50, muitas sondas ainda utilizavam motores a vapor como fonte de ener-
gia. 
O vapor é uma ótima fonte de energia. Os modernos porta-aviões de hoje em dia 
ainda utilizam catapultas movidas a vapor para lançar os aviões ao ar. Porém, o 
maior problema relacionado à geração de vapor está no elevado peso e tamanho 
das caldeiras e nas altas pressões de trabalho do sistema. A geração de vapor tam-
bém requer elevados volumes de água e combustível. 
Na medida em que potentes motores a diesel e gás tornaram-se disponíveis no 
mercado, sondas rotativas mecânicas passaram a substituir as antigas sondas a 
vapor. Nos anos 60 e 70, motores elétricos passaram a ser utilizados nas sondas. 
Estas sondas são conhecidas como “sondas SCR”, do inglês Silicon Controlled Recti-
fier (Retificador Controlado de Silício). Os retificadores convertem corrente alter-
nada (AC) em corrente contínua (DC) para uso nas bombas de lama, guinchos, etc. 
Eletricidade é fornecida por motores a diesel ou a gás. 
Hoje em dia, tanto as sondas mecânicas quanto as sondas elétricas (ou SCR) utili-
zam motores de combustão interna como fonte primária de geração de energia. 
Estes motores são grandes unidades capazes de gerar grande potência utilizando 
óleo diesel como combustível. Motores a diesel requerem, em geral, menos manu-
tenção e possuem melhor desempenho que motores a gasolina. Adicionalmente, o 
óleo diesel possui um alto ponto de ignição tornando o seu transporte e armaze-
namento mais seguros do que outros combustíveis como gasolina, GLP ou gás na-
tural. 
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49 
 
 
Figura 2.25. Caldeira de vapor utilizada na perfuração percussiva em 
fotografia de 1900 (http://texashistory.unt.edu/ark:/67531/metapth16851. 
Último acesso em 28 de Maio de 2011). 
 
Uma vez que a energia é gerada pelos motores, ela precisa ser transmitida para os 
demais sistemas da sonda. A Figura 2.26 mostra um arranjo de três motores a die-
sel com transmissão mecânica de energia para o guincho e para as bombas de la-
ma. O sistema utiliza correias e rodas dentadas para conectar os motores que po-
dem ser acionados de forma independente segundo as necessidades de energia da 
sonda. 
No sistema de transmissão elétrica de energia, os motores a diesel acionam gran-
des geradores elétricos que produzem eletricidade em corrente alternada. Esta 
corrente é convertida em corrente contínua e transformada para a voltagem corre-
ta requerida pelos componentes elétricos da sonda. Esta energia é então transmiti-
da através de cabos para motores DC que acionam os guinchos, as bombas de lama, 
entre outros componentes da sonda. 
Uma das vantagens do sistema SCR é que os motores podem ser localizados distan-
tes do convés de operações (rig floor) reduzindo o nível de ruído emitido. Uma 
desvantagem é que este sistema precisa de técnicos experientes para sua manu-
tenção. 
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50 
 
 
Figura 2.26. Sistema de transmissão em uma sonda mecânica 
(Bommer, 2008). 
 
2.4.2 Sistema Convencional de Movimentação de Cargas 
 
O sistema convencional de movimentação de cargas é composto basicamente pelos 
seguintes componentes: guincho, bloco de coroamento, catarina, gancho e cabos. 
Estes componentes são instalados dentro de uma estrutura vertical de aço chama-
da de torre de perfuração. A Figura 2.27 mostra um desenho esquemático dos 
componentes do sistema convencional de movimentação de cargas. 
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51 
 
 
1 – Torre de perfuração 
2 – Guincho 
3 – Bloco de coroamento 
4 – Catarina e gancho 
5 – Linha rápida (“fast line”) 
6, 7 – Cabos (“reeled lines”) 
8 – Linha morta (“dead line”) 
9 – Ancoragem da linha morta 
10 – Grampo da linha morta 
11 – Carretel 
 
Figura 2.27. Componentes do sistema de movimentação de cargas. 
 
Torre de perfuração (drilling derrick): a torre de perfuração é uma estrutura 
vertical feita de aço que abriga os componentes do sistema de movimentação de 
cargas. Historicamente, na perfuração rotativa, a coluna de perfuração é 
desmontada em seções de três tubos dentro da torre de perfuração de forma a 
reduzir o tempo de remontagem da coluna durante as manobras8. Assim, a torre 
deve ter altura suficiente para que, em seu interior, seções de diveros tubos, 
possam ser inseridas ou retiradas de dentro do poço através do sistema de 
movimentação de cargas. As torres de perfuração devem, ainda, suportar os 
esforços mecânicos à ela transmitida pelos componentes do sistema de 
movimentação de cargas e devido à ação dos ventos. 
Guincho (drawworks): é o equipamento responsável pela movimentação dos 
cabos que compõem o sistema realizando, portanto, toda a movimentação dos 
tubos dentro da torre de perfuração. O Guincho consiste de um tambor giratório 
onde os cabos são bobinados. Este tambor possui embreagens e freios que 
permitem ao operador controlar a velocidade com que os tubos são inseridos ou 
retirados do poço (Figura 2.28). 
Além do tambor, os guinchos possuem molinetes onde são enrolados cabos e/ou 
correntes para auxiliar no manuseio de ferramentas de conexão de elementos 
tubulares (cilindro amarelo na Figura 2.28). Os moinetes podem ser automáticos, 
mecânicos ou por fricção. 
 
8 Manobra: operação de descida ou retirada de tubos e/ou ferramentas no poço. 
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52 
 
Bloco de coroamento (crown block): é o conjunto de polias no mesmo eixo que 
são instaladas no alto da torre de perfuração. O bloco de coroamento permite a 
passagem dos cabos de perfuração até a catarina, permitindo sua movimentação 
vertical (Figura 2.29). 
Catarina (travelling block): sistema móvel de polias que recebem os cabos de 
perfuração de modo a reduzir o torque necessário para o acionamento do guincho. 
A catarina possui movimento vertical e é instalada em linha com o bloco de 
coroamento e a linha central do poço (Figura 2.30). 
Gancho (hook): equipamento que faz a ligação entre a carga suspensa (colunas de 
tubos) à catarina. O gancho posui um sistema de absorção de choques mecânicos. 
Este sistema é constituído basicamente pormolas. O conjunto catarina/gancho 
possui ainda um dispositivo mecânico bipartido que é utilizado para suspender os 
tubos nas operações de movimentação de cargas. Este sistema é chamado de 
elevador (Figura 2.30). 
Carretel (reel): tambor que contém centenas de metros de cabos bobinados. 
Cabos: os cabos são o elo de ligação de todo o sistema de movimentação de cargas. 
Seu diâmetro varia de 7/8 a 2 polegadas (22 à 51 milímetros) dependendo da carga 
a ser manuseada pelo sistema. Os cabos são movimentados pelo guincho, correm 
torre acima até o bloco de coroamento e são passados várias vezes entre este e a 
catarina, formando um conjunto de polias que reduz a tensão no cabo durante a 
movimentação de cargas. Por exemplo: uma carga içada por um conjunto de polias 
com oito cabos reduz a tensão no cabo de içamento à 1/8 da carga movimentada. 
Após passar pela catarina e retornar para o bloco de coroamento o cabo desce até a 
base da torre de perfuração passando por um ponto de ancoragem até chegar ao 
carretél, onde é armazenado. O trecho do cabo entre o guincho e o bloco de 
coroamento é denominado de “linha rápida” pois é o trecho de cabo se se move 
com maior velocidade linear. Os cabos que são passados entre o bloco de 
coroamento e a catarina são denominados de cabos de perfuração. O trecho que 
fica entre o bloco de coroamento e o carretél é denominado de linha morta, pois 
permanece imóvel durante as operações de içamento de cargas. 
O termo “correr o cabo” identifica a operação de troca dos cabos de perfura-
ção após um determinado número de ciclos de subida e descida da catarina. 
Nesta operação, a catarina é mantida imóvel e sem carga. A âncora da linha 
morta é solta e o guincho puxa um determinado comprimento de cabo de 
forma que um novo trecho de cabo que estava armazenado no carretél passa 
a ocupar o lugar do cabo já gasto que estava no sistema. 
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53 
 
Em sondas flutuantes, um sistema de compensação de movimentos verticais é ins-
talado na Catarina de forma que a coluna de perfuração não mude de posição na 
medida em que a embarcação se movimenta de acordo com as ondas. 
 
 
Figura 2.28. Guincho e molinetes (em amarelo). 
 
 
Figura 2.29. Bloco de coroamento. 
 
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54 
 
 
Figura 2.30. Catarina e gancho. 
 
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55 
 
Bloco de coroamento
Catarina e
gancho
Guincho
 
Figura 2.31. Sistema de movimentação de cargas. 
 
2.4.3 Sistema de Compensação de Movimentos da Sonda 
 
Em unidades flutuantes, o movimento da embarcação causado pelas ondas deve 
ser compensado na catarina para que este movimento não seja transmitido para as 
colunas de tubos suspensas no gancho, o que seria fatal para as operações de per-
furação. Esta compensação é efetuada pelo “compensador de movimentos verti-
cais” (heave motion compensator), ou simplesmente, “compensador de heave”. Tra-
ta-se de um equipamento instalado na torre de perfuração em unidades flutuantes 
composto por pistões e cilindros hidráulicos montados como parte integral da ca-
tarina. Na medida em que a embarcação se move acordo com as ondas, um sistema 
ar-óleo dentro do sistema pistão/cilindro compensa o movimento vertical. O pistão 
movimenta-se dentro do cilindro, enquanto que este se move com a sonda. Assim, 
o pistão fica fixo em relação ao fundo do mar, enquanto o cilindro se move. O com-
pensador é travado durante a descida ou retirada de colunas de tubos do poço. 
 
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56 
 
 
Figura 2.32. Sistema de compensação de movimentos da sonda. 
 
2.4.4 Sistema Rotativo 
 
O sistema rotativo é suspenso pelo sistema de movimentação de cargas. O sistema 
rotativo tradicional é composto basicamente por três elementos: 1) mesa rotativa, 
2) kelly (ou haste quadrada) e 3) swivel. Um segundo tipo de sistema rotativo utili-
za um equipamento que substui os três primeiros e que se chama top-drive. Um 
terceiro tipo de sistema rotativo utiliza ainda motores de fundo de poço (downhole 
motor). A seguir, examinaremos em detalhes cada um destes sistemas. 
 
2.4.4.1 Sistema tradicional 
 
Este sistema utiliza uma mesa rotativa que transmite o movimento de rotação a 
uma haste quadrada chamada de kelly. A conexão entre o kelly e o gancho é feita 
através de uma cabeça de injeção rotativa chamada de swivel. 
A mesa rotativa é alojada no centro de uma estrutura pesada feita de aço (Figura 
2.33). Ela transmite movimento de rotação para a coluna de perfuração através do 
kelly. A mesa rotativa é, em geral, acionada por motores elétricos DC ou por trans-
missões mecânicas em algumas sondas terrestres. 
Para efetuar a transmissão de movimento rotativo para o kelly, são utilizados dois 
elementos mecânicos: 1) a bucha da mesa rotativa e 2) a bucha do kelly (Figura 
2.34). Buchas são elementos mecânicos que se alojam dentro de orifícios de uma 
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Perfuração 
57 
 
máquina. A bucha da mesa rotativa se aloja dentro da mesa rotativa e possui um 
orifício pelo qual são manobrados tubos dentro do poço. Esta bucha também su-
porta o peso da coluna de perfuração quando esta é suspensa do fundo do poço. No 
interior da bucha da mesa rotativa é instalada a bucha do kelly que transmite o giro 
da mesa rotativa à coluna de perfuração. Sua parte inferior, de seção quadrada ou 
hexagonal se aloja na parte superior da bucha da mesa rotativa. Seu centro é vaza-
do com um orifício quadrado ou hexagonal (a depender da forma do kelly) por on-
de passa a haste. O contato da bucha do kelly com o kelly é feito através de roletes 
existentes no interior da bucha, montados no eixo horizontal e que permitem o 
livre movimento vertical do kelly. 
O kelly (Figura 2.35), ou haste quadrada, é um tubo com um formato não conven-
cional. Ele possui seção quadrada ou hexagonal de acordo com a bucha do kelly. O 
topo do kelly possui uma rosca fêmea para prover conexão com o swivel, enquanto 
que a parte inferior possui uma rosca macho para prover a conexão com o restante 
da coluna de perfuração. 
Quando a mesa rotativa é acionada, esta gira a bucha da mesa rotativa que, por sua 
vez, transmite o movimento para a bucha do kelly e para o kelly, respectivamente. 
Assim, toda a coluna de perfuração conectada no kelly é rotacionada. Durante a 
rotação, o kelly pode se movimentar livremente no sentido vertical. Na medida em 
que a broca penetra na formação o kelly é gradualmente abaixado pelo sistema de 
movimentação de cargas permitindo a progressão das operações de perfuração. 
Quando é necessário erguer a coluna de perfuração para adicionar novos tubos na 
coluna, o sondador pára a mesa rotativa e aciona o guincho para elevar o kelly e, 
consequentemente, a coluna de perfuração. O kelly se movimenta livremente no 
sentido ascendente até que sua conexão inferior (tool joint), que é maior que o ori-
fício da bucha do kelly impede que esta bucha deslize para fora da haste. Neste 
momento, a bucha do kelly é desencaixada da bucha da mesa rotativa expondo a 
coluna de perfuração propriamente dita. A partir deste ponto, os plataformistas 
podem suspender a coluna na bucha da mesa rotativa e realizar a desconexão do 
kelly. Esta operação é chamada de manobra e será detalhada no capítulo 3 deste 
texto. 
Os kellys são fabricados de acordo com especificações do Instituto Americano do 
Petróleo (American Petroleum Institute – API). Um kellypadrão API mede em geral 
40 pés (12,2 metros) de comprimento, existindo ainda um comprimento opcional 
de 54 pés (16,5 metros). Este comprimento determina o comprimento máximo de 
poço que pode ser perfurado antes da adição de novos tubos na coluna. Como o 
comprimento mais comum dos tubos de perfuração é de 30 pés (9,2 metros) os 
kellys de 40 pés são os mais utilizados. 
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58 
 
 
Figura 2.33. Mesa rotativa: sem a bucha da mesa (esq.) e com a bucha da 
mesa rotativa (dir.). 
 
 
Figura 2.34. Buchas do kelly (esq.) e bucha da mesa rotativa (dir.). 
 
 
 
Figura 2.35. Kelly (esq.) e conjunto mesa rotativa/buchas/kelly (dir.). 
 
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59 
 
 
Figura 2.36. Guincho (em azul ao fundo) e mesa rotativa (em primeiro pla-
no). Observa-se um tubo de perfuração passando pela mesa rotativa. 
 
O swivel, ou cabeça de injeção, é o componente que faz a conexão do kelly (elemen-
to giratório) com o gancho (elemento não giratório). Além de realizar a conexão do 
kelly com o gancho, o swivel tem como principais funções: 1) suportar o peso da 
coluna de perfuração sob efeito da rotação, 2) permitir a injeção de fluidos através 
da coluna de perfuração e 3) suportar e conter a pressão de bombeio de fluidos. 
O swivel possui uma carcaça fixa que é suspensa no gancho por uma alça. O interior 
do swivel é móvel e pode rotacionar independentemente da carcaça. No topo do 
swivel há uma tubulação em forma de pescoço de ganso que recebe a mangueira do 
kelly. A mangueira do kelly é uma mangueira flexível pela qual o fluido de perfura-
ção é bombeado. Ela faz a conexão entre o swivel a o tubo bengala9 (standpipe). Sua 
flexibilidade permite a conexão contínua do swivel com o tubo bengala enquanto 
que kelly é manobrado no poço. 
 
9 Tubo bengala: tubo em forma de bengala instalado verticalmente, que recebe o fluido de perfura-
ção da bomba de lama e o conduz à cabeça de injeção através da mangueira do kelly (Fernandez y 
Fernandez, 2009). 
 
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60 
 
 
Figura 2.37. Swivel. 
 
2.4.4.2 Top Drive 
 
O top drive é um equipamento que substitui a mesa rotativa, o kelly e o swivel. A 
introdução do top drive nas operações de perfuração de poços de petróleo foi, no-
toriamente, o maior avanço técnico desde a introdução da perfuração rotativa. A 
invenção do top drive, também conhecido por power swivel, é descrita na patente 
norte-americana US 3.766.991 depositada em 2 de abril de 1971 por Cícero C. 
Brown, da Brown Oil Tools, Inc. (hoje Baker Hughes). 
 
 
Figura 2.38. Desenho esquemático do Top Drive reivindicado na patente 
US 3.766.991. 
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61 
 
Da mesma forma que o swivel, o top drive é erguido pelo sistema de movimentação 
de cargas, permite a passagem de fluido de perfuração em seu interior e possui 
elevadores para o manuseio de tubos. Porém, o top drive é equipado com potentes 
motores elétricos ou hidráulicos para fornecer rotação diretamente para a coluna 
de perfuração sem a necessidade do kelly e mesa rotativa. Alguns top drives são 
equipados com dois motores. Os motores acionam uma conexão rosqueada que é 
conectada diretamente ao topo da coluna de perfuração. Porém, mesmo as sondas 
equipadas com top drive ainda necessitam de uma mesa rotativa com a bucha da 
mesa para prover um local onde a coluna de perfuração possa ficar suspensa 
quando esta não estiver perfurando. 
O top drive é instalado sobre trilhos de forma a garantir seu alinhamento com o 
eixo do poço. Este equipamento pode manusear ainda seções contínuas de três 
tubos (três juntas) enquanto que com o kelly, no máximo 40 pés podem ser perfu-
rados antes que uma nova junta seja colocada na coluna. Isto torna a operação com 
top drive mais rápida quando comparada à mesa rotativa. 
Em atividades de perfuração direcional, o controle da trajetória do poço é conse-
guido com mais facilidade através do uso de top drive do que com mesa rotativa. 
Além disso, o top drive pode rotacionar tanto em ambos os sentidos permitindo 
operações de back reaming10 (manobra de limpeza) no poço. 
 
 
10 Manobra de limpeza (back reaming): operação que consiste na retirada da coluna com rotação e 
circulação no poço aberto, com o objetivo principal de remover o leito de cascalho e limpar o poço. 
Esta operação só é possível em sondas com top drive, não podendo ser executada em sondas com 
haste quadrada (kelly). 
 
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62 
 
 
Figura 2.39. Top drive. 
 
2.4.4.3 Motores de Fundo de Poço (Downhole Motors) 
 
Durante a perfuração de um poço, algumas vezes é desejável rotacionar somente a 
broca ao invés de toda a coluna de perfuração. Isto ocorre com frequência quando 
se ganha ângulo em um poço direcional11. Neste caso, a rotação de toda a coluna 
impediria a execução desta atividade. Motores de fundo de poço são utilizados pa-
ra este fim. Eles são motores hidráulicos instalados logo antes da broca e são acio-
nados pelo fluxo de fluido de perfuração em seu interior. Os motores de fundo po-
dem ser de deslocamento positivo (PDM – positive displacement motor) ou turbi-
nas. Nos motores PDMs, o fluido de perfuração, ao se deslocar pelo interior da co-
luna, colide com um eixo com formato espiral, chamado rotor, fazendo com que 
este gire dentro de uma carcaça, chamada estator (Figura 2.40). O estator é fixo na 
coluna de perfuração, permanecendo imóvel durante a operação do motor. Já o 
 
11 Um poço direcional é aquele cujo objetivo na está alinhado verticalmente com a mesa rotativa. 
Neste caso, a trajetória do poço precisa seguir uma trajetória direcional até atingir o alvo determi-
nado pela geologia. O ângulo de inclinação de um poço direcional é medido entre a sua trajetória e a 
linha vertical definida pelo vetor gravitacional. Desta forma um poço vertical possui inclinação de 
0° enquanto que um poço horizontal possui inclinação de 90°. 
 
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63 
 
rotor transmite sua rotação para a broca através de um conjunto de transmissão 
por rolamentos que permite a obtenção de pequenos ângulos entre a broca e o eixo 
do rotor. Este pequeno ângulo faz com que o poço perfurado adquira um caráter 
direcional (Figura 2.41). Motores PDMs podem atingir rotações de até 250 rpm. As 
turbinas são motores constituídos por vários estágios de estator/reator. O reator é 
a parte móvel da turbina sendo constituído de palhetas que convertem a energia 
do fluido de perfuração em movimento rotativo, podendo atingir rotações da or-
dem de 1.000 rpm. Estes componentes serão detalhados mais adiante neste texto. 
 
 
Figura 2.40. Conjunto rotor/estator de um motor de fundo de deslocamento 
positivo (Fonte: www.dyna-drill.com). 
 
 
Figura 2.41. Conjunto motor de fundo/broca. Observa-se o pequeno ângulo 
formado entre o estator e a broca (fonte: 
http://www.nov.com/Downhole/Drilling_Motors/Oil_Lubricated_Drilling_ 
Motors.aspx). 
 
 
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64 
 
2.4.5 Sistema de Circulação de Fluidos 
 
Durante as operações de perfuração das formações rochosas, é necessário remover 
os cascalhosde rochas cortados pela broca e que tendem a se acumular no fundo 
do poço. Esta tarefa é realizada através da circulação de um fluido de perfuração 
através dos jatos da broca. 
O trajeto percorrido pelo fluido de trabalho começa nos tanques de lama onde o 
fluido é condicionado (preparado) pelo pessoal da sonda. As bombas de lama suc-
cionam o fluido dos tanques de lama, conferindo-o pressão. O fluido escoa então 
pelo tubo bengala e mangueira flexível (ou mangueira do kelly) até atingir o swivel 
(ou top drive, a depender da sonda). O fluido segue, então, poço abaixo pelo interi-
or da coluna de perfuração, que é constituída por tubos ocos; passa pelos jatos da 
broca, que causam uma grande perda de carga, mas criam um jato de fluido com 
alta velocidade; e sobem poço acima pelo anular formado entre o poço aberto e a 
coluna de perfuração (Figura 2.42). Devido ao escoamento de alta velocidade cria-
do nos jatos da broca, os cascalhos de rocha são carreados pelo fluido de perfura-
ção para fora do poço, atingindo a calha e o sistema de remoção de sólidos. 
Vejamos a seguir alguns detalhes dos componentes do sistema de circulação de 
fluidos. 
 
Figura 2.42. Sistema de circulação de fluidos (esq.) e “flow line” (dir.). 
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65 
 
2.4.5.1 Fluidos de Perfuração 
 
Os fluidos de perfuração podem ser caracterizados em duas grandes categorias: 
líquidos e gases. Os fluidos líquidos são comumente chamados em campo de “lama” 
de perfuração (ou drilling mud, em inglês) em alusão ao fluido utilizado por Lucas 
em seu poço de Spindletop, em 1901. 
As funções dos fluidos de perfuração são: 1) executar a limpeza do fundo do poço; 
2) carrear os cascalhos para a superfície; 3) resfriar a broca e 4) exercer pressão 
hidrostática sobre a parede do poço mantendo sua integridade estrutural. 
Os fluidos de perfuração estabilizam as paredes do poço evitando o desmorona-
mento e o colapso das formações. A pressão hidrostática criada pelo fluido de per-
furação deve ser maior que aquela existente naturalmente dentro das formações 
para evitar o influxo de fluidos para dentro do poço12. Isto é feito através do ajuste 
da densidade (ou peso) do fluido em tanques de armazenamento (Figura 2.43). 
Nos tanques de lama, o peso (e consequentemente a densidade) do fluido de perfu-
ração pode ser aumentado através da adição de minerais pesados como o sulfato 
de bário (BaSO4), também conhecido como barita ou ainda baritina. A adição de 
barita pode gerar fluidos com densidades de até 19 libras por galão (ppg – pounds 
per gallon), equivalente a 2,3 kg/litro. 
A base líquida do fluido de perfuração pode ser água ou óleo. A água pode ser água 
doce ou água do mar. A água é espessada (aumento de viscosidade) pela adição de 
argila e outros polímeros, o que auxilia na suspensão dos cascalhos. O viscosifican-
te mais comum para a água é a goma xantana (ou polímero XC). A argila, por sua 
vez, forma um reboco junto às formações permeáveis no poço prevenindo o colap-
so e reduzindo a filtragem de fluido para a formação. 
Fluido de perfuração a base de óleo utilizam diesel ou outro óleo sintético. O óleo é 
emulsificado com água para se obter propriedades semelhantes às dos fluidos a 
base de água. Formações com grande teor de argila podem gerar cascalhos que 
incham sob a presença de fluidos de base aquosa tornando-os difíceis de serem 
carreados. Fluidos à base oleosa podem prevenir este tipo de problema além de 
proporcionar uma melhor lubrificação à broca. As desvantagens dos fluidos de ba-
se oleosa são: 1) difícil manuseio na plataforma; 2) ambientalmente mais impac-
tantes do que os fluidos de base aquosa e 3) custo elevado. 
 
12 Em alguns casos específicos, se admite perfurar com pressão hidrostática um pouco menor que a 
pressão da formação. Neste caso, diz-se que se que a perfuração é sub-balanceada, ou underbalan-
ced drilling. Esta técnica será analisada mais adiante neste texto. 
 
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66 
 
 
Figura 2.43. Tanque de armazenamento de fluido de perfuração (fonte: 
acervo próprio dos autores). 
 
Fluidos de perfuração gasosos podem ser: ar, espuma de ar e água ou gás natural. 
Quando se utiliza gás, a pressão do reservatório não pode ser contida, pois a densi-
dade do fluido de perfuração é muito menor que a de fluidos de base líquida. Adi-
cionalmente, gases não fornecem estabilidade para as formações nem boas propri-
edades de resfriamento e lubrificação para as brocas. Consequentemente, a perfu-
ração com gás é restrita a formações estáveis e que não fornecem influxos signifi-
cantes para dentro do poço durante as operações de perfuração. 
 
2.4.5.2 Bombas de Lama 
 
As bombas de lama são bombas alternativas compostas por pistões e buchas de 
borracha projetadas para sucionar o fluido de perfuração dos tanques de lama con-
ferindo-o pressão suficiente para que este percorra todo o “flow line” retornando 
para a superfície até o sistema de remoção de sólidos. 
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67 
 
Existem diferentes tamanhos e configurações de bombas de lama. Em geral utili-
zam-se bombas tríplex (três pistões) em substituição às antigas bombas duplex 
(dois pistões). 
Recentemente, foram desenvolvidas bombas quíntuplex com cinco pistões hori-
zontais e bombas do tipo Hexa (hex mud pumps) com seis pistões radiais (Kverne-
land, 2005). A vantagem dessas bombas sobre as bombas tríplex convencionais 
está no menor ruído gerado. As bombas do tipo Hexa ainda possuem a vantagem 
de serem mais compactas e fornecerem altas vazões (cima de 1.000 galões por mi-
nuto, ou cerca de 3.800 litros por minuto). 
Após ser pressurizado pelas bombas de lama, o fluido circula pelo tubo bengala e 
mangueira flexível até o swivel. 
 
 
Figura 2.44. Bomba tríplex. 
 
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68 
 
 
Figura 2.45. Bomba Hexa (Kverneland, 2005). 
 
2.4.5.3 Tubo Bengala e Mangueira Flexível 
 
O tubo bengala é uma tubulação rígida com diâmetro interno entre 3 e 5 polegadas 
fixada verticalmente na estrutura da torre de perfuração e que recebe o fluido 
pressurizado das bombas de lama. O topo deste tubo possui a forma de uma benga-
la. Nesta extremidade é conectada a mangueira do kelly. 
A mangueira do kelly é um tubo flexível que conecta o tubo bengala e o swivel. 
Quando fixada entre o tubo bengala e o swivel, a mangueira do kelly adquire uma 
forma de “U” permitindo que o fluido seja injetado continuamente com a movimen-
tação vertical do swivel. Seu diâmetro interno também é entre 3 e 5 polegadas. 
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69 
 
 
Figura 2.46. Tubo bengala (vermelho) e mangueira do kelly (preta). 
 
2.4.5.4 Sistema de Remoção de Sólidos e Gases 
 
Após passar pelos jatos da broca, o fluido de perfuração remove os cascalhos de 
rocha cortada do fundo do poço e os carreia até a superfície. Ao chegar à superfície 
estes cascalhos precisam ser separados do fluido para que este possa ser reutiliza-
do. Esta separação é feita no sistema de separação de sólidos e gases. 
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Este sistema é composto por: 1) peneiras vibratórias; 2) desareadores; 3) dessilta-
dores; 4) degaseificadores a vácuo e 5) “mud cleaner”. 
O primeiro equipamento que o fluido atravessa são as peneiras vibratórias (shale 
shakers). O fluidode perfuração atravessa estas peneiras que vibram, retendo os 
cascalhos de maior tamanho. Em áreas onde não haja risco de impacto ambiental, 
os cascalhos removidos pelas peneiras vibratórias são depositados em tanques 
naturais escavados na própria terra (pond ou pits) para posterior descarte. Em á-
reas com risco de impacto ambiental, os cascalhos são armazenados em tanques 
específicos para este fim, para posterior descarte em áreas apropriadas. Em áreas 
offshore os cascalhos precisam ser armazenados e posteriormente transportados 
para o descarte. Se os cascalhos não estão contaminados com óleo, eles podem, 
eventualmente, ser descartados no mar. 
 
 
Figura 2.47. Peneira vibratória: observam-se os cascalhos sobre a peneira. 
 
Após passar pela peneira vibratória, o fluido de perfuração passa por dois conjun-
tos de hidrociclones: o desareador e o dessiltador. Estes equipamentos são utiliza-
dos para a remoção de partículas com tamanhos de grãos menores que os do cas-
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71 
 
calho: as areias e o silte13. Nos hidrociclones, o fluido é forçado em um movimento 
rotatório ascendente no interior de um cone. Os sólidos são separados pela força 
centrífuga e caem no fundo do cone, onde são descartados. Partículas menores que 
o silte são, então, removidas com o auxílio de uma centrífuga. 
 
 
Figura 2.48. Dessiltador (esq.) e desareador (dir.). 
 
Para os desareadores e dessiltadores funcionarem perfeitamente, o fluido de per-
furação deve estar livre de gás. Portanto, um degaseificador é colocado entre estes 
equipamentos e a peneira vibratória. Este equipamento remove pequenas quanti-
dades de gases dissolvidas no fluido quando este é submetido a um certo grau de 
vácuo. 
Para fluidos de perfuração densificados com barita, os desareadores e dessiltado-
res podem remover não somente os sólidos de rocha, mas também a própria barita 
adicionada. Nestes casos, utiliza-se um equipamento chamado de “mud cleaner” 
que é capaz de remover as partículas de argila sem remover as partículas de barita. 
 
13 A Escala de Wentworth define os seguintes limites para os tamanhos de grãos: cascalho – tama-
nho maior que 2 mm, areia – tamanho entre 2 mm e 64 µm, silte – tamanho entre 64 µm e 4 µm e 
argila – tamanho menor que 4 µm. 
 
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Após passar por todo o processo de separação de sólidos e gases, o fluido passa por 
um tanque de sucção onde um plataformista pode adicionar mais barita e outros 
produtos químicos para compensar perdas que possam ocorrer durante o proces-
so de separação de sólidos e gases. Após este processo, o fluido de perfuração volta 
para o tanque de lama, fechando o ciclo. 
 
 
Figura 2.49. Sistema completo de remoção de sólidos e gases. 
 
2.4.6 Sistema de Segurança de Poço 
 
Quando um poço é perfurado, a pressão hidrostática exercida no fundo do poço 
pelo fluido de perfuração excede a pressão da formação que contém hidrocarbone-
tos para evitar o influxo indesejado de fluidos para dentro do poço. 
Se a pressão da formação excede a pressão hidrostática no fundo do poço, ocorrerá 
um kick: hidrocarbonetos contidos na formação irão fluir para dentro do poço po-
dendo ocasionar um Blowout. Os casos mais severos de kicks são aqueles ocasiona-
dos pelo influxo de gás. O gás é um fluido altamente compressível. Ao migrar poço 
acima, a expansão do gás acarreta altas vazões de fluidos que, ao atingirem a su-
perfície, se incendeiam, causando destruição e perdas de vidas, além de grandes 
impactos ambientais. 
Para se evitar um blowout e controlar eventuais kicks, os poços de petróleo preci-
sam ser equipados com um sistema de segurança de poço. Este sistema compreen-
Peneiras
vibratórias
Degaseificador
Desareador e
dessiltador
Mud cleaner
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73 
 
de: 1) o preventor de erupções (blowout preventer, ou simplesmente BOP); 2) o 
preventor anular de baixa pressão (diverter); 3) as linhas de kill e choke e 4) o cho-
ke manifold. Vejamos agora uma descrição detalhada de cada um destes compo-
nentes. 
 
2.4.6.1 Preventor de Erupções – BOP (Blowout Preventer) 
 
O preventor de erupções, ou simplesmente BOP, como é conhecido pela indústria 
do petróleo, é um conjunto de válvulas instaladas na cabeça do poço que servem 
como válvulas de segurança para as operações de perfuração. O BOP é utilizado 
para fechar o poço caso ocorra um kick, devendo ainda conter a pressão dos fluidos 
invasores dentro do poço até que o kick seja “circulado” em segurança para fora do 
poço. 
O conjunto, ou BOP stack, é composto por válvulas de diferentes tamanhos, confi-
gurações e especificações de pressão, que permitem o fechamento do espaço anu-
lar formado entre o poço e os tubos da coluna de perfuração. Também permite o 
fechamento do poço como um todo quando não há nenhum tubo em seu interior. 
Em sondas terrestres, o BOP é instalado logo abaixo da mesa rotativa e sobre a ba-
se de concreto aonde se apóia a sonda de perfuração. 
 
 
Figura 2.50. BOP em sonda terrestre. 
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74 
 
Em sondas marítimas fixas ou auto-eleváveis o BOP fica pouco acima do nível do 
mar, logo abaixo da mesa rotativa. Em plataformas flutuantes o BOP deve ser insta-
lado no fundo do mar. 
 
 
Figura 2.51. BOP submarino. 
 
As funções primárias de um BOP são: 
 Confinar os fluidos no interior do poço; 
 Permitir que volumes controlados de fluidos sejam retirados ou adiciona-
dos ao poço; 
 Monitorar a pressão do anular do poço; 
 Suspender a coluna de perfuração dentro do poço (hang off); 
 Fechar o poço (selar o espaço anular entre a coluna de perfuração e o reves-
timento); 
 “Matar” o poço (impedir que haja influxo da formação para o poço); 
 Selar a cabeça do poço (isolar o interior do poço do ambiente marinho); 
 Cortar a coluna de revestimento e/ou de perfuração em caso de emergência. 
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75 
 
A Figura 2.52 mostra um esquema típico de um BOP submarino com o conjunto da 
extremidade inferior do riser de perfuração, ou LMRP (Lower Marine Riser Packa-
ge). Em caso de emergência, quando há a necessidade de uma unidade flutuante de 
perfuração deixar a locação de imediato, o riser de perfuração pode ser desconec-
tado do BOP através do LMRP, mantendo o BOP intacto na cabeça do poço. 
 
 
Figura 2.52. Esquema de um BOP submarino. 
Gaveta de tubos
Estrutura do BOP
Conector
de cabeça de poço
Gaveta variável
Linha de choke
Linha de kill
Gaveta cisalhante
Preventor inferior
do anular
Acumuladores
do BOP
Preventor superior
do anular
Conector do
LMRP
Conector do
BOP
Blue pod
yellow pod
 e
Acumuladores do
LMRP
LMRP:
Lower
Marine
Riser
Package
BOP
Stack
Flex joint
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76 
 
A Figura 2.52 mostra que um BOP é composto basicamente válvulas (gavetas e 
preventores), linhas de controle de poço (linhas de kill e choke), módulos de con-
trole (blue pod e yellow pod), acumuladores hidráulicos e flex joint. As válvulas po-
dem ainda ser do tipo gaveta de tubos, gaveta variável, gaveta cisalhante, gaveta 
cega e preventor do anular. 
Gaveta de tubos (pipe ram): O preventor de gavetas (ram type BOP) foi inventado 
em 1922 por James Smither Abercrombie e Harry S. Cameron (PatenteUS 
1,569,247) e comercializado já no ano de 1924 pela Cameron Iron Works. De acio-
namento hidráulico (BOP submerso e/ou BOP de superfície) ou mecânico (BOP de 
superfície), a gaveta de tubos é bipartida com um furo em meio círculo junto à face 
da gaveta. Ela permite fechar e vedar o anular do poço ao redor do corpo do tubo 
de perfuração, ou seja, são projetadas para fechar ao redor de um diâmetro especí-
fico. Esta gaveta não consegue fechar nem vedar o anular se a conexão entre dois 
tubos de perfuração estiver na sua frente, pois esta conexão possui diâmetro no-
minal maior que o corpo (Figura 2.53). 
Gaveta variável (variable pipe ram): A gaveta variável é derivada da mesma pa-
tente da gaveta de tubos. Porém, ela é desenhada para fechar e vedar em torno de 
uma faixa específica de diâmetros de tubos em detrimento de menor capacidade de 
retenção de pressão (Figura 2.54). 
Gaveta cisalhante (shear ram): A gaveta cisalhante é utilizada para o corte da 
coluna de perfuração que está dentro do BOP (Figura 2.55). Esta gaveta é utilizada 
em procedimentos de desconexão de emergência quando a coluna de perfuração 
precisa ser cortada para a desconexão do LMRP. A parte inferior da coluna fica 
presa dentro do BOP pela gaveta de tubos, enquanto que a parte superior da colu-
na fica presa dentro do LMRP. Após a reconexão, é necessário “pescar”14 o tubo que 
ficou preso dentro do BOP. Algumas gavetas são projetadas especificamente para 
cortar revestimentos. Neste caso, elas são chamadas de gavetas cisalhantes de re-
vestimentos (casing shear ram) 
Gaveta cega (blind ram): são utilizadas para o fechamento e vedação do poço 
quando não há nenhuma coluna (de perfuração ou revestimento) dentro do BOP. 
Algumas gavetas cisalhantes podem efetuar também a vedação. Este caso elas são 
chamadas de gavetas cegas cisalhantes (blind shear ram). 
Preventor do anular: O preventor de anular foi inventado por Granville Sloan 
Knox em 1946, com patente publicada em 1952 (Patente US 2,609,836). Diferen-
 
14 Pescaria: termo que define o conjunto de operações realizadas com o objetivo de liberar uma 
coluna presa ou quebrada, ou recuperar ferramentas ou ferros caídos ou deixados em um poço de 
petróleo (Fernandez y Fernandez, 2009). 
 
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Perfuração 
77 
 
temente dos preventores de gaveta, o preventor de anular pode fechar e vedar o 
anular do poço ao redor de tubos de perfuração (corpo e juntas), revestimentos, ou 
objetos não cilíndricos, como o kelly (Figura 2.56). Tubos de perfuração (incluindo 
suas respectivas juntas) podem ser forçados verticalmente para dentro e para fora 
do poço através do preventor de anular em uma operação chamada de “stripping” 
através de um cuidadoso ajuste da pressão de fechamento desta válvula. Os pre-
ventores de anular são localizados no topo do BOP com uma série de preventores 
de gavetas posicionados logo abaixo. 
Linhas de controle de poço: as linhas de kill e choke são tubulações de alta pressão 
com diâmetros entre 2 e 5 polegadas e que são utilizadas para os procedimentos 
de controle de poço em caso de ocorrência de kicks. Os BOPs sempre possuem as 
duas linhas embora não haja diferença física entre elas. Os nomes decorrem do uso 
de cada linha. A linha de kill conecta o interior do BOP aos equipamentos de bom-
beio na superfície e é utilizada para bombear um fluido de perfuração mais pesado 
com o objetivo de amortecer ou matar o poço (daí decorre o nome kill). Também é 
conhecida por “linha de ataque”. A linha de choke serve para circular um kick para 
fora do poço de forma controlada. Esta linha conecta o BOP ao choke manifold, um 
conjunto de válvulas automáticas e sensores que reduz a pressão de circulação de 
um kick de forma controlada. O choke manifold pode direcionar o kick para separa-
dores, queimadores, tanques de lama, ou outros equipamentos condicionadores de 
fluidos. De forma resumida, a linha de kill injeta fluido dentro do poço enquanto 
que a linha de choke remove, de forma controlada, fluido de dentro do poço. 
Acumuladores hidráulicos: conjunto de vasos de pressão utilizados para estocar 
fluido hidráulico sob pressão de gás nitrogênio. O fluido hidráulico é empregado no 
acionamento dos preventores de gavetas e anulares do BOP submerso (Fernandez 
y Fernandez, 2009). Bombas instaladas na superfície mantêm os acumuladores 
abastecidos através de linhas hidráulicas instaladas solidárias ao riser de perfura-
ção. O controle de fluido hidráulico dos acumuladores para a operação dos preven-
tores é efetuado pelos módulos de controle. 
Módulos de controle: Os módulos de controle recebem sinais elétricos da superfí-
cie para controlar o acionamento hidráulico dos preventores. A parte superior dos 
módulos de controle possui equipamentos eletro-eletrônicos enquanto que a parte 
inferior possui válvulas hidráulicas. Existem dois módulos de controle, o azul e o 
amarelo, mas somente um é utilizado de cada vez. 
Flex joint: ou junta flexível, é uma peça que reage a esforços de tração e a deflexões 
angulares que ocorrem na terminação do riser junto ao BOP, fornecendo, assim, 
complacência rotacional (Fernandez y Fernandez, 2009). 
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Figura 2.53. Preventor de gaveta de tubos (esq.) e detalhe da gaveta (dir.). 
 
 
Figura 2.54. Sequência de fechamento da gaveta variável de tubos: 
aberta (esq.) e fechada (dir.). 
 
 
Figura 2.55. Gavetas cisalhantes. 
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Figura 2.56. Preventor de anular. 
 
Métodos de Controle do BOP: em poços terrestres ou em plataformas fixas, os 
BOPs são ativados por pressão hidráulica proveniente de acumuladores remotos. 
Várias estações de acumulação são montadas ao redor da sonda por redundância. 
Em casos mais extremos as válvulas do BOP podem ser acionadas mecanicamente 
por manivelas. 
Em unidades flutuantes, onde a cabeça de poço está no leito marinho (mud line), 
existem quatro métodos principais de controle do BOP. São eles: 
1. Controle por sinal elétrico: sinal elétrico enviado da superfície aos módulos 
de comando; 
2. Controle por sinal acústico: pulso sonoro modulado e codificado enviados da 
superfície e decodificados por um transdutor submerso; 
3. Intervenção por veículo operado remotamente: veículos operados remota-
mente (remotely operated vehicles – ROVs) podem operar mecanicamente 
as válvulas dos BOPs fornecendo pressão hidráulica através de um painel 
apropriado para esta finalidade (“hot stab panels”); 
4. Chave do “Deadman”/Autocisalhamento: se as linhas hidráulicas e elétricas 
que conectam o BOP à superfície foram danificadas e/ou destruídas em vir-
tude de acidentes, este sistema ativa automaticamente o fechamento do 
BOP. Trata-se de um sistema projetado para ser à prova de falhas. 
Um sistema de desconexão de emergência (EDS – Emergency Disconect System) 
desconecta automaticamente a plataforma do BOP através do LMRP em casos ex-
tremos. Este sistema também ativa a chave do Deadman. 
 
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2.4.6.2 Diverter – Preventor de anular de baixa pressão 
 
A ocorrência de gás dentro do riser de perfuração pode ser devido à um kick identi-
ficado tardiamente de forma que alguma quantidade de gás conseguiu passar pelo 
BOP antes de seu fechamento, ou à formações que contém gás e que estão sendo 
perfuradas. Neste caso, diz-se que a lama está cortada por gás. O gás, na medida em