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09/05/2017 
Classificação das operações relativas à produção de um poço de petróleo 
As operações relativas à produção de um poço estão relacionadas aos seguintes aspectos: 
‐ Investimentos necessários à produção. 
‐ Manutenção da produção. 
1) Investimento 
Os gastos de capital necessário à produção do poço estão parcialmente relacionados às etapas 
necessárias para que o poço possa produzir de maneira econômica, que são: 
‐ Avaliação da produção. 
‐ Completação. 
‐ Recompletação. 
a) Avaliação da produção 
* Testes de pressão: 
Os testes de pressão têm como objetivos principais: 
‐ Identificar a composição dos fluidos de produção. 
‐ Determinação da pressão estática (poço fechado), e pressão média. 
‐ Determinação do IP (índice de produtividade do poço). 
‐ Determinar possibilidade de dano à formação (o que diminui a produtividade do poço). 
‐ Análise PVT, que determinam os dados físico‐químicos sobre os fluidos do poço. 
* Principais testes de pressão: 
‐ Teste de formação a poço aberto (TF): 
Método de avaliação da formação, que envolve o isolamento de determinado intervalo do poço 
com obturadores, e estimular a produção, através de um diferencial de pressão entre o poço e 
a formação. São realizados através de uma coluna pequena, que contém vários acessórios como 
medidores de pressão, obturadores, válvulas, etc. Este equipamento é escolhido em função do 
tipo de sonda usada e das condições do poço. 
A principal característica do TF a poço aberto, é que ele é realizado durante a perfuração, antes 
da  instalação  de  revestimentos.  Estes  testes  tem  uma  duração muito  curta  (em  termos  de 
tempo), pois existe o  risco de entupimento da coluna, ou mesmo o  risco de ela  ficar  retida, 
devido a um desmoronamento localizado, ou decantação de sólidos que estavam em suspensão 
no  fluido  de  perfuração.  Com  este  teste  tem‐se  um  indicativo  da  vazão  de  produção  e  da 
composição dos fluidos. 
‐ Teste de formação a poço revestido (TFR): 
Neste  tipo  de  teste,  o  intervalo  utilizado  encontra‐se  já  cimentado  o  que  leva  a  um  bom 
isolamento da  zona de  interesse, praticamente  eliminando os problemas dos  testes  a poço 
aberto. Esse  tipo de  teste permite obter dados muito mais  realistas em  relação à  vazão de 
produção e composição dos fluidos do poço. 
* Registro de pressão / registradores de pressão:  
Equipamentos  que  são  descidos  dentro  da  coluna  de  produção,  para  medir  “em  loco”,  as 
pressões em determinados pontos relacionados a pressões estáticas e dinâmicas. 
* Medidores de produção: 
Envolvem várias tecnologias empregadas para medir a vazão de óleo e a vazão do gás; possuem 
uma especificação rigorosa, pois a ANP caracteriza diariamente a produção do poço; 
‐ Processos de filtragem diz respeito à perfilagem do poço em produção, com obtenção de perfis 
relativos a profundidade X características das rochas, etc. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
16/05/2017 
Teste de produção 
A principal característica do teste de produção, é que ele envolve todo o poço, desde a Árvore 
de Natal até o  fundo do poço. Nestes  testes, é medida a vazão do poço depois de  fechar o 
mesmo, para determinação da vazão de estocagem, que está relacionada diretamente à pressão 
dos fluidos de estocagem. 
Os testes de produção são relacionados periodicamente para avaliação do poço, mas uma vez 
em produção, a base para diagnóstica da produtividade do poço são os registros de produção. 
Os registros de produção servem para avaliar a performance do poço. Alguns dos problemas 
mais comuns de performance incluem: 
‐ Produção excessiva de H2O por um poço, quando comparado à produção de poços adjacentes. 
‐ Diminuição da produtividade do poço maior que o esperado em virtude do declínio natural da 
produção. 
Observação registro produção 
         
Testes específicos para diagnosticar problemas 
         
Remediação 
 a) Baixa produtividade 
Existem várias causas para uma baixa produtividade, que incluem problemas no reservatório, a 
restrições no fluxo nas proximidades do fundo do poço ou na própria coluna de produção. 
As causas prováveis podem ser: 
‐ Baixa permeabilidade da formação a hidrocarbonetos. 
‐ Dano na formação. 
‐ Perfurações com baixa penetração ou obstruídas. 
‐ Restrições do fluxo na coluna de produção devido a estrangulamentos / depósitos. 
Se  as  condições  do  reservatório  estão  adequadas,  os  testes  devem  ser  voltados  para  a 
determinação da  localização e grau de extensão (vertical) do dano. Se existe possibilidade de 
obstrução  na  coluna  de  produção,  devido  à  formação  de  depósitos,  colapso  na  tubulação, 
entupimentos, uma medição nos diâmetros dos “casing” é necessária, para localizar a restrição 
do fluxo. 
Uma vez eliminados os problemas de restrição de fluxo na coluna de produção, são realizados 
registros de produção, e  testes são  feitos para obter um perfil da vazão de produção versus 
profundidade, para verificar se partes da formação estão contribuindo ou não para o fluxo, ou 
se a produtividade baixa está uniformemente distribuída nas zonas de produção. 
* Produção excessiva de gás ou H2O 
É um problema muito comum encontrado na produção, e pode ser causado por vários fatores: 
‐ Vazamento nos casing. 
‐ Formação de canais preferenciais entre os casing. 
‐ Fluxo preferencial de gás / H2O através de zonas de alta permeabilidade no reservatório. 
‐ Formação de “cones”.  
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
23/05/2017 
Gráfico e interpretação do registro de fluxo: em zonas específicas 
 % de fluxo no medidor de vazão (spiner) 
* Zona A – Produz 10% do fluxo total. 
* Zona B – Produz ≅	70% do fluxo total. 
* Zona C – Produz 25% do fluxo total. 
*  Zona  A  –  Provavelmente  danificada  durante  a  produção,  talvez  por  obstrução  devido  à 
presença de finos (zona deve ser estimulada). 
* Zona C – Deve ser levemente estimulada. 
* Zona B – Não precisa de estímulo. 
‐ Produção anormal de H2O ou gás (continuação) 
Causas da produção de H2O (canais preferenciais). 
 
‐  Testes  específicos  envolvem:  ultrassom  (ecos),  amostragem  do  cimento,  porém  o  teste 
conclusivo  envolve  a  medição  da  vazão  no  cimento  (que  envolve  o  uso  de  traçadores 
radioativos), medição de temperatura (perfil), etc. 
‐ Remediação: circulação de cimento com compressão próxima à zona de produção óleo / água. 
Fluxo preferencial de gás ou água através de zonas de alta permeabilidade: 
0
20
40
60
80
100
0 25 30 75 100
7300 pés Zona C Zona B Zona A
 
A produção de  água  em  excesso  está  relacionada  à  água  injetada ou  a um bolsão de  água 
proveniente de um aquífero. Um perfil do fluxo de produção pode localizar as áreas de alta ou 
baixa permeabilidade, ou as zonas contribuindo para uma produção anormal. Entretanto, esses 
testes não determinam as causas do processo, particularmente se o local onde a H2O pode estar 
sendo analisada preferencialmente, ou se existe a formação de cones de água são necessários 
testes mais específicos. 
A produção de gás em excesso está relacionada ao fluxo de gás injetado ou devido à presença 
de uma capa de gás. Um perfil do fluxo em determinadas regiões ajuda na localização, mas não 
identifica as prováveis causas. Testes ou registros adicionais são necessários para identificar as 
causas, principalmente se a produção de gás está vindo por cima da região do óleo, devido à 
formação de canais preferenciais ou cones de gás. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
30/05/2017 
‐ Formação de cones (H2O / Gás Natural) 
No caso da formação de um cone de água, a água proveniente de um aquífero adjacente pode 
ascender verticalmente, se houver uma permeabilidade suficiente. 
 
‐ Outras causas relativas à produção de H2O incluem: 
* Fluxo preferencialde H2O abaixo do intervalo perfurado; 
* Fluxo preferencial de H2O através de zona de alta permeabilidade (situada abaixo do intervalo). 
Somente o uso dos registros de produção não são suficientes para distinguir entre formações 
de cones, ou fluxo preferencial em canais. O teste não conclusivo para identificação de cones, 
envolve variar a vazão de produção e verificar a quantidade de H2O / Gás, uma vez que cones 
são sensíveis à variação na vazão, um dos métodos de remediação do problema de formação de 
cones consiste em interromper a produção e deixar a densidade dos fluidos separar novamente 
as fases – isto é mais real no caso de cones de gás, onde a diferença de densidade óleo‐gás é 
grande. 
‐ Problemas de restrição à vazão: 
* Incrustação / depósitos de parafinas, óxidos na coluna de produção; 
* Migração de sedimentos obstruindo os arredores do poço – chamado de dano à formação. 
Os métodos para correção dos danos à formação incluem: fraturamento de áreas específicas, 
acidificação e recanhoneio. 
‐ Métodos empregados na correção dos problemas acima: 
a – No caso de obstrução do fluxo na coluna: 
Efetuar  a  limpeza do poço, que  envolvem  também  substituição de  componentes da  coluna 
(obturadores, por exemplo), sanar vazamentos na coluna, etc. 
b – No caso de dano à formação: 
Acidificação: é o processo no qual ocorre injeção de uma solução contendo um ácido (HCl) ou 
mistura de ácidos (HF + HCl) em uma determinada zona de produção, com o objetivo de dissolver 
parcialmente o material que está obstruindo o fluxo (finos de silicatos (areia) ou calcários (CO3)). 
‐ Dois métodos podem ser empregados: 
* Tratamentos matriciais (desentupir); 
* Tratamento ácido (poros novos). 
Tratamentos matriciais envolvem a injeção de ácido nos poros da formação, tentando dissolver 
os sedimentos e aumentar os poros, aumentando o fluxo. Já o fraturamento ácido envolve o uso 
de ácido a alta pressão para fraturar a rocha e dissolver também sedimentos. Nesse caso, há a 
formação de novos canais, aumentando a permeabilidade. 
Ácidos mais usados: 
HCl – dissolve bem calcários; 
HCl + HF – dissolve bem silicatos. 
Inibidores de corrosão são empregados para que o ácido não ataque o duto de produção, bem 
como os agentes  complexantes do  Fe para  impedir a  formação de precipitados que podem 
obstruir os poros. 
Tratamento por acidificação é indicado quando o material a ser removido é solúvel em ácido. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
06/06/2017 
Fraturamento hidráulico 
No  fraturamento  hidráulico,  um  jato  de  fluido,  sob  alta  pressão  (fluido  de  fraturamento)  é 
aplicado  na  rocha  de  formação,  com  o  objetivo  de  quebra‐la,  e  aumentar  a  porosidade  / 
permeabilidade da  formação  (a  fratura  inicial  tende a  se propagar pela  injeção  contínua do 
fluido).  Para  evitar  que  a  fratura  se  fecha,  diminuindo  a  permeabilidade,  um  agente  de 
sustentação chamado de propante, é empregado. 
O propante normalmente empregado é a areia, mas materiais sintéticos como areia recoberta 
com resina ou materiais cerâmicos de alta resistência também são usados. A dimensão e grau 
de  esfericidade  do  material  usado  como  propante  são  fundamentais  para  o  processo  de 
fraturamento. 
Os  fluidos  usados  no  fraturamento  são  basicamente  soluções  aquosas  com  uma  série  de 
aditivos, um dos principais são substâncias que diminuem a fricção, tornando a mistura de fluido 
+ propante mais fácil de ser bombeada. 
Outros aditivos: 
‐ HCl (15% volume): o aditivo mais usado, específico para rochas calcárias;  
‐ Biocidas; 
‐ Inibidores de corrosão / sequestradores de O2; 
‐ Tensoativos, etc. 
Vantagens do fraturamento: 
‐ Diminui a resistência ao fluxo de óleo nos arredores do poço; 
‐ Probabilidade de se atingir outra área da formação, aumentando a produtividade; 
‐ Aumenta o índice de produtividade do poço. 
24% dos custos totais de perfuração e completação são gastos com fraturamento e bombas. 
14% dos custos totais de perfuração e completação são gastos com propantes. 
* Recompletação: 
Quando  determinada  zona  de  interesse  apresenta  uma  baixa  produtividade,  essa  zona  é 
cimentada  (com cimento comprimido) e  fechada com  tampões mecânicos, e posteriormente 
abandonada. Após esse processo uma nova zona do poço é canhoneada, para continuação da 
produção. 
* Abandono do poço: 
Quando não existe  interesse na  continuação da produção de um poço, esse é abandonado, 
empregando‐se tampões mecânicos (BP – bridge plugs) e tampões de cimento. 
Abandono: 
‐ Permanente: todo equipamento de superfície é retirado. 
‐ Temporário: apenas parte do equipamento é retirado, o poço pode voltar a produzir.