Perfuração Completação I - 1

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Perfuração e Completação I
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PERFURAÇÃO e COMPLETAÇÃO I
EMENTA
Fundamentos da perfuração. Instrumentos utilizados na
perfuração. Rotina operacional das sondas de perfuração.
Diferentes tipos de operações.
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CONTEÚDO PROGRAMÁTICO
Unidade 1.
Equipamentos da Sonda de Perfuração
Unidade 2.
Coluna de perfuração
Unidade 3.
Brocas
Unidade 4.
Fluídos de perfuração
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A perfuração de um poço de petróleo é realizada por meio
de uma sonda de perfuração, a qual é formada por um
conjunto de sistemas compostos por diversos equipamentos.
As sondas podem ser de aplicação onshore ou offshore,
conforme ilustrado abaixo:
O
n
s
h
o
r
e
O
f
f
s
h
o
r
e
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O agrupamento dos equipamentos formam os diversos
sistemas de uma sonda, sendo esses os principais:
o Sistema de sustentação de cargas
o Sistema de geração e transmissão de energia
o Sistema de movimentação de carga
o Sistema de rotação
o Sistema de circulação
o Sistema de segurança do poço
o Sistema de monitoração
o Sistema de subsuperfície (coluna de perfuração)
EQUIPAMENTOS DA SONDA DE PERFURAÇÃO
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Sistema de sustentação de cargas 
Trata-se da estrutura metálica ou torre ancorada em uma
subestrutura de fundação.
Torre de
perfuração
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Sistema de geração e transmissão de energia 
É o sistema responsável pela geração da energia necessária
para acionar os diversos equipamentos da sonda.
Normalmente essa energia é gerada por motores a diesel, os
quais produzem energia elétrica. Contudo, em plataformas
onde exista produção de gás, é comum utilizar turbinas
movidas a gás natural para geração da energia elétrica.
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Sistema de movimentação de carga 
Esse sistema permite movimentar as colunas de perfuração,
de revestimento, além de outros equipamentos. Os
principais componentes são: guincho, bloco de coroamento,
catarina, cabo de perfuração, gancho e elevador.
Guincho Catarina Gancho Bloco de coroamento
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Guincho
Bloco de 
coroamento
Catarina
Gancho
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Sistema de rotação 
Em sondas convencionais a coluna de perfuração é girada
pela mesa rotativa que se encontra na base da sonda. Essa
rotação é transmitida por meio do kelly, que é um tubo de
seção poligonal preso no topo da coluna de perfuração.
Kelly
Mesa rotativa
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Outro componente do sistema rotativo é a cabeça de injeção
ou swivel, que fica pendurado no gancho. É o equipamento
que separa os elementos rotativos dos estacionários. A parte
superior do swivel não gira e sua parte inferior permite a
rotação. Assim, o swivel permite a injeção do fluido de
perfuração na coluna, em meio à rotação do sistema.
swivel
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Em sondas modernas a mesa rotativa é substituída pelo top
drive ou motor de fundo, que promovem diretamente a
rotação da coluna de perfuração, sem necessidade do kelly.
O top drive nada mais é do que um motor instalado no
gancho, junto ao swivel, no topo da coluna de perfuração,
como ilustrado abaixo:
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O motor de fundo é um motor hidráulico tipo turbina,
instalado no fundo da coluna de perfuração, acima da broca.
Esse motor é confeccionado de tal forma que proporciona o
giro da broca sem movimentar a coluna de perfuração.
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Sistema de circulação 
É composto por equipamentos que permitem a circulação e
tratamento do fluido de perfuração. O sistema produtor
desse fluido é conectado ao swivel e bombeado através da
coluna de perfuração até a broca, retornando pelo espaço
anular até a superfície, carreando consigo os cascalhos
cortados pela broca. Os cascalhos, então na superfície, são
tratados adequadamente com o objetivo de promover a
separação das partes sólidas dos líquidos e o
reaproveitamento do fluido de perfuração.
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Esse processo é composto pelas seguintes fases:
o Fase de injeção
o Fase de retorno
o Fase de tratamento.
> Fase de injeção � O fluido de perfuração é seccionado do
tanque pelas bombas de lama e injetado na coluna de
perfuração. Esse fluido passa através da broca e ocupa o
espaço anular entre o poço e a coluna. O objetivo de injetar-
se esse fluido no espaço entre o poço e a coluna é para
proporcionar um equilíbrio interno de pressões e carrear
todo o cascalho cortado pela broca.
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> Fase de retorno � Inicia-se nos jatos da broca e termina
com a chegada do fluido de perfuração na peneira
vibratória, após percorrer o espaço anular entre a coluna de
perfuração e a parede do poço.
> Fase de tratamento � Também chamada de
condicionamento do fluido de perfuração, ocorre na
superfície e consiste na eliminação dos sólidos ou gases que
se incorporaram a ele durante a perfuração. Nesta fase
também pode-se fazer adição de produtos químicos, se
necessário, para ajuste das propriedades do fluido.
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Esquema do sistema de circulação
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Exemplo de tanque de lama
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Fase de Tratamento
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Sistema de segurança do poço 
É constituído de equipamentos que possibilitam o
fechamento e controle do poço.
> Equipamentos de Segurança de Cabeça de Poço (ESCP) –
Permitem a ancoragem e vedação da coluna de revestimento
na superfície.
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> Blowout Preventer (BOP) – Fecha o poço por meio do
preventor anular (fechar o espaço anular do poço por meio
de pistões que comprimem um elemento de borracha que se
ajusta à coluna) e preventor de gaveta (fecha o espaço
anular do poço com pistões hidráulicos que deslocam duas
gavetas, uma contra a outra, transversalmente ao eixo do
poço.
Bop de Gaveta
Bop Anular
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Os preventores são acionados todas as vezes que houver um
kick (fluxo indesejável do fluido existente num reservatório)
para dentro do poço. Se este fluxo não for controlado poderá
transformar-se em um blowout (poço fluindo sem controle),
podendo causar sérios danos para os equipamentos e para o
meio ambiente, além da possibilidade de acidentes pessoais
e perda do reservatório.
Blowout 
offshore
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Sistema de monitoração 
É composto por equipamentos utilizados no controle da
perfuração, tais como: manômetros, indicador de peso,
indicador de torque, tacômetro, medidores de vazão de
bombeio etc.
Com a evolução do processo de perfuração constatou-se uma
maior eficiência quando havia uma perfeita combinação
entre os diversos parâmetros da perfuração. Posto isso,
surgiu então a necessidade de monitoração e registro desses
parâmetros por meio de equipamentos que podem ser
classificados em: indicadores e registradores.
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Os principaisindicadores de uma sonda são: o de peso no
gancho sobre a broca, a pressão de bombeio, o torque na
coluna de perfuração e a velocidade da mesa rotativa e da
bomba de lama.
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Outro equipamento de fundamental importância é o
utilizado para orientação da broca em relação ao seu
objetivo, através do qual é possível alcançar o ponto exato
previsto para exploração do reservatório.
Equipamento para 
navegação e 
orientação da 
broca em relação 
ao objetivo do 
reservatório
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Sistema de subsuperfície
São sistemas compostos pela coluna de perfuração e
acessórios, bem como pelas brocas, os quais serão abordados
na sequência.
COLUNAS DE PERFURAÇÃO 
A perfuração exige uma elevada quantidade de energia para
que a broca corte as diversas formações rochosas. Essa
energia é transmitida para a broca por meio da coluna de
perfuração.
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A ação da broca promove a ruptura das rochas,
transformando-as em lascas ou cascalhos, que são carreados
do fundo do poço por meio do fluxo do fluido de perfuração.
A coluna de perfuração é composta por comandos, tubos
pesados, tubos de perfuração, acessórios e ferramentas
para manuseio da coluna, os quais serão abordados a seguir.
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Comandos 
Conhecidos como drill collars – DC são elementos tubulares
de alto peso e sua função é fornecer peso sobre a broca e
prover rigidez à coluna, permitindo melhor controle da
trajetória da perfuração.
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Tubos pesados 
Chamados de heavy-weitgh drill pipes – HWDP são elementos
tubulares cuja função é promover uma transição de rigidez
entre os comandos e os tubos de perfuração, diminuindo a
possibilidade de falha por fadiga.
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Tubos de perfuração 
Chamados de Drill Pipes – DP são
tubos que possuem em suas
extremidades as conexões
cônicas conhecidas como tool
joints, que são soldadas no seu
corpo. Esses componentes são
usados em larga escala, variando
a quantidade de acordo com a
profundidade a ser perfurada.
Lançamento de 
tubos de 
perfuração
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Acessórios da coluna de perfuração 
> Substitutos
Pequenos tubos usados para
movimentação de comandos, para
conexão de brocas, para conexão de
tubos de diferentes roscas e
diâmetros.
> Estabilizadores
Ferramentas que dão maior
rigidez à coluna e auxiliam a
manter o diâmetro do poço.
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> Escareadores
Têm a mesma função dos
estabilizadores, porém são
usados em rochas duras e
abrasivas.
> Alargadores
Ferramentas que permitem
aumentar o diâmetro de um
poço já perfurado.
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> Chaves flutuantes
Têm a função de fornecer o
torque necessário ao aperto
e desaperto das uniões
cônicas dos tubos de
perfuração.
> Iron Roughneck
Tem a mesma função das
chaves flutuantes
Ferramentas de manuseio da coluna 
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> Cunhas
Mantêm a coluna de perfuração
totalmente suspensa na mesa
rotativa.
> Colar de segurança
Equipamento de segurança colocado
próximo ao topo da coluna de
comandos quando suspensa pela sua
cunha na mesa rotativa.
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o Brocas sem partes móveis;
o Brocas com partes móveis;
Por não possuírem partes móveis e rolamentos, essas brocas
oferecem menor possibilidade de falha. Os principais tipos
são: integral de lâminas de aço, diamantes naturais e
diamantes artificiais.
BROCAS 
Brocas sem partes móveis 
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> Broca de lâminas de aço
Conhecidas como brocas de rabo de peixe ou draga, têm por
característica perfurar por cisalhamento. Possui orifícios
para permitir a passagem do fluido de perfuração,
permitindo uma boa limpeza das lâminas. Seu ponto negativo
é o baixo período de vida útil.
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> Brocas de diamante natural
Esse tipo de broca perfura pelo efeito de esmerilhamento. É
usada em formações extremamente duras e abrasivas ou em
testemunhagem, operação em que se perfura coroa,
preservando a parte interna para estudos.
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> Brocas de diamante artificial
Chamadas de brocas PDC
(Polycrystalline Diamond
Compact) Seu mecanismo de
perfuração é pelo cisalhamento,
por promover um efeito de
cunha.
As brocas de diamante foram
introduzidas para formações com
alta taxa de penetração e maior
vida útil.
Perfil do poço 
perfurado com 
broca de 
diamante 
sintético
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Brocas com partes móveis 
Brocas utilizadas para mudança de direção da perfuração. A
rotação dos cones de forma controlada permite a mudança
de direção do processo de perfuração e com isso alcançar
pontos desejados. As brocas com partes móveis possuem dois
elementos principais: estrutura cortante e rolamentos.
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> Estrutura cortante – Fileira de dentes montados sobre o
cone que se interpõem entre fileiras dos dentes dos cones
adjacentes, quando se aplica rotação à broca. Essa estrutura
cortante pode ser de dois tipos: dentes de aço e insertos.
> Rolamentos – São os elementos que permitem a rotação
dos cones e consequentemente o controle do sentido da
perfuração.
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Broca tricônica 
com dentes de aço
Broca tricônica 
com insertos Poço sendo direcionado 
através de camadas de rocha 
subterrâneas em direção a 
reservas de petróleo e gás
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Tabela resumo de aplicação dos diversos tipos de brocas
DRAGA DIAMANTE PDC
TRICÔNICA 
DENTES DE 
AÇO
TRICÔNICA
INSERTOS
PARTES 
MÓVEIS NÃO NÃO NÃO SIM SIM
TIPO DE 
CORTE RASPA ESMERILHA RASPA ARRANCA ESMAGA
FORMAÇÃO MOLE MÉDIA A DURA
MOLE A 
DURA 
MOLE A 
MÉDIA
MÉDIA A 
DURA
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FLUIDOS DE PERFURAÇÃO 
Esse produto visa garantir uma perfuração rápida e segura. É
formado por misturas complexas de sólidos, líquidos,
produtos químicos e gases e podem ter diferentes aspectos
dependendo do estado físico dessa mistura.
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Características desejáveis do fluido de perfuração 
o Ser quimicamente estável;
o Estabilizar as paredes do poço, mecânica e quimicamente;
o Facilitar a separação dos cascalhos na superfície;
o Manter os sólidos em suspensão quando estiver em repouso;
o Ser inerte em relação a danos às rochas produtoras;
o Aceitar qualquer tratamento, físico e químico;
o Apresentar baixo grau de corrosão e de abrasão;
o Facilitar as interpretações geológicas do material retirado do
poço;
o Apresentar custo compatível com a operação;
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Funções básicas do fluido de perfuração 
o Limpar o fundo do poço dos cascalhos
o Transportar os cascalhos até a superfície
o Exercer pressão as formações de forma a
evitar o influxo de fluidos indesejáveis
(kick)
o Resfriar e lubrificar a broca e a coluna
Broca recém 
retirada do poço, 
ainda sob efeito do 
fluido de perfuração
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Propriedades do fluido de perfuração 
o Densidade – Propriedade física controlada por meio de
adição de baritina (tornar mais denso), ou água ou óleo
(tornar menos denso).
o Força Gel – Propriedade física associada a fluidos
tixotrópicos, ou seja, fluidos que adquirem um estado
semi-rígido quando estão em repouso e voltam a adquirir
um estado de fluidez quando colocados novamente em
movimento.
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Propriedades do fluido de perfuração 
o Concentração hidrogênica (pH) – Propriedade química
cujo objetivo é o controle do pH para manter o fluido no
intervalo alcalino baixo (pH 7 a 10), a fim de reduzir a
taxa de corrosão dos equipamentos.
o Teor de salinidade – Propriedade química cujos objetivos
principais são identificar o teor salino da água de
preparação do fluido, identificar influxos de água salgada,
além de identificar eventual perfuração de uma rocha ou
domo salino.
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Classificação do fluido de perfuração 
Essa classificação é feita com base no constituinte principal
do fluido. Neste critério os fluidos são classificados em:
o Fluidos à base de água – Neste caso a água é o principal
componente do fluido, podendo ser doce ou salgada. Sua
função é prover o meio de dispersão dos produtos
aplicados na mistura para confecção do fluido.
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o Fluidos à base de óleo – Neste caso o dispersante é
constituído por um óleo, sendo geralmente um
hidrocarboneto líquido. São usados em menor escala que
os fluidos à base de água devido ao seu grau de poluição e
elevado custo.
o Fluidos à base de ar – Esse termo é utilizado quando o ar
(ou gás) é aplicado (no todo ou em parte) como fluido
circulante na fase rotativa. Recomenda-se sua aplicação
em situações onde existem zonas de perda severa devido
à baixa pressão das paredes da formação.
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Revestimento de um poço de petróleo 
Todo poço perfurado tem a
necessidade de ser revestido total
ou parcialmente, com a
finalidade de proteger suas
paredes. Após a perfuração,
procede-se a descida de uma
coluna de revestimento (feita por
tubos de aço especial), com
posterior cimentação do espaço
anular exterior à coluna.
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Revestimento de superfície
Tubo de superfície
Tubo condutor
Revestimento intermediário
Tubo intermediário
Revestimento de proteção
Tubo de proteção
Coluna de produção
Revestimento condutor
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Classificação das colunas de revestimento 
o Revestimento condutor – É o primeiro revestimento,
variando de 5 a 10 metros. Tem a finalidade de sustentar
os sedimentos superficiais. A perfuração é feita com
brocas de 13 3/8” ou 20” ou 30” de diâmetro.
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o Revestimento de superfície – Visa prevenir contra
desmoronamento de formações consolidadas. Serve como
base de sustentação e apoio para equipamentos de
segurança instalados na cabeça do poço. Seu comprimento
varia de 100 a 600 metros e as brocas utilizadas podem ter
diâmetro de 9 5/8” ou 10 ¾” ou 13 3/8” ou 16” ou 18
5/8” ou 20”.
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o Revestimento intermediário – Isola e protege as zonas de
alta ou baixa pressões, zonas de perda de circulação,
formações desmoronáveis, formações portadores de
fluidos corrosivos ou contaminantes de lama. Sua
profundidade pode variar de 1.000 a 4.000 metros e as
brocas podem ter diâmetro de 7” ou 9 5/8” ou 13 3/8”.
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o Revestimento de Produção – Tem a finalidade de permitir
a produção do poço, suportando suas paredes e
possibilitando o isolamento entre os vários intervalos
produtores. Sua profundidade depende das áreas de
interesse. Os diâmetros são obtidos por brocas de 5 ½” ou
7” ou 9 5/8”..
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o Liner – É uma coluna de revestimento descida e
cimentada visando apenas cobrir a parte inferior do poço.
Sua extensão é curta e sua perfuração é feita com brocas
com diâmetro de 5 ½” ou 7” ou 9 5/8”. Essa coluna, em
casos especiais, pode ser estendida até a superfície,
quando limitações técnicas exigem proteção do
revestimento. Quando o liner é levado até a superfície,
este é chamado de tie back.
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Funções das colunas de revestimento 
o Prevenir desmoronamentos de partes do poço;
o Evitar contaminação da água potável dos lençóis freáticos;
o Permitir retorno do fluido de perfuração à superfície;
o Prover meios de controle de pressões dos fluidos;
o Impedir migrações de fluidos das formações;
o Sustentar os equipamentos de segurança de cabeça de
poço;
o Alojar os equipamentos de elevação artificial;
o Confinar a produção ao interior do poço;
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Características essenciais das colunas de revestimento 
o Ser estanque;
o Ter resistência compatível com as solicitações;
o Ter dimensões compatíveis com as atividades futuras;
o Ser resistente à corrosão e à abrasão;
o Apresentar facilidade de conexão;
o Ter a menor espessura possível;
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Cimentação de poços de petróleo 
Após a descida da coluna de revestimento, faz-se um
preenchimento do espaço anular entre a tubulação e as
paredes do poço, por meio de aplicação de cimento. O
objetivo dessa cimentação é fixar a tubulação e evitar que
haja migração de fluidos entre as diversas zonas permeáveis
atravessadas pelo poço, por detrás da tubulação de
revestimento.
Cimentação
Tubulação de
revestimento
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Tipos de cimentação 
o Cimentação primária – Realizada logo após a descida de
cada coluna de revestimento no poço.
o Cimentação secundária – Usada, quando necessário, para
corrigir eventuais falhas na cimentação primária.
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Defeito na 
cimentação
Também considera-se cimentação secundária aquela feita
para tamponamento de um poço, quando se deseja
abandonar esse poço, ou quando se faz necessário isolar
zonas inferiores.
Exemplos de canhoneio
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Tipos de cimento 
o Classe A – Para uso em poços de até 1.830 metros de
profundidade. Trata-se do cimento comum.
o Classe B – Também aplicado em poços de até 1.830
metros, porém quando requerida moderada a alta
resistência aos sulfatos.
o Classe C – Idem aos anteriores, porem usado quando
requerida alta resistência inicial. Apresenta alta
resistência aos sulfatos.
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o Classe D – Para uso em poços de 1.830 a 3.050 metros, sob
condições de temperaturas moderadamente elevadas e
altas pressões. Apresenta alta resistência aos sulfatos.
o Classe E – Para profundidades variando entre 3.050 e
4.270 metros, sob condições de temperatura e pressões
elevadas. Apresenta alta resistência aos sulfatos.
o Classe F – Para profundidades de 3.050 a 4.880 metros,
porém sob condições extremamente altas de pressão e
temperatura.
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o Classe G e H – Para utilização sem aditivos em
profundidades até 2.440 metros. Esse cimento tem
composição compatível com aditivos aceleradores ou
retardadores de pega. São as classes mais utilizadasatualmente na indústria do petróleo.
o Classe J – Para uso em profundidades de 3.660 a 4.880
metros, sob condições de temperatura e pressão
extremamente elevadas.
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Ensaios com pastas de cimento 
o Finura e Densidade;
o Água livre e Perda de água;
o Resistência à compressão;
o Reologia (ciência que estuda a deformação e o
escoamento da matéria);
o Consistometria ou tempo de espessamento;
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Principais aditivos para a cimentação
o Aceleradores de pega – Visam diminuir o tempo de
espessamento e aumentar a resistência compressiva inicial
da pasta.
o Retardadores de pega – Servem para retardar o início de
pega da pasta, mantendo sua fluidez quando a
temperatura e a pressão são altas.
o Estendedores – Utilizados para aumentar o rendimento da
pasta ou reduzir sua densidade.
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o Redutores de fricção (ou dispersantes) – Reduzirem a
viscosidade aparente das pastas, possibilitam o bombeio
com maior vazão e menor perda de carga.
o Controladores de filtrado – Atuam reduzindo a
permeabilidade do reboco de cimento, formando frente às
zonas permeáveis e/ou aumentando a viscosidade do
filtrado.
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Acessórios de cimentação 
o Sapata – Colocada na extremidade da coluna, serve de
guia para a introdução do revestimento no poço, podendo
dispor de um mecanismo de vedação para evitar que a
pasta, por ser mais pesada que o fluido de perfuração,
retorne ao interior do revestimento após seu
deslocamento.
o Colar – Posicionado 2 a 3 tubos acima da sapata, serve
para reter os tampões cimentação, além de poder receber
mecanismos de vedação.
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o Tampões – São feitos de borracha e auxiliam na
cimentação. Normalmente são lançados dois tampões, o
de fundo e o de topo, com o objetivo de evitar a
contaminação da pasta de cimento.
o Colar de estágio – Posicionado em algum ponto
intermediário da coluna, o colar de estágio permite que a
cimentação seja feita em mais de uma etapa ou estágio,
quando o trecho a cimentar é muito extenso, ou quando
existam zonas críticas muito acima da sapata.
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o Centralizadores – Compostos por um jogo de lâminas
curvas de aço que são fixados externamente à coluna de
revestimento, visando centralizá-la e causar um
afastamento mínimo da parede do poço, para garantir a
distribuição do cimento anular.
o Arranhador – Remove mecanicamente o reboco que se
forma na parede do poço, por meio de movimentos
verticais ou de rotação da coluna. Para cada caso
emprega-se o tipo de arranhador apropriado.
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o Obturador externo de revestimento ou ECP – É um tipo
de obturador inflável, permanente, que pode ser instalado
na coluna de revestimento para promover a vedação do
espaço anular em pontos críticos ou para isolamento de
intervalos de interesse, a exemplo de reservatórios
naturalmente fraturados. O ECP também pode ser
instalado logo abaixo do colar de estágio, garantindo
assim que o cimento do 2º estágio não desça pelo anular,
se houver zonas de perdas localizadas abaixo.
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Sequência operacional de uma cimentação primária 
o Montagem das linhas de cimentação;
o Circulação para condicionamento do poço;
o Bombeio do colchão de lavagem;
o Teste de pressão das linhas de cimentação;
o Lançamento do tampão de fundo;
o Lançamento da pasta de cimentação;
o Lançamento do tampão de topo;
o Deslocamento com fluido de perfuração;
o Pressurização do revestimento para teste de vedação do
tampão de topo;
Após a pega do cimento é descida a coluna com broca para
cortar as partes internas dos acessórios e condicionar o
revestimento
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Movimentação da sonda 
Uma vez terminado o poço é necessário mudar a sonda para
a nova locação. Essa operação em terra é conhecida como
DTM (Desmontagem, Transporte e Montagem). Consiste em
se desmontar a sonda em diversas partes.
No mar essa movimentação é conhecida como DMM
(Desmobilização, Movimentação e Mobilização). Consiste na
preparação da UPM (Unidade de Perfuração Marítima). Sua
movimentação é feita por meio de rebocadores ou por
propulsão própria e posterior posicionamento na nova
locação.
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OPERAÇÕES ESPECIAIS DE PERFURAÇÃO 
Controle de kicks
o Formações de pressões normais e anormais -Uma
formação é dita de pressão normal quando a sua pressão
de poro for equivalente à pressão hidrostática exercida
por uma coluna que se estenda desde a formação até a
superfície. Quando o gradiente da formação estiver fora
destes limites diz-se que a pressão é anormal.
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o Causas de kick
Uma das principais funções do fluido de perfuração é
exercer pressão hidrostática sobre as formações a serem
perfuradas pela broca. Quando essa pressão for menor que a
pressão dos fluidos confinados nos poros das formações e a
formação for permeável, ocorrerá influxo para o poço. Se
este influxo for controlável diz-se que o poço está em kick.
Se o influxo for incontrolável diz-se que o poço está em
blowout.
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o Peso de lama insuficiente;
o Abastecimento incorreto do poço durante a manobra, ou
seja, durante o processo de retirada da coluna de
perfuração do poço, o volume de aço retirado deve ser
substituído por volume equivalente de lama, mantendo a
mesma pressão hidrostática no fundo do poço;
o Perda de circulação;
o Cimentação inadequada;
Causas comuns da ocorrência do kick:
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78
Indícios de kick
o Aumento de volume nos tanques de lama;
o Aumento de vazão de retorno;
o Poço em fluxo com bombas desligadas
o Diminuição da pressão de bombeio e aumento da
velocidade da bomba;
o Poço aceitando menos lama que o volume de aço retirado;
o Poço devolvendo mais lama que o volume de aço descido
no interior;
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Atividade de recuperação ou liberação de qualquer objeto
que tenha caído, partido ou ficado preso no poço, impedindo
o prosseguimento das operações normais de perfuração.
Pescaria de pequenos objetos
As principais ferramentas utilizadas para esta atividades são
magneto e cesta. Essas ferramentas são descidas a cabo até
o ponto onde encontra-se o objeto a ser retirado do poço.
Pescaria 
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Pescaria de elementos tubulares
As principais causa de pescaria de tubos são
desenroscamento, quebra, queda ou prisão da coluna no
poço. No caso de prisão, o primeiro passo é identificar o
ponto de aprisionamento para recuperar a porção livre da
mesma. Após isso, uma carga explosiva é descida até a
conexão logo acima do ponto de prisão. Em seguida, a
coluna é submetida a uma torção e a carga é explodida. Com
o impacto a conexão se desenrosca e a coluna é retirada.
Desce-se então uma coluna de pescaria contendo na
extremidade inferior uma ferramenta “agarradora” com
percussores para exercer impactos para cima e para baixo no
trecho aprisionado.
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Pescaria de ferramentas descidas a cabo
Algumas vezes, ao se operar pescaria com ferramentas
descidas acabo, pode ocorrer a ruptura deste cabo, levando
à necessidade de uma nova operação de pescaria. Nestes
casos usa-se um arpão para pescar o cabo. Esse arpão é
descido com uma coluna de perfuração de forma a obter-se
o enroscamento do cabo às garras do arpão durante o giro da
coluna, para posteriormente sacar o cabo.
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Testemunhagem
Processo de obtenção de uma amostra da rocha, chamado
testemunho, com alterações mínimas nas propriedades
naturais da rocha. Na análise do testemunho obtém-se
informações referentes à geologia, engenharia de
reservatórios, completação e perfuração.
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Existem basicamente dois tipos de Unidades de Perfuração
Marítima (UPM):
o Com BOP na superfície, tais como as plataformas fixas
e as auto-eleváveis;
o Com BOP no fundo do mar, conhecidas como unidades
flutuantes, tais como as semi-submersíveis e os navios-
sonda;
Perfuração marítima
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BOP no fundo do mar - Numa plataforma flutuante todo o
sistema de cabeça de poço fica localizado no fundo do mar,
ancorado na primeira camada de revestimento e
cimentação. Devido à profundidade e à distância da
plataforma, o BOP submarino possui um sistema de
acionamento remoto, dotado de acumuladores de energia
hidráulica, de modo a permitir que as suas funções principais
(abertura e fechamento de válvulas) possam ser acionadas
sem necessidade de suprimento da superfície. O BOP
submarino é interligado à plataforma por meio do raiser.
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Riser
BOP submarino
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IMPORTANTES DEFINIÇÕES
o POÇOS DE ALÍVIO - É a técnica mais confiável para
combate a blowouts em cenários de poços submarinos em
águas profundas.
o INTERVENÇÃO DIRETA NO POÇO - Utilizada geralmente
em poços terrestres, é a mais indicada pela maior
facilidade de acesso à cabeça do poço em blowout, maior
rapidez no controle e, consequentemente, de menor custo
e risco.
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o PLUMAS DE BOLHAS - Determinação da influência do gás
liberado do poço sobre a estabilidade das embarcações
que se situem dentro do seu raio de borbulhamento e os
impactos ambientais causados pela pluma.