APOSTILA CONTROLE DE POÇOS E EQUIPAMENTOS

Prévia do material em texto

ÚNICA - SEGURANÇA DE POÇOS 
0 
 
 
 
 
 
 
MANUAL DE CONTROLE 
DE POÇOS 
CATEGORIA 
SUPERFÍCIE PERFURAÇÃO 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
ÚNICA - SEGURANÇA DE POÇOS 
1 
 
PREFACIO 
 
 
 
Este volume representa a terceira edição da apostila de controle de poço com opção de 
E.S. C. P Superfície, utilizado nos cursos do programa WELLCAP (IADC WELL 
CONTROL ACCREDITATION PROGRAM). Foram feitas as devidas adaptações na 
apostila até então usada, para a abordagem de todos os tópicos exigidos. Assim 
estamos apresentando um material bem legível e didaticamente mais esclarecedor. Os 
treinando terão inicialmente uma revisão geral dos conceitos fundamentais importantes 
para que possam compreender a aplicação dos métodos de controle. Na seqüência, 
após a abordagem sobre kick e blowout, os procedimentos necessários para o 
completo controle da situação. Todos os tópicos abrangidos nesta apostila visam 
alicerçar os conhecimentos em controle de kick. 
 
Procuramos expor o assunto de maneira a despertar o interesse do treinando e 
conseqüentemente motivá-lo ao aprendizado. Atingindo este objetivo temos motivos 
para satisfação. 
Como esta nova versão ainda não sofreu um seguimento sistemático, solicitamos que 
possíveis erros encontrados aqui sejam comunicados para que possam ser corrigidos 
futuramente. 
 
 
 
 
 
 
 
 
ÚNICA - SEGURANÇA DE POÇOS 
2 
 
ÍNDICE 
 
I - CONCEITOS FUNDAMENTAIS .............................................................................. 05 
A - Tipos de fluidos .................................................................................................................................. 05 
B-Fluido de perfuração ............................................................................................................................. 05 
 1. Propriedades dos fluidos de perfuração ........................................................................................ 05 
 a) Massa específica .......................................................................................................................... 05 
 b) Parâmetros reológicos. .............................................................................................................. 06 
 c) Força gel ...................................................................................................................................... 07 
 d) Salinidade .................................................................................................................................... 07 
 2. Propriedades do fluido após adensar ou diluir ........................................................................... 07 
 
C - Conceitos e cálculos de pressão ........................................................................................................ 08 
 1. Definição de pressão ...................................................................................................................... 08 
 2. Conceito do tubo em "U" e coluna hidrostática. ........................................................................ 08 
 3. Tipo de pressão ................................................................................................................................ 09 
 a) Pressão hidrostática .................................................................................................................... 09 
 b) Gradiente..................................................................................................................................... 10 
 c) Pressão da formação .................................................................................................................. 11 
 d) Pressão na cabeça do poço ....................................................................................................... 12 
 e) Pressão num ponto do poço .................................................................................................... 12 
 f) Diferencial de pressão ................................................................................................................ 12 
 g) Pressão trapeada ......................................................................................................................... 13 
 h) Pressões em condições dinâmicas ........................................................................................... 13 
 i) Pressões no fundo do poço estática e dinamicamente. ......................................................... 14 
 j) Pressão na sapata do revestimento estática e dinamicamente ............................................. 15 
 k) Pressão de absorção ................................................................................................................... 15 
 l) Pressão de fratura ........................................................................................................................ 15 
 m) Pressão gerada no pistoneio .................................................................................................... 15 
 n) Massa específica equivalente .................................................................................................... 15 
 o) Relação volume, altura e seu efeito na pressão ...................................................................... 16 
 p) Cálculos diversos - volume, tempo ......................................................................................... 17 
 
II - KICK E BLOWOUT ................................................................................................... 18 
 1. Definição. ......................................................................................................................................... 18 
 2. Fluxos da formação para o poço .................................................................................................. 19 
 A- Causa do fluxo intenciona ....................................................................................................... 19 
 B - Causas do fluxo não intencional ............................................................................................ 19 
 1. Incorreto abastecimento do poço ............................................................................................ 19 
 2. Pistoneio ..................................................................................................................................... 21 
 3. Perda de circulação ................................................................................................................... 24 
 4. Massa específica do fluido insuficiente .................................................................................. 24 
 5. Corte do fluído de perfuração .................................................................................................. 25 
 6. Cimentação .................................................................................................................................. 27 
ÚNICA - SEGURANÇA DE POÇOS 
3 
 
 3. Pressão anormal ........................................................................................................................... 28 
 4. Indicadores de aumento da pressão de poros ......................................................................... 31 
 A - Indicadores diretos de pressão anormal ............................................................................... 31 
 B - Indicadores indiretos ............................................................................................................... 34 
 5. Detecção de kick ..........................................................................................................................34 
 A -Os Indícios de kick perfurando .............................................................................................. 34 
 B - Indício de kick durante a manobra ........................................................................................ 36 
 C - Indício de kick durante uma perda de circulação ................................................................ 36 
 6. Importância da rápida detecção de um kick ............................................................................... 37 
 7. Distinção entre indicadores de kick e outras ocorrências. ........................................................ 37 
 
III – PROCEDIMENTOS ................................................................................................ 38 
 A - Os Instrumentos de Detecção de Kick...................................................................................... 38 
 B - Informações Prévias ...................................................................................................................... 38 
 C-Flow Check. ...................................................................................................................................... 44 
 D - Comportamento do Fluido Invasor ........................................................................................... 45 
 E- Fechamento do Poço ..................................................................................................................... 48 
 F - Monitora mento do poço após o Fechamento .......................................................................... 53 
 G - Na ocorrência de uma Perda Total de Circulação ................................................................... 58 
 H – Manobrando ................................................................................................................................. 58 
 l - Treinamento do Controle de Poços ............................................................................................. 60 
 J - Competência da Formação ............................................................................................................ 60 
 L - Operações de Stripping ................................................................................................................. 64 
 M-Gás Raso .......................................................................................................................................... 67 
 
IV - CARACTERÍSTICAS E COMPORTAMENTO DO GÁS ....................................... 68 
 A-Tipos de Gás .................................................................................................................................... 68 
 1. Hidrocarbonetos........................................................................................................................ 68 
 2. Gases Tóxicos ............................................................................................................................. 69 
 B - Efeito da Densidade do Gás ........................................................................................................ 71 
 C - Migração do Gás ............................................................................................................................ 71 
 D - Expansão do Gás .......................................................................................................................... 71 
 E - Compressibilidade e comportamento de fases .......................................................................... 72 
 F - Solubilidade na Lama .................................................................................................................... 72 
 
V - INFORMAÇÕES SOBRE O KICK. ........................................................................... 74 
 A - Dados na Ocorrência .................................................................................................................... 74 
 B - Determinação de outros dados .................................................................................................... .75 
 
VI - MÉTODOS DE CONTROLE COM A BHP CONSTANTE .................................. 79 
 A - Objetivos dos Métodos de Controle .......................................................................................... 79 
 B - Princípios dos Métodos de Controle com BHP Constante .................................................... 79 
 C - Métodos de Controle .................................................................................................................... 80 
 1. Método do Sondador ................................................................................................................ 80 
 2. Método do Engenheiro ............................................................................................................ 85 
 3. Método Volumétrico ................................................................................................................ 86 
ÚNICA - SEGURANÇA DE POÇOS 
4 
 
 D - Planilha de Controle do Poço. .................................................................................................... 91 
 E - Procedimentos de Controle ......................................................................................................... 92 
 1. Como Ligar e Desligara Bomba Mantendo a BHP .............................................................. 92 
 2. Manuseio do Choke Durante o Procedimento de Controle ............................................... 92 
 3. Problemas Durante a Circulação de um Kick (situações especiais) .................................. 92 
 4. Considerações sobre o Uso do Diverter. ............................................................................... 96 
 F - Outros Métodos de Controle de Poço ....................................................................................... 97 
 1. Buliheading ................................................................................................................................. 97 
 2. Circulação Reversa Durante o Teste de Formação .............................................................. 98 
 
VII - COMPORTAMENTO NA SAPATA ....................................................................... 98 
A- Pressões na Sapata. ......................................................................................................................... 98 
B-Tempo Para o Gás Atingir a Sapata .............................................................................................. 99 
 
VIII - MARGEM DE SEGURANÇA ................................................................................ 100 
 Valor mínimo ........................................................................................................................................ 100 
 Valor máximo ....................................................................................................................................... 101 
 
IX - SITUAÇÕES ESPECIAIS .......................................................................................... 102 
 1. Controle de kick em poços horizontais ................................................................................. 102 
 2. Controle de kick em poços delgados ...................................................................................... 106 
 3. Controle de kick em poços multilaterais ................................................................................ 107 
 4. Ocorrência de kick havendo solubilidade do gás ................................................................ 107 
 
X - CONCEITO DE TOLERÂNCIA AO KICK .............................................................. 108 
 
XI - PROCEDIMENTOS OPERACIONAIS PREVENTIVOS ......................................113 
 1. Procedimentos na troca de turma ........................................................................................... 113 
 2. Perfurando .................................................................................................................................. 114 
 3. Manobrando ............................................................................................................................... 114 
 4. Perfilagem e canhoneio ............................................................................................................ 116 
 5. Testes de formação, testes de produção ou pescaria ............................................................ 117 
 6. Perda dê circulação. .................................................................................................................. 117 
 7. Adestramento .............................................................................................................................. .117 
 
XII - RESPONSABILIDADE ESPECÍFICA APÓS O FECHAMENTO ....................... 118 
 TABELAS DE CAPACIDADES .................................................................................................. 120 
 TABELAS DE CAPACIDADES DAS BOMBAS DUPLEX E TRIPLEX .......................... 123 
 TABELA DE CONVERSÃO DE UNIDADES ....................................................................... 125 
 
BIBLIOGRAFIA. ............................................................................................................... 126 
 
 
ÚNICA - SEGURANÇA DE POÇOS 
5 
 
CONTROLE DE KICK 
 
I. CONCEITOS FUNDAMENTAIS 
A - TIPOS DE FLUIDOS 
Os tipos de fluidos mais utilizados na perfuração e completação de poços de petróleo 
são: 
a) À base de água 
b) À base de óleo natural (OBM) 
c) À base de óleo sintético (SOBM) 
d) Gasosos (nitrogênio, ar ou gás natural) 
e) Mistos (névoas, espuma ou fluidos aerados) 
f) Pasta de cimento 
g) Fluido de completacão 
 
 
B - FLUÍDO DE PERFURAÇÃO 
Os fluidos de perfuração tem as seguintes funções: 
a) Reter os fluidos das formações impedindo influxos 
b) Remover para a superfície os cascalhes cortados pela broca. 
c) Limpar, resfriar e lubrificar a coluna de perfuração e a broca. 
d) Evitar desmoronamento das paredes do poço. 
e) Manter os cascalhes em suspensão quando não houver circulação. 
f) Transmitir potência hidráulica à broca. 
g) Evitar ataques à coluna de perfuração. 
 
É evidente que para um bom desempenho, o fluido de perfuração necessita apresentar 
propriedades condizentes com as solicitações. 
 
1 - Propriedades do fluido de perfuração 
As propriedades do fluido de perfuração que estão mais relacionadas com controle de 
kick são: 
a) Massa específica 
Massa específica é a massa por unidade de volume. No campo se chama comumente 
de "peso específico". 
É a propriedade obtida peia relação entre a massa e um vofume. Expressando isto 
numa equação, para uma determinada amostra, tem-se: 
 = M/V 
p - massa específica 
M - massa da lama contida na amostra 
V - volume da amostra 
 
ÚNICA - SEGURANÇA DE POÇOS 
6 
 
A unidade de massa específica mais utilizada é a libra massa por galão (Ibm/gal). Usa-
se costumeiramente (Ib/gal). 
O controle da massa específica é um dos fatores básicos na prevenção de kick, visto 
ser a propriedade responsável pela geração da pressão hidrostática. A baritina e a 
hematita são aditivos utilizados para aumentar a massa específica, sendo a baritina a 
que mais se utiliza. 
 
A remoção mecânica de sólidos, seguida ou não de diluição, é usada para reduzir a 
massa específica. Valores de massa específica elevados podem criar problemas na 
perfuração, tais como: dano à formação, redução da taxa de penetração, prisão 
diferencial e perda de circulação. Seu valor deve estar num range aceitável, sendo 
acrescida de uma margem de segurança em relação à massa específica equivalente à 
pressão de poros da formação esperada na fase do poço, normalmente entre 0,3Ib/gal 
e 0,5lb/gal. 
 
A massa específica também influencia as perdas de carga por fricção ao longo do 
percurso do fluido de perfuração, e nos orifícios, tais como: Jatos da broca e no choke 
ajusíável. 
 
• Equivalência entre unidades: 
 
1g/cm3 = 1kg/l = 8,33lbm/gal = 62,4lbm/pé3 
1bbl = 42gal = 5,6 pé3 159 litros 
 
 
A massa específica é determinada através da balança densimétrica, cujas 
unidades possíveis são: 
 
Ib/gal, Ib/pe3, g/cm3 e"psi/1000pés 
 
A balança densimétrica deve ser frequentemente calibrada com água doce a 21 °C que 
deve medir 8,33lb/gal. 
 
Calibrando-se a balança com regularidade isto assegura resultados corretos na 
determinação da massa específica do fluido. A balança pressurizada dá uma medida 
mais acurada do valor da massa específica. Costumeiramente utilizada para medir a 
massa específica de uma pasta de cimento. 
b) Parâmetros reológicos 
São as propriedades relacionadas com o fluxo do fluido no sistema de circulação. Os 
mais comuns são: a viscosidade plástica, medida em centipoise e o limite de 
escoamento, expresso em lb/100pe2. A viscosidade plástica depende da concentração 
de sólidos no fluido de perfuração e o limite de escoamento é uma medida da interação 
ÚNICA - SEGURANÇA DE POÇOS 
7 
 
eletroquímica entre os sólidos do fluido. Estes parâmetros são responsáveis pela perda 
de carga por fricção no regime laminar, desempenhando um papel importante na 
pressão de bombeio, num determinado ponto do poço durante a circulação e no 
pistoneio hidráulico. Detectado alterações nos seus valores podem indicar uma 
contaminação do fluido de perfuração por um influxo 
Em termos práticos a viscosidade traduz a dificuldade que um fluido apresenta ao 
bombeamento. Quanto maior for à viscosidade, maior será a pressão necessária para 
bombear o fluido a uma vazão determinada, para um mesmo sistema de circulação. É 
medida através de um viscosímetro rotativo ou o funil Marsh. Enquanto o viscosímetro 
rotativo dá uma medida científica da viscosidade, o funil Marsh serve apenas para 
fornecer dados comparativos de viscosidade entre duas amostras de fluidos de 
perfuração. 
c) Força gel 
É uma medida da resistência em se movimentar o fluido de perfuração a partir do 
repouso, expressa em lb/100pe2. Quando seu valor é alto resulta em pistoneio 
elevado, dificuldade na separação do gás da lama na superfície e redução da 
velocidade de migração do gás. 
d) Salinidade 
É a concentração de sais no fluido de perfuração. Os sais são incorporados ao fluido 
de perfuração como aditivos ou como contaminantes. Neste último caso, um aumento 
ou diminuição da salinidade pode indicar influxo de água salgada ou de água doce da 
formação para o poço. Um aumento da salinidade do fluido de perfuração implica na 
sua floculação e o conseqüente acréscimo da viscosidade, da força gel e do filtrado. 
2 - Propriedades do fluido após adensar ou diluir. 
 
Quando se adicionam materiais adensantes ao fluido de perfuração aumenta os sólidos 
em suspensão e isto resulta também em alteração nas propriedades do mesmo. Isto 
pode requerer, em certos casos, tratamento para restabelecer os valores adequados. 
Por exemplo, necessita-se de maior força para romper a inércia do fluido, isto quer 
dizer que aumenta a força gel. 
 
A viscosidade plástica também aumenta visto que com o acréscimo do número de 
partículas, cresce o atrito entre as mesmas. Como, igualmente, a força entre as 
partículas se altera, tem-se um aumento do limite de escoamento. 
 
Quando se faz à diluição na realidade aumenta-se o espaçamento entre as partículas e 
conseqüentemente reduzem-se as propriedadesjá mencionadas. 
 
 
ÚNICA - SEGURANÇA DE POÇOS 
8 
 
C - CONCEITO E CÁLCULOS DE PRESSÃO 
1 - Definição de pressão 
É a força aplicada por unidade de área. Em termos matemáticos, a equação é: 
P = F/A 
Sendo que: 
P - pressão 
F - força 
A - área 
 
As unidades mais usuais são: 
Pascal (Newton/metro quadrado) - N/m2 
Quilograma força/centímetro quadrado - kgf/cm2 
Psi - libra força/polegada quadrada - Ibf/in2 
Atm - atmosfera 
Bar 
 
Relação entre as unidades: 
 
1Kgf/cm2 = 105 Pa (Pascal) 
1Kgf/cm2 =14,22psi 
1Atm = 14,70psi 
1Atm = 1,033Kgf/cm2 
1bar =1,02kgf/cm2 
 
2 - Conceito do tubo em 'U' e coluna hidrostática 
 
Em um tubo em 'U' é possível a existência de fluidos diferentes nos ramos, mas na 
base do tubo forçosamente a pressão é a mesma. Isto implica que no ramo que contém 
fluido mais denso, o nível com certeza está mais baixo.Isto é o que acontece quando 
se injeta um tampão pesado na coluna antes de iniciar a retirada da mesma. O interior 
da coluna e o anular forma um tubo em 'U'. 
 
Isto significa que a pressão no fundo do poço, quando o sistema está em equilíbrio, é a 
mesma raciocinando-se tanto pelo interior da coluna como pelo espaço anular. Não 
importa que fluidos existam no anular e coluna. Fig.1 
 
 
ÚNICA - SEGURANÇA DE POÇOS 
9 
 
 
Observa-se que a pressão exercida na parte final do tubo em 'U,' quando nenhuma 
pressão existe na parte superior dos ramos, é apenas a pressão exercida pela coluna 
de fluido existente nos mesmos. Esta coluna de fluido nomina-se: coluna hidrostática. A 
pressão exercida é uma função da altura da coluna e do peso do fluido. O princípio do 
tubo em U,' será muito utilizado no decorrer do curso. 
 
3 - Tipos de pressão 
a) Pressão hidrostática 
É a pressão exercida pelo peso de uma coluna de fluido. Aplicando-se o conceito de 
pressão, tem-se: 
 
Ph = Peso da coluna de fluido/Área 
massa específica -  = M/V 
peso específico - pesp = Peso/V 
aceleração da gravidade - g 
Ph = g x  x Dv Psi = Ibf/in2 
Ph = g x (lbf/g)/231in3 x 39,37in 
Ph = 39,37/231 x  x Dv 
Ph = 0,1704 x Ibf/in2 
Ph = 0,17 x  (lb/gal) x Dv(m) 
"Dv" na equação refere-se à profundidade vertical. 
 
Neste caso em um poço direcional que utiliza o mesmo fluido que um vertical, à mesma 
profundidade vertical, ambos têm a mesma pressão hidrostática, embora tenham 
profundidade medidas diferentes. Logo se constata que a pressão hidrostática é função 
da massa específica e da altura do nível de fluido no poço. A queda de nível de fluido 
resulta numa queda da pressão hidrostática e conseqüentemente da pressão no fundo 
do poço (BHP). O mesmo acontece com a redução da massa específica do fluido. 
Assim a variação na massa específica ou no nível de fluido afeta diretamente a pressão 
hidrostática. 
 
Quando se trata de gases a pressão hidrostática é calculada da seguinte maneira: 
 
 
 
ÚNICA - SEGURANÇA DE POÇOS 
10 
 
 
Yg - densidade do gás em relação ao ar 
Phg - pressão hidrostática do gás 
PT - pressão absoluta no topo da bolha 
PB - pressão absoluta na base da bolha 
D — altura do gás 
Z - fator de compressibilidade do gás 
T - temperatura absoluta do gás, °F 
 
Para pequenas colunas de gás pode-se estimar a pressão hidrostática da mesma com 
a fórmula utilizada para os líquidos. 
 
b) Gradiente 
Gradiente de pressão é a pressão devida a uma coluna de fluido por uma unidade de 
comprimento. 
G = P/h 
 
Unidades usuais: Psi/m; Psi/pe; kg/cm2/m 
 
Equivalência entre unidades: 
0,10 Kg/cm2/m = 0,433psi/pe = 1,42psi/m 
 
O gradiente de um fluido é, portanto, dado pela seguinte expressão: 
Ph.= 0,17x  x h= G = 0,17x  
 
Exemplo: 
Observe o tubo em 'U' abaixo: 
 
 
Calcule: 
1. A altura do fluido na coluna (Da) 
2. A distância da mesa rotativa ao topo do fluido na coluna 
3. O gradiente do fluido na coluna e no anular 
Dados: 
a = 10,5Ib/Gal 
b = 10,0Ib/Gal 
Db = 300 metros 
ÚNICA - SEGURANÇA DE POÇOS 
11 
 
4. Caso o gradiente da [ama na coluna fosse 1,82psi/m, qual a massa específica 
deste fluido? 
5. A pressão na base do tubo em kgf/cm2 
 
Respostas: 
1. 0,17 x 10,5 x ha = 0,17 x 10 x 3000 => ha = 2857,14m 
2. X = 3000 - 2857,14 = 142,86m 
3. Ga = 0,17x10,5 = 1,785psi/m 
 Gb = 0,17x 10 = 1,7psi/m 
4. Ga = 1,82/0,17 = 10,7lb/gal. 
5. 5100/14,22 = 358,65 kgf/cm2 
Exemplo: 
Determinar a pressão hidrostática de uma coluna de gás de 3300 metros, cuja 
densidade é de 0,63, sabendo-se que a pressão no topo da mesma é de 3200 psi. 
Sabe-se que a temperatura média do gás é de 110°F e o fator de compressibilidade 
médio é de 0,84. 
Resposta: 
 
 
PB = (3300 + 15) x e 
PB = 4313PSIA ou 4298psi 
Phg = PB – PT = 4298 – 3300psi = 998psi 
 
c) Pressão da formação (Pp) 
É a pressão existente nos poros da rocha a ser perfurada. As formações são 
classificadas de acordo com a variação do seu gradiente (Gp) da seguinte maneira: 
1,42 psi/m < Gp < 1,53 psi/m - normal. 
Gp > IjSSpsi/m - anormalmente alta. 
Gp < 1,42 psi/m -anormalmente baixa. 
ÚNICA - SEGURANÇA DE POÇOS 
12 
 
1,42psi/m - gradiente da água doce 
1,53psi/m - gradiente da água salgada 
A pressão anormalmente alta está associada, normalmente, à deposição rápida de 
sedimentos reduzindo a velocidade de expulsão da água dos poros da rocha, gerando 
o processo conhecido por sub-compactação. A perfuração em zonas de pressão 
elevada deve cuidadosamente ser monitorada para que a pressão atuante na formação 
portadora seja sempre maior que a pressão de poros desta formação. 
As formações com pressão anormalmente baixa estão associadas à depleção. O 
gradiente de absorção é baixo resultando em perda de circulação durante a perfuração. 
 
d) Pressão na cabeça do poço 
É a pressão registrada na superfície, podendo ser tanto no interior da coluna quanto no 
anular. 
 
e) Pressão num ponto do poço 
É função da pressão atuando na superfície (Ps) e da respectiva hidrostática (Ph) até 
àquele ponto. 
PP = Ps + Ph 
f) Diferencial de pressão 
Enquanto se perfura, trabalha-se com um diferencial de pressão entre a pressão no 
fundo do poço (BHP) e a pressão da formação (Pp), Fig.2. Diz-se que o diferencial é 
positivo quando a pressão no fundo do poço é superior à da formação e negativo 
quando o contrário ocorre. Quando o diferencial de pressão é positivo está isenta a 
possibilidade de um fluxo da formação para o poço. Quando este diferencial é negativo 
existe a condição para um influxo ocorrer. 
 
 
ÚNICA - SEGURANÇA DE POÇOS 
13 
 
g) Pressão trapeada 
Quando se tem um registro de pressão no anular ou no interior da coluna, que é 
superior à necessária para contrabalançar a pressão da formação, diz-se que existe 
pressão trapeada. A pressão pode ser trapeada em um poço em kick tanto pela 
migração do gás como pelo fechamento do poço com a bomba ainda em movimento, 
estas são as maneiras mais comuns. Na abertura de uma linha de fluxo deve-se ter os 
devidos cuidados em virtude da possibilidade da existência de pressão trapeada. 
 
h) Pressões em condições dinâmicas 
Quando existe circulação em um poço, a somatória das resistências ao movimento do 
fluido ao longo do seu percurso é o principal elemento que fornece a medida da 
pressão de bombeio. Estas resistências são nominadas perdas de carga no sistema de 
circulação. No manômetro do bengala, o registro é feito a partir deste ponto. O tubo em 
'U' apresentado na Fig.3, representa, através dos seus ramos, o interior da coluna, o 
anular e na base a broca.A pressão de bombeio lida durante a circulação é o somatório destas perdas de carga 
localizadas quando existe o mesmo fluido, no interior da coluna e anular. Assim tem-se: 
 
PB = APc = Ps + Pint + Pb + Pan 
 
 
PB - pressão de bombeio 
APc - somatório das perdas de carga 
Ps - perda de carga na superfície 
Pint - perda de carga no interior da coluna 
Pb - perda de carga na broca 
Pan - perda de carga no espaço anular. 
ÚNICA - SEGURANÇA DE POÇOS 
14 
 
Quando tem-se peso de fluidos equivalentes diferentes no interior da coluna e no 
anular, a pressão de bombeio é afetada pela diferença de hidrostática, como por 
exemplo, quando existe uma grande geração de cascalho. A equação geral da pressão 
de bombeio ou circulação é escrita da seguinte maneira: 
PB = Ps + Pint + Pb + Pan + (Pha - Phi) 
Pha - Pressão hidrostática do anular 
Phi - Pressão hidrostática do interior da coluna. 
 
As perdas de carga são funções dos parâmetros reológicos, do peso específico do 
fluido, do regime de fluxo, dos diâmetros da coluna e espaços anulares e da 
rugosidade bem como dos diâmetros dos jatos da broca. 
 
Exemplo de aplicação: 
São dadas as seguintes perdas de carga no sistema de circulação: 
Ps - 60psi 
Pint - 240psi 
Pb-1300psi 
APan-100psi 
Devido à grande quantidade de cascalho no anular a hidrostática do mesmo é 
50psi acima da do interior da coluna. 
 
Calcule: 
1. A pressão de bombeio enquanto perfurando 
2. A pressão de bombeio na mesma profundidade, circulando com o poço limpo 
 
Resposta: 
1. PB = 60 + 240+ 1300 + 100 + 50 = 1750psi 
2. PB = 60 + 240+ 1300 + 100 = 1700psi 
 
i) Pressões no fundo do poço (BHP) estática e dinamicamente 
Quando não existe circulação a única pressão atuando no fundo do poço (BHP) é a 
pressão hidrostática. Então: 
BHP = Ph 
 
Em condições dinâmicas deve-se considerar que a lama, após passar pelos jatos da 
broca, possui uma energia suficiente para vencer as resistências ao fluxo no anular. 
Neste caso a lama está pressurizada no fundo do poço, num valor correspondente às 
perdas de carga do anular. A BHP, acrescida deste valor é: 
BHP = Pan + Ph 
 
ÚNICA - SEGURANÇA DE POÇOS 
15 
 
Caso a circulação esteja sendo realizada pelo choke, onde se constata uma perda de 
carga localizada, Pch, então a BHP é: 
BHP = Pan + Ph + Pch 
 
j) Pressão na sapata do revestimento estática e dinamicamente 
Sem circulação, a pressão atuando na sapata, é apenas a hidrostática: 
 
Psap = Phsap 
 
Com circulação, a poço aberto, a pressão na sapata é: 
 
Psap = Phsap + Pan,csg 
 
Pan.csg — perdas de carga no anular casing 
 
Havendo circulação pelo choke, a pressão na sapata será acrescida da perda 
localizada no choke. Á equação que expressa isto, é: 
 
Psap = Phsap + Pan,csg + Pch 
 
k) Pressão de absorção (Pabs) 
É aquela pressão que atuando numa formação faz com que a mesma inicie a absorção 
do fluido de perfuração. Neste caso não houve ainda o rompimento da formação. Na 
perfuração não se trabalha com a perspectiva de fraturar e sim de absorver. No 
entanto, para ressaltar a importância de se está atento, considera-se a absorção como 
se fosse a fratura. O controle, para que esta pressão não seja atingida, é feito pelo 
monitoramento da pressão na superfície, como será visto posteriormente. 
 
í) Pressão de fratura (Pfra) 
Neste caso, em face da pressão atuando numa determinada formação, a mesma atinge 
o rompimento mecânico; ultrapassou a absorção. Nos trabalhos de estimulação de 
poços, este limite é atingido intencionalmente. 
 
m) Pressão gerada no pistoneio 
O pistoneio é o efeito pistão no poço. Quando ocorre na descida da coluna, cria-se uma 
sobre carga na formação que pode fraturá-la e provocar uma perda. Se ocorrer na 
retirada da coluna promove um alívio da pressão no fundo do poço. 
 
n) Massa específica equivalente 
É a massa específica de um fluido cuja hidrostática, à mesma profundidade, é igual à 
de uma situação anterior. Pode-se ilustrar isto do seguinte modo: 
ÚNICA - SEGURANÇA DE POÇOS 
16 
 
 
 
 
Na situação (1) observa-se que o poço contém duas lamas de peso distintos. Na 
situação (2) tem-se uma lama cuja hidrostática é igual à da situação (1). Então a lama 
da situação (2) é equivalente àquela situação. 
 
Conforme já foi mostrado anteriormente, quando se está circulando, a pressão atuando 
no fundo do poço é acrescida das perdas de carga do anular. 
 
Isto para o fundo do poço e para qualquer ponto no mesmo, considerando-se as perdas 
de carga daquele ponto para cima. Neste momento é como se tivesse no poço uma 
lama cuja massa específica resulta numa pressão hidrostática igual à pressão atuando 
no fundo. Esta lama tem massa específica equivalente àquela situação. Daí o conceito 
de (ECD) que é a Densidade Equivalente de Circulação. Neste caso a massa 
específica equivalente é calculada da seguinte maneira: 
 
ECD = equi = (Ph +Pa)/0,17 x Profundidade 
 
Quando a circulação é interrompida perde-se (ECD). É o que acontece quando se faz o 
flow check durante a perfuração. Quando se faz o flow check nas manobras não há 
perda de (ECD). 
 
o) Relação Volume altura e seu efeito na pressão 
Quando tem-se um dado volume num revestimento ou poço aberto o mesmo é o 
produto da capacidade correspondente pela altura. Suponhamos que num revestimento 
tem-se uma altura "h" de fluido. O volume correspondente é: 
V = h x Crev 
 
Crev. — capacidade do revestimento. 
 
ÚNICA - SEGURANÇA DE POÇOS 
17 
 
A Capacidade Hidrostática (Cap. Hid), cuja unidade é psi/bbl, indica a pressão 
hidrostática exercida por 1 bbl de determinado fluido, num determinado ambiente. 
Ph= 0,17 x  x Dv. 
 
No revestimento, como já visto, h = V/Crev. 
 
Então, 
 
Cap.Hid = Ph/V  Cap. Hid = (0,17 x )/Crev 
 
Ph = Cap. Hid x V 
 
A capacidade hidrostática será muito utilizada posteriormente. 
 
 
 
p) Cálculos diversos 
• Volume de um tanque 
 
 
• Volume de um cilindro 
 
 
 
ÚNICA - SEGURANÇA DE POÇOS 
18 
 
• Capacidade volumétrica 
 
Cap = 0,003187 x (Dp2 - Dt2)  anular 
Cap = 0,003187 x D2  interior 
 
Dt - diâmetro interno em polegadas 
Dp - diâmetro externo em polegadas 
Cap - em bbl/m 
 
• Volume do anular 
Van = Can x han 
Can - Capacidade do anular 
han - altura do anular 
 
• Tempo de circulação 
T = Vcirc/Velocidade da bomba 
Vcirc — volume a ser circulado em strokes de bomba 
VB - velocidade da bomba, spm 
 
Com a fórmula acima se pode calcular: 
1. Tempo total de circulação (interior + anular) 
2. Tempo de circulação da superfície a broca (interior) 
3. Tempo de circulação da broca a sapata. 
4. Tempo de circulação da broca a superfície (anular) 
 
lI - KICK E BLOWOUT 
1 - DEFINIÇÃO 
KICK - É o fluxo inesperado e indesejado de fluido da formação para o poço. 
 
Neste caso o fluxo é controlado. Perdeu-se o controle da primeira barreira, isto é, a 
ação da pressão hidrostática sobre a rocha, mas tem-se o controle da segunda barreira 
que é o equipamento de segurança. 
 
BLOWOUT - É o fluxo descontrolado de fluido da formação para o poço. 
 
Neste caso perdeu-se o controle da primeira e da segunda barreira. 
 
 
ÚNICA - SEGURANÇA DE POÇOS 
19 
 
2 - FLUXOS DA FORMAÇÃO PARA O POÇO 
O fluxo da formação para o poço pode ser: intencional e não intencional. 
 
A - CAUSA DO FLUXO INTENCIONAL 
Neste caso o fluxo é desejado, não é considerado um kick. Para que este tipo de fluxo 
ocorra provoca-se uma redução da pressão atuantenuma formação portadora. Isto 
ocorre nas seguintes situações: 
1.Teste de Formação 
2. Completação 
 
B - CAUSAS DO FLUXO NÃO INTENCIONAL 
Assim como ocorre com o fluxo intencional, uma redução da pressão atuante na 
formação portadora também acontece não intencionalmente. Neste caso o cenário é de 
um kick. Quando tal fato ocorre com a coluna no fundo do poço, e na formação abaixo 
da broca, a relação entre â BHP e a pressão de poros, Pp, desta formação é:. 
BHP < Pp 
 
BHP - pressão de fundo (Bottom Hole Pressure) 
 
As causas mais comuns que provocam esta redução de pressão são: 
1. lncorreto abastecimento do poço 
2. Pistoneio 
3. Perda de circulação 
4. Massa específica do fluido insuficiente 
5. Corte do fluido de perfuração. 
6. Cimentação inadequada 
 
A seguir será feito um comentário sobre cada uma destas causas. 
 
1 Incorreto abastecimento do poço 
Ci – capacidade interna do tubo 
Ca – capacidade do anular 
Crev – capacidade do revestimento 
Cd – capacidade de deslocamento 
Crev = Ca + Cd + Ci 
ÚNICA - SEGURANÇA DE POÇOS 
20 
 
 
 
Quando a coluna é retirada do poço sem abastecimento, o nível de fluido cai de uma 
altura "h", Fig.7, que corresponde a um volume V que é exatamente o volume de aço 
retirado. O cálculo deste volume em função do "h", é: 
 
Vaço = (Can + Ci) x h = (Crev - Cd) x Dv 
Vaço = L x Cd 
 
L - comprimento do aço retirado 
 
A redução da pressão hidrostática no fundo é: 
Ph = 0,17 x m x Dv 
 
Quando a coluna está aberta o deslocamento na descida no poço se deve apenas à 
massa de aço descida no mesmo. 
 
Quando o fluido do poço está impedido de penetrar na coluna que desce no poço 
devido à existência de um inside BOP, por exemplo, o deslocamento será total. 
Cdt = Cd + Ci 
 
Exemplos: 
Qual a redução de pressão no fundo do poço quando se retira 10 seções de tubos de 
perfuração sem abastecer? Dados: revestimento de 9 5/8" - 36lb/pé - K55. DF de 5", 
19,5lb/pé. Fluido de perfuração de 10lb/gal. 
Resposta: 
Crev = 0,2536bbl/m. Capacidade de deslocamento do tubo, Cd = 0,0247bb!/m. 
 
 (Crev - Cd) x h = 6,775bbl 
 
Ph = 0,17 x 10 x 29,60 = 50psi 
 
Qual a redução de pressão em frente a uma zona canhoneada, quando se retira 20 
seções de tubing de 2 7/8" - de peso nominal de 6,5 Ib/pé de um revestimento de 7" - 
23 Ib/pé? O fluido de completação tem peso de 8,4 Ib/gal e a seção é 60 pés. 
 
Respostas: 
Can + Ci = Crev - Cd 
ÚNICA - SEGURANÇA DE POÇOS 
21 
 
Can = 0,003187 x (6,3662 - 2,8752) = 0,1028bbl/m 
Tubos de produção, Dl = 2,441 "(in) 
Ci = 0,003187 x (2,4412) = 0,01898bbl/m 
Cd = 0,003187 x (2,8752 - 2,4412) = 0,0073bbl/m 
 
 
Ph = 0,17 x 8,4 x 22 = 31psi 
 
2 Pistoneio 
O pistoneio refere-se à ação pistão - cilindro da coluna de perfuração no poço. Dois 
tipos de pistoneio podem aparecer na manobra da coluna de perfuração: o pistoneio 
hidráulico e o mecânico. Numa retirada normal da coluna o nível do fluido de 
perfuração no poço tende a baixar. Quando existe um retomo na calha, durante a 
ascensão da coluna, é indicativo de que está havendo um pistoneio mecânico. 
 
Fatores que promove um pistoneio: 
a) Geometria do poço e tubos 
b) Profundidade do poço 
c) Reologia do fluido de perfuração " 
d) Condições do poço e propriedade do fluido de perfuração 
e) Velocidade da retirada e descida da coluna 
f) Configuração do BHA 
 
A descida da coluna de perfuração ou de revestimento produz um aumento da pressão 
no fundo resultado do efeito gerador do pistoneio hidráulico, nominado surgência de 
pressão (surge pressure) que a depender da velocidade excessiva pode induzir uma 
perda. A retirada da coluna, se pistoneando, causará um alívio da pressão no fundo 
devido o movimento ascendente da coluna através do fluido de perfuração. 
 
Uma diminuição do peso do fluido pode induzir o pistoneio hidráulico. Esta redução 
pode ocorrer devido o uso de centrífuga para remover a baritina, diluição, efeito da 
temperatura sobre o fluido de perfuração etc. 
 
 
 
 
ÚNICA - SEGURANÇA DE POÇOS 
22 
 
a) Pistoneio Mecânico 
Provoca a remoção da lama a partir de um determinado ponto do poço devido ao 
enceramento da broca, estabilizadores ou reamer ou quando se retira uma coluna com 
a borracha do packer não totalmente recolhida. 
 
A hidrostática do interior da coluna é reduzida em virtude da redução do volume de 
fluido no seu interior para preencher o espaço vazio abaixo do elemento encerado. O 
efeito de sucção associado à queda de hidrostática provocará um kick. Uma vez 
detectado, deve-se voltar à coluna ao fundo do poço e trabalhar na tentativa de 
desobstruir o enceramento. Sempre que ocorrer o pistoneio mecânico é verificado um 
aumento do drag tendo em vista que o enceramento o provoca. De modo que um 
aumento do drag pode está associado ao pistoneio mecânico. 
 
Com o intuito de se evitar o efeito do pistoneio mecânico deve-se observar se há fluxo 
na retirada da coluna. 
 
Caso haja fluxo, circular, visando à remoção dos detritos da formação que estão 
promovendo o enceramento; descer a coluna até o fundo, insistindo na remoção da 
causa do pistoneio. Caso estas tentativas não tenham êxito e a coluna tenha de ser 
retirada, deve-se fazê-lo com a bomba. Sempre que um pistoneio for detectado na 
retirada da coluna, primeiramente o poço deve ser observado. Ocorrendo fluxo o poço 
deve ser fechado, sem perda de tempo. A descida, neste caso, será através de um 
stripping in. 
 
b) Pistoneio hidráulico 
Este tipo de pistoneio, também conhecido por SWAB, cria uma pressão negativa que 
reduz a hidrostática na formação portadora. A expressão que fornece a pressão gerada 
pelo pistoneio é: 
 
 
P — pressão de pistoneio (psi) 
L - comprimento da tubulação (metros) 
LE - limite de escoamento (lb/100 pes2) 
VP - viscosidade plástica do fluido, centipoises (cp) 
dt— diâmetro do poço ou diâmetro interno do revestimento (pol) 
dp - diâmetro externo do tubo de perfuração (pol) 
V - velocidade da manobra (m/min) 
MSM - margem de segurança de manobra (Ib/gal) 
Dv - profundidade vertical do poço (m) 
ÚNICA - SEGURANÇA DE POÇOS 
23 
 
 
MSM = 2 x P/(0,17x Dv) 
 
É necessário que se adicione uma margem de segurança na massa específica do 
fluido de perfuração para minimizar os riscos de uma ocorrência de kick devido o 
pistoneio hidráulico. Como a condição mais desfavorável é o início da manobra, toma-
se esta condição para avaliação da MSM. 
 
Pode-se diminuir a pressão gerada no pistoneio reduzindo-se a viscosidade do fluido 
de perfuração a valores mínimos permitidos, também controlando a velocidade de 
retirada da coluna. 
 
Exemplo: 
Qual a redução de pressão no fundo do poço e a MSM para a seguinte situação: 
 
Profundidade do poço: 3200metros 
Tubos de perfuração: 5"OD 
Limite de escoamento do fluido de perfuração: 6lbf/in2 
Viscosidade plástica: 16cp 
Velocidade de retirada da coluna: 38m/min 
Diâmetro do poço: 8 ½” 
 
Resposta: 
 
 
 
 
Se a formação tem massa específica equivalente de 9,8lb/gal, qual deve ser a massa 
específica do fluido de perfuração? 
 
Resposta: 
m = 9,8 + 0,43 = 10,2lb/gal 
 
Perfurando-se com esta massa específica do fluido de perfuração, na retirada da 
coluna a BHP = Pp + P. 
 
 
ÚNICA - SEGURANÇA DE POÇOS 
24 
 
3 Perda de circulação 
A perda de circulação pode ser: total e parcial. A perda de circulação total resulta numa 
diminuição do nível de lama no poço, promovendo uma redução da pressão em frente 
a uma zona portadora. Casoesta pressão se torne menor que a pressão desta 
formação, um kick ocorrerá. Na perda de circulação parcial o nível de fluido é mantido, 
assim este tipo de perda não provoca kick. Ocorrendo este tipo de perda, após o 
desligamento da bomba, o nível estático do poço poderá ou não ser mantido. Caso não 
seja mantido, a depender da queda de hidrostática, poderá provocar um kick. 
 
A perda de circulação total pode ser natural, observada em formações fraturadas; 
vulgulares, carvernosas, com pressão anormalmente baixa ou depletadas. Não é 
normalmente verificada em formações constituídas por folhelhos moles e areias. 
Induzida, que pode ser provocada pelo excesso de pressão hidrostática, pela excessiva 
perda de carga no espaço anular, pelo surgimento de pressão devido à descida da 
coluna de perfuração ou de revestimento ou um trapeamento de pressão. 
 
4 Massa específica do fluído insuficiente 
Normalmente esta causa de kick está associada a formações com pressão 
anormalmente alta. Na perfuração realizada nestas áreas, deve-se ter um rigoroso 
controle quanto aos indicadores de pressão elevada. As técnicas de detecção e 
medição de pressões anormalmente altas devem ser empregadas para que se possa 
elevar a massa específica do fluido de perfuração com o intuito de se evitar um influxo. 
Mesmo que a formação não tenha pressão anormalmente alta, mas havendo uma 
diminuição da massa específica do fluido, um kick pode ocorrer. Os meios mais 
comuns de redução da massa específica são: a remoção de baritina pelo uso de 
centrífugas, a decantação de baritina no poço e nos tanques de lama, diluição e 
também devido o aumento da temperatura do fluido, como acontece em poços HPHT. 
Para se evitar um kick torna-se necessário aumentar a massa específica do fluido de 
perfuração, mas um aumento excessivo pode resultar em absorção ou até mesmo 
fratura nas formações frágeis, diminuição na taxa de penetração e aumento das 
possibilidades de prisão por pressão diferencial. 
 
5 Corte no fluido de perfuração 
Quando o fluido de perfuração é contaminado por um fluido da formação, ocorre corte 
da lama. isto ocasionará uma diminuição da sua massa específica. Como 
conseqüência desta redução um kick pode ocorrer. 
 
a) Corte do fluido por gás 
A situação mais crítica é quando este corte é feito por gás em virtude da expansão do 
mesmo quando chega na superfície, causando uma redução da massa específica do 
fluido e uma conseqüente diminuição na pressão hidrostática que pode provocar um 
influxo. Quando a quantidade de gás é pequena registrada apenas pelo detentor de 
gás, em unidade de gás, (UG), não causará uma diminuição significativa na massa 
ÚNICA - SEGURANÇA DE POÇOS 
25 
 
específica do fluido de perfuração. Quando a quantidade de gás é suficiente para 
promover o corte, embora se tenha uma massa específica do fluido que retorna do 
poço muito reduzida, a pressão hidrostática do poço não reduzirá significativamente 
visto que a maior expansão do gás ocorre quando o mesmo chega à superfície. A 
razão disto deve-se ao fato do gás ser compressível. A hidrostática do fluido acima do 
gás evita que o gás se expanda muito rapidamente. Se o volume de gás no fluido é 
pequeno, mas suficiente para provocar um corte, a redução da pressão no fundo do 
poço será pequena. A redução da pressão a uma determinada profundidade, devido ao 
corte do fluido por gás, pode ser estimada pela seguinte equação: 
 
 
 
 
m é a massa específica do fluido na entrada (Ib/gal) 
mc é a massa específica do fluído no retorno (Ib/gal) 
eq é assa específica equivalente do fluido (Ib/gal) 
D é a profundidade vertical do poço em metros (m) 
P é o decréscimo da pressão na profundidade considerada 
Ph é a pressão hidrostática na profundidade considerada em (psia) 
Exemplo: 
Qual deve ser a redução da BHP quando em função de um corte por gás a lama 
reduziu a massa específica de 11 Ib/gal para 9Ib/gal? A profundidade do poço é 
3.000metros. 
Resposta: 
 
Observa-se que a redução da BHP foi pequena, não se pode dizer que o poço está em 
kick. Entretanto as providências devem ser tomadas para a remoção do gás da lama 
para que um kick não venha a ocorrer. 
Exemplos típicos de fluídos cortados por gás e a conseqüente queda na BHP para 
várias situações, pode ser visto na Fig.8. 
ÚNICA - SEGURANÇA DE POÇOS 
26 
 
 
O gás que se incorpora à lama tem as seguintes origens: 
• Toda vez que uma formação portadora de gás de baixa permeabilidade é perfurada, 
o gás contido na rocha perfurada incorpora-se no fluido. É o gás de fundo ou 
background. Neste caso, o corte de gás é apenas uma indicação de que um 
reservatório ou de que um folhelho portador de gás foi encontrado. Ò detetor 
permanece com leitura constante durante a perfuração, caso haja uma variação 
para mais na leitura do mesmo a situação deve ser cuidadosamente investigada. 
 
• Gás de manobra aparece na superfície após uma manobra mesmo antes da 
conclusão do deslocamento do anular (bottoms-up) devido o efeito de migração do gás. 
Pode indicar a ocorrência de um pistoneio e um ajuste na margem de manobra pode 
ser necessário. 
 
• Gás de conexão aparece na superfície após uma conexão mesmo antes da 
conclusão do deslocamento do anular devido à migração do gás. Ocorre quando se 
perde ECD com o desligamento da bomba podendo ser afetada ainda mais com a 
redução da pressão no fundo devido ao pistoneio hidráulico quando a coluna é 
suspensa. Neste caso um ajuste na massa específica do fluido de perfuração torna-se 
necessário. 
 
• Gás proveniente dos cascalhes gerados de uma formação com alta porosidade e 
portadora de gás. O gás contido nos cascalhes expande-se quando trazido a 
superfície, promovendo uma diminuição da BHP. As providências necessárias 
ÚNICA - SEGURANÇA DE POÇOS 
27 
 
devem ser tomadas para que um kick não ocorra. Tendo-se constatado o gás dos 
cascalhes, as seguintes ações devem ser tomadas: 
- Redução da taxa de penetração para diminuir o volume de gás a ser liberado dos 
cascalhes gerados 
- Aumentar a vazão de bombeio, se possível. 
- Parar a perfuração e circular para limpeza do poço em intervalos regulares 
 
b) Contaminação por água ou óleo 
A contaminação do fluido de perfuração por esses fluidos, embora não seja uma 
situação tão crítica como o gás, também causará uma redução na massa específica do 
fluido de perfuração, o que poderá levar a um influxo. Assim, sua detecção na 
superfície é igualmente importante. 
 
6 Cimentação 
O início da pega do cimento forma-se uma estrutura auto-sustentável que faz com que 
a hidrostática da pasta se reduza à hidrostática da água de mistura, enquanto ainda 
existe permeabilidade ao gás. A estrutura gel da pasta antes da pega dificulta a 
transmissão da pressão hidrostática, também a redução do volume da pasta por perda 
de filtrado são fenômenos que associados podem provocar uma redução na pressão 
hidrostática capaz de permitir um influxo de gás através da pasta de cimento ainda não 
endurecida. 
 
Para evitar esse problema pode-se: 
a) Minimizar a altura da pasta 
b) Manter o anular pressurizado 
c) Usar sais para aumentar a densidade da água de mistura 
d) Usar pastas com tempos de pega diferenciados 
e) Aumentar a massa específica do fluido antes da cimentação 
f) Usar múltiplos estágios de Cimentação 
g) Usar pastas com, aditivos bloqueadores de gás 
h) Usar E.C.P. (Externai Casing Packer) na coluna de revestimento. 
 
Outras causas de kick 
Existem operações que poderão ser causadoras de kikc se forem incorretamente 
realizadas. Pode-se citar: 
• Teste de formação apoço aberto. O risco aumenta quando existe formação portadora 
de gás no trecho do poço aberto. Os riscos mais comuns são: 
 - Fratura da formação durante a circulação reversa 
 - A existência de gás acumulado abaixo do packer, após a circulação reversa. 
 -Queda de nível do anular na abertura da válvula de circulação reversa 
ÚNICA - SEGURANÇA DE POÇOS 
28 
 
 - Pistoneio causado pelo packer durante a retirada da coluna de teste 
 Repetição de um teste de formação sem o correio condicionamento do poço 
 Quando durante a perfuração de um poço ocorre colisão com um poço em 
produção, cortando as colunas de revestimento e de produção do poço produtor. A 
hidrostática do poço que está sendo perfurado poderá não ser suficiente para reter os 
fluidos do poço produtor e assim um kick pode ocorrer. A norma determina que seja 
interrompida a produção de um poço quando se perfura um com a mesma unidade do 
poço produtor. 
 
Ambas as situações já foram causas de blowout na indústria de petróleo. 
 
3 PRESSÃO ANORMAL 
• Causas de pressão anormal 
A pressão da formação pode aumentar em função da geologia da área onde o poço 
está sendo perfurado. Os poços são perfurados em áreas onde existem armadilhas 
("traps") ou estruturas geológicas que possam conter óleo e gás. As mesmas estruturas 
e processos que propiciam a presença de hidrocarbonetos são também os causadores 
de altas pressões. 
 
Assim não deve se constituir em surpresa quando pressões altas ou "anormais" são 
encontradas durante a perfuração de poços. 
 
A pressão da formação pode aumentar em função de várias condições geológicas 
a) Falhas geológicas: 
Como a pressão da formação normalmente aumenta com a profundidade, quando as 
rochas profundas estão falhadas em relação às rochas rasas, elas possuem pressões 
mais altas do que as normais. 
 
A passagem por uma falha durante a perfuração pode acarretar um rápido aumento na 
pressão da formação, possibilitando a ocorrência de altas pressões num curto espaço 
de tempo, Fig.9. 
 
 
 
ÚNICA - SEGURANÇA DE POÇOS 
29 
 
Altas pressões encontradas quando perfurando próximo a domos salinos são 
freqüentemente os resultados de falhas localizadas em torno do domo. Pressões 
relacionadas às falhas são também muito comuns em regiões montanhosas. 
 
b) Grandes estruturas 
Anticlinais e domos salinos são dois tipos muito comuns de estruturas. A perfuração, 
em busca do petróleo, é realizada nessas estruturas porque a deformação na crosta 
terrestre atua como uma armadilha para óleo ou gás. Qualquer estrutura que contenha 
óleo ou gás pode ter pressões anormais acima do contato óleo/água na zona do óleo 
ou de gás. Fig.10. 
 
 
 
As pressões mais altas ocorrem na parte superior do reservatório ou no topo da 
estrutura, portanto, deve-se ficar na expectativa de encontrar altas pressões quando 
perfurando formações permeáveis (areia ou calcários) de qualquer estrutura. 
 
Como as grandes estruturas são as primeiras que se perfuram no programa de 
exploração pioneira, a equipe de perfuração necessita ter cuidado com este 
desenvolvimento de pressão. 
c) Camadas espessas de folhelhos 
Sempre que houver ocorrência de camadas espessas de folhelhos, poderão 
desenvolver-se zonas de transição e de alta pressão dentro do folhelho. 
 
Isto se deve às camadas espessas de folhelhos que, por serem impermeáveis, 
restringem o movimento da água durante o processo de compactação. Como os 
sedimentos são depositados inicialmente na superfície e com o tempo passam a situar-
se mais profundamente, maiores pressões são exercidas sobre eles a partir dos 
sedimentos que vão sendo depositados acima. 
 
ÚNICA - SEGURANÇA DE POÇOS 
30 
 
Água, gás e óleo trapeados dentro do folhelho não podem escapar suficientemente 
rápido, desenvolvendo-se assim altas pressões, Fig.11. 
 
 
O topo do folhelho pressurizado é muitas vezes indicado por uma capa de rocha mais 
dura. Depois que a capa é perfurada, o folhelho torna-se muito mais mole, à medida 
que a pressão aumenta e, como conseqüência, a taxa de penetração também 
aumenta. Sempre que camadas espessas de folhelho forem encontradas, especial 
atenção deve ser dada à possibilidade de se encontrar altas pressões. 
Quando perfurando formações arenosas, cuidados devem ser tomados quando 
folhelhos começam a aparecer. Pressões relacionadas a folhelhos podem ocorrer a 
qualquer profundidade, desde a superfície até profundidades muito grandes. 
d) Camadas espessas de sai 
Como as camadas de sal são plásticas, elas transmitem todo o peso litostático para a 
rocha subjacente. Altas pressões são sempre encontradas dentro e abaixo de 
espessas camadas de sal. Massa específica de fluido de 16 a 19lb/gal é normalmente 
requerida quando perfurando dentro e logo abaixo de camadas espessas de sal 
encontradas a profundidades superiores a 2.000 metros, Fig.12. 
 
ÚNICA - SEGURANÇA DE POÇOS 
31 
 
e) Arenitos intercomunicáveis 
Altas pressões de formação podem ser o resultado de prévias erupções 
subterrâneas. Arenitos superiores podem tornar-se superpressurizados como resultado 
de uma erupção subterrânea descontrolada. 
 
Nesse caso, o poço foi fechado com êxito, mas a pressão da zona inferior se 
transmitiu para um arenito ou reservatório superior. Quando o próximo poço for 
perfurado, a equipe de perfuração estará provavelmente desprevenidos para a 
ocorrência de arenitos rasos portadores de alta pressão. 
 
Em região onde se produz por processos de recuperação secundária ou terciária tais 
como injeção de vapor ou combustão in situ as frentes de ondas de pressão podem 
atingir patamares superiores ao da pressão normal para aquela área, Fig.13. 
 
 
 
 
4 INDICADORES DE AUMENTO DA PRESSÃO DE POROS 
Há sempre o risco da ocorrência de um kick quando se perfura em áreas onde são 
encontradas pressões anormalmente altas. Existem os indicadores diretos e indiretos 
de pressão anormal. Enquanto os indicadores indiretos são obtidos antecipadamente 
como uma possibilidade de pressão alta, os diretos são obtidos durante a perfuração 
do poço com mais precisão. 
 
A - INDICADORES DIRETOS DE PRESSÃO ANORMAL. 
Quando a pressão anormalmente alta é causada pelo fenômeno da subcompactação, 
existe sempre uma zona de transição onde a pressão de poros aumenta com a 
profundidade. Nestas zonas, certas propriedades das formações e do fluido de 
perfuração são alteradas dando indicativos de aumento da pressão de poros. A 
observação e análises dos indicadores obtidos na superfície são necessárias para que 
as ações preventivas sejam tomadas para evitar a ocorrência de um kick. As formações 
com pressão anormalmente alta possuem um teor de água maior que as com pressão 
ÚNICA - SEGURANÇA DE POÇOS 
32 
 
normal devido ao fenômeno da subcompactação. Os indicadores mais importantes 
observados durante a perfuração são: 
 
1. Tamanho e forma dos cascalhes 
Quando se perfura zonas de alta pressão os cascalhes gerados apresentam-se na 
superfície com tamanho maior, em maior quantidade e com extremidades angulares e 
superfície brilhante com aparência de desmoronamento. A mudança no tamanho, 
forma e quantidade dos cascalhos na peneira é uma advertência de uma mudança no 
fundo do poço, o que pode estar levando a uma pressão mais alta. Devido à maior 
quantidade de água nas formações de pressão alta os cascalhos gerados das mesmas 
são de densidades menores que os das formações normalmente compactadas. O 
aumento do tamanho do cascalho causa: 
 
a) Aumento do torque 
Isto se verifica em virtude da existência de cascalhos maiores, e os mesmos seacumularem ao redor dos comandos. 
 
b) Aumento do arraste 
Não só o problema do arraste é observado nas conexões, mas também o aparecimento 
de fundo falso. Isto ocorre em virtude da pressão nos poros, superior à hidrostática, 
provocar estreitamento do poço. Por muito tempo se associou tal fato ao tipo de fluido 
de perfuração utilizado, mas tem-se constatado que se deve mais à alta pressão de 
poros da rocha. 
 
2. Mudança na temperatura do fluido de perfuração 
Um dos fenômenos geológico associado ao aumento da pressão das formações é um 
acréscimo na temperatura das mesmas. A verificação deste aumento é feita no 
aumento da temperatura do fluido de perfuração que retorna na superfície. 
3. Teor de gás no fluido de perfuração 
O aumento da concentração de gás de manobra e conexão medidas no detetor de gás 
pode ser um forte indicativo de mudança na pressão da formação. 
 
4. Mudança das propriedades do fluido de perfuração. 
Quando a pressão de poros da formação aumenta, mais cascalhos cortados e 
desmoronados se "dissolvem" no fluido de perfuração alterando suas propriedades. 
Quando a rocha capeadora de um domo de anidrita ou salino é perfurada, a 
ÚNICA - SEGURANÇA DE POÇOS 
33 
 
viscosidade da lama aumentará. Isto causará incremento do filtrado e no caso do sal 
aumento da salinidade do mesmo. Sempre deve se analisar as mudanças nas 
propriedades do fluido de perfuração. 
 
5. Aumento da taxa de penetração 
Quando são mantidos constantes todos os fatores que afetam a taxa de penetração e 
ocorre um aumento consistente deste parâmetro é provável que uma zona de transição 
esteja sendo perfurada. Este incremento se deve à diminuição da diferença entre a 
pressão hidrostática e a pressão de poros. Pode-se detectar o surgimento de pressão 
alta calculando-se o expoente de que é uma função, dentre outros, da taxa de 
penetração, da rotação da broca, do peso sobre a mesma e do seu diâmetro. A fórmula 
para este cálculo é: 
 
 
R - taxa de penetração (pé/h) 
N - rotação da broca (rpm) 
W - peso sobre a broca (Ibs) 
OD - diâmetro da broca (pol) 
n - massa específica equivalente à pressão normal da área (Ib/gal) 
m - massa específica do fluido de perfuração em uso (Ib/gal) 
 
Os valores do expoente de calculados para zonas de folhelhos normalmente 
pressurizados são lançados num gráfico cartesiano em função da profundidade para 
definir uma linha reta chamada de tendência de pressão normal, observando-se um 
crescimento linear do expoente com a profundidade. 
 
Os valores calculados para o poço em andamento são plotados para comparação com 
a reta de pressão normal. 
Quando uma zona de transição é encontrada, os valores calculados para o de 
começam a diminuir indicando o início da pressão anormalmente alta. O desvio entre o 
valor calculado e o da reta de tendência numa mesma profundidade é usado na 
estimativa da pressão de poros naquela profundidade. 
 
6. Outros indicadores 
Outros indicadores podem ser utilizados para determinar o aumento da pressão: 
Os fornecidos por unidades de monitoramento (mud logging). 
 
ÚNICA - SEGURANÇA DE POÇOS 
34 
 
Medindo-se a densidade do cascalho que retoma. 
 
Não é recomendável depender de um único indicador porque os processos geológicos 
são complexos e podem ocorrer mudanças não relacionadas com a pressão. 
Entretanto, variações ocorridas em certo número de indicadores, são invariavelmente 
indicadores seguros de crescimento de pressão. 
 
B - INDICADORES INDIRETOS 
Dois métodos são usados na avaliação de pressão anormal: interpretação sísmica e 
perfilagem. 
 
1. Análises sísmicas 
Das interpretações sísmicas vêm as primeiras indicações de possíveis pressões 
anormais. Medida do tamanho da estrutura, a profundidade e espessura de uma 
camada de sal etc, podem ser usados no cálculo para estimar pressões. As pressões 
encontradas em espessas camadas de folhelho podem ser identificadas e medidas 
com certo grau de precisão, pois à medida que a pressão cresce a velocidade da onda 
sonora diminui. As medidas sísmicas baseiam-se na velocidade de ondas sonoras. 
 
2. Perfilagem 
Em áreas onde há disponibilidade de informações de outros poços, os perfis 
apresentam uma das melhores fontes de informação. Mudanças nas pressões causam 
mudança bem definida nos perfis. 
 
3. Teste de formação 
Informações obtidas de outros poços da área onde foram realizados testes de 
formação. 
 
5 DETECÇÃO DE KICK 
A detecção de um kick é feita através de sinais detectados na superfície . Estes sinais 
são relacionados como segue: 
 
A - INDÍCIOS DE KICK - PERFURANDO 
1. Aumento da taxa de penetração. 
2. Aumento do fluxo no retorno. 
3. Aumento do volume de lama nos tanques. 
4. Aumento da velocidade da bomba e diminuição da pressão de bombeio. 
5. Corte da lama por líquido ou gás. 
6. Fluxo com as bombas desligadas. 
 
1. Aumento da taxa de penetração 
Trata-se de um aumento brusco da taxa de penetração (drilling break). Isto acontece 
porque sendo a pressão da formação (Pp) maior que a pressão no fundo do poço 
ÚNICA - SEGURANÇA DE POÇOS 
35 
 
(BHP), existe um diferencial de pressão negativo, é como se a formação estivesse 
explodindo. A descida da coluna é rápida não se conseguindo o desejado peso sobre a 
broca. É considerado um indicador secundário de influxo, pois alterações na taxa de 
penetração podem ser obtidas por variações do peso sobre a broca, da rotação e da 
vazão e por mudança na formação cortada pela broca. 
 
2. Aumento do fluxo no retorno 
Tendo ocorrido o fluxo da formação para o poço o reflexo disto é observado pelo 
excesso de vazão na calha. Quanto mais permeável for à formação mais rapidamente 
isto se observa. Caso a formação seja muito fechada é provável que a existência do 
kick seja constatada por outro indício. É considerado um indicador primário. 
. 
3. Aumento do volume de lama nos tanques 
A injeção do fluido no poço feita pela formação resultará num aumento da vazão do 
retorno em face do deslocamento da lama pelo fluido invasor no anular. Isto se refletirá 
no aumento do nível de lama nos tanques. É dos mais positivos indicadores de kick, 
considerando-se que não haja adição de lama nos tanques ativos durante a perfuração. 
É um indicador primário de kick. 
 
4. Aumento da velocidade da bomba e diminuição da pressão de 
bombeio. 
Inicialmente a entrada do fluido invasor no poço pode causar floculação da lama e 
temporariamente um aumento da pressão de bombeio. Como a circulação é contínua 
este efeito logo deixa de ser significativo. O menos denso fluido da formação torna a 
hidrostática do anular mais leve que a do interior da coluna, como trata-se de um tubo 
em "U" isto resulta num desbalanceio, aliviando o esforço da bomba. Outros problemas 
na perfuração podem igualmente exibir este sinal, como furo na coluna e queda de 
jatos da broca por esta razão é considerado um indicador secundário de kick. 
 
5. Corte da lama por líquido ou gás 
Quando o fluido mais leve da formação é injetado no poço a massa específica do fluido 
de perfuração é afetada, isto é, a massa específica decresce. Diz-se então que houve 
um corte. Sempre que um kick ocorre isto se verifica, no entanto, nem sempre que se 
tem lama cortada por gás na superfície significa obrigatoriamente que um kick está 
ocorrendo. Ocorrendo um corte de gás causado pelo gás contido nos cascalhes 
gerados pode também indicar que um influxo é iminente caso as providências já 
comentadas não sejam tomadas. Sempre que houver um corte de água e uma 
conseqüente alteração na salinidade da lama indicamum kick de água, neste caso é 
um indicador primário. Verificando-se na superfície um corte do fluido de perfuração 
quer seja por gás, óleo ou água as ações positivas devem ser imediatamente tomadas. 
 
 
 
ÚNICA - SEGURANÇA DE POÇOS 
36 
 
6. Fluxo com as bombas desligadas 
Desligando-se as bombas a BHP decresce num valor correspondente às perdas de 
carga do anular. Isto facilitará ainda mais a entrada do fluido invasor no poço. O 
contínuo deslocamento da lama pelo fluido da formação se refletirá na calha. O poço 
fluindo com as bombas desligadas é um indicador primário de kick. Outras 
possibilidades de ocorrer este sinal, sem ser um kick, seria quando a lama no interior 
da coluna é consideravelmente mais pesada que no anular ou o deslocamento de um 
tampão pesado na coluna. 
 
B - INDÍCIOS DE KICK DURANTE A MANOBRA. 
Considerado um indicador primário. A falta de um acompanhamento criterioso dos 
volumes nas manobras já resultou na presença de um blowout. 
 
1. Poço aceitando menos lama que o volume de aço retirado. 
Na retirada da coluna o poço deve aceitar o volume de lama correspondente ao de aço 
retirado. Deve haver um controle rigoroso disto na superfície o que é feito através de 
um trip tank (tanque de manobra) e preenchimento de planilha. Se aceitar menos lama, 
é sinal que a formação está injetando no poço. Durante um pistoneio mecânico tal fato 
se verifica, o que é uma causa de kick e não indício. 
 
2.O poço devolvendo mais lama que o volume de aço descido. 
Pode acontecer do kick somente ser notado durante a descida da coluna ao fundo do 
poço. Quando da descida da seção no poço, o mesmo flui em virtude do deslocamento 
da lama pela tubulação. Caso esteja ocorrendo um kick o poço flui continuamente e 
não só no momento da descida da seção. Constatando-se tal fato, uma das seguintes 
coisas deve ter ocorrido: 
1. Durante a retirada da coluna deve ter ocorrido um pistoneio. 
2. Na descida pode-se ter induzido uma perda, com a conseqüente diminuição do nível 
de lama no poço e isto ter provocado um influxo da formação. A chamada sobre 
pressão (surge pressure). 
3. O Poço não foi corretamente abastecido, provavelmente na retirada dos comandos. 
 
Os procedimentos correios devem ser adotados para o controle do poço. 
 
É bom ressaltar que é igualmente necessária a monitoração do volume na descida da 
ferramenta, através do tanque de manobra. 
 
C - INDÍCIOS DE KICK DURANTE UMA PERDA DE CIRCULAÇÃO. 
A recuperação do nível de lama no poço após sua diminuição pode ser um indício de 
kick. Por ter entrado um fluido mais leve no poço a pressão atuante na formação, em 
que ocorreu a perda, pode não ser suficiente para que continue a absorver e então o 
nível é recuperado. É um indicador secundário visto que pode ser apenas a devolução 
da formação que absorveu em face a um trapeamento. 
ÚNICA - SEGURANÇA DE POÇOS 
37 
 
 
6 IMPORTÂNCIA DA RÁPIDA DETECÇÃO DE UM KICK. 
Detectando-se o mais rápido possível um kick e tomando-se as providências 
necessárias será muito mais fácil o seu controle por que: 
 
Minimiza-se: 
a) O tamanho do kick 
b) As pressões lidas no choke 
c) As perdas de tempo nas operações de controle. 
 
Por outro lado a demora na detecção de um kick ou na tomada das providências 
requeridas para o seu controle pode resultar em sérias conseqüências, tais como: 
a) Transformação do kick num blowout 
b) Liberação de gases venenosos na área 
c) Poluição do meio ambiente 
d) Incêndio 
 
7 DISTINÇÃO ENTRE INDICADORES DE KICK E OUTRAS OCORRÊNCIAS 
1. Ganho de lama nos tanques 
• Causas para que isto aconteça: 
a) Adições na superfície. Pode ocorrer por fabricação, tratamento ou transferência de 
fluido de perfuração. 
b) Fluxo da formação - neste caso um kick está ocorrendo. 
 
2. Diminuição do nível de lama nos tanques 
As causas para que isto ocorra são: 
a) Controle de sólidos. A remoção dos mesmos na superfície resulta no decréscimo 
do nível de lama nos tanques. 
b) Descarte de lama. A retirada da lama dos tanques, para o dique ou estação. 
c) Perda de circulação. Neste caso perdeu-se lama para a formação. Tratando-se de 
uma perda total corre-se o risco de um kick. 
 
 
3. Mudança na taxa de penetração 
As razões para que haja uma variação na taxa de penetração são: 
a) Aumento na taxa de penetração como função do peso sobre a broca, da formação, 
da rotação da mesa e na vazão da bomba. 
b) Formação de pressão elevada resulta num rápido incremento da taxa. É um indício 
de kick. 
c) Quando a variação na taxa se deve a uma mudança na formação isto ocorre 
gradativamente. 
 
 
 
ÚNICA - SEGURANÇA DE POÇOS 
38 
 
III - PROCEDIMENTOS 
A - INSTRUMENTOS DE DETECÇÃO DE KICK. 
Os instrumentos de monitoramento detectam eletronicamente quando um kick está 
acontecendo. Eles são acionados pelos indícios de kick já comentados. Para que haja 
segurança na sua operação eles devem ser corretamente ajustados. Eles detectam: 
1. Nível de lama nos tanques 
a) Totalizador de volume 
 
Monitora o nível de lama de um até 6 tanques, através de sensores eletrônicos. Acusa 
ganho ou perda, numa variação de até 1bbl. 
 
b) Indicador de nível de lama nos tanques 
Acusa a variação de volume fora do range de ajuste, mas não indica o volume ganho 
ou perdido. 
 
2. O retorno de lama 
É ativado por um sinal vindo do sensor instalado na linha de retorno (flow line) e indica, 
pela movimentação da pá, a percentagem de retorno de fluxo. Não mede vazão indica 
a variação na vazão de retorno. O ajuste é feito para um valor máximo e mínimo. 
 
3. Nível de lama no tanque de manobra 
O monitoramento de "enchimento" do poço fornece os meios para acompanhar o 
comportamento do fluido de perfuração durante as manobras. Utiliza-se muito, em vez 
de um medidor eletrônico, uma escala calibrada para cada 5 seções de drill pipes e a 
cada seção de comandos, com o sistema de bóia. 
 
 
4. A presença de gás sulfídrico (H2S). 
A presença do gás no instrumento enegrecerá uma faixa de papel que é comparada 
eletronicamente com uma faixa branca e a diferença em brilho mostrará uma diferença 
de potencial, que será registrada em termos de ppm de gás. Este é um sistema 
utilizado. 
 
 
B - INFORMAÇÕES PRÉVIAS 
São aquelas informações necessárias para um controle de kick e que devem ser 
registradas rotineiramente. São elas: 
1. Máxima pressão permissível no choke, baseada na pressão do último teste do BOP 
e na resistência à pressão interna do revestimento. 
2. Máxima pressão permissível no choke baseada na pressão de absorção da 
formação mais fraca estaticamente. 
3. Máxima pressão no choke em condição dinâmica 
4. Pressão de bombeio máxima na circulação do kick com o gás acima da sapata 
ÚNICA - SEGURANÇA DE POÇOS 
39 
 
5. Capacidades dos tubos, comandos e espaços anulares 
6. Capacidade de deslocamento e eficiência volumétrica das bombas de lama. 
7. Vazão reduzida de circulação e a correspondente pressão. 
8. Volume total de lama em atividade no sistema. 
 
• Comentários sobre as informações prévias 
1 - Máxima pressão permissível na superfície. Manômetro do Choke: 
a) A última pressão de teste do BOP (PTBOP). 
b) 80% da resistência à pressão interna do último revestimento descido 
(Pmax,csg). 
 
Pmax,csg = 0,80 x Rpi 
 
Rpi - Resistência à pressão interna do revestimento - tabelado. 
 
Pmax,eq = Min. (PTBOP; Pmax,csg) 
 
Pmax,eq - pressão máxima de equipamento 
 c) Máxima pressão capaz de promover a absorção na formação mais fraca em 
condição estática. (Pmax,st,f)