Apostila de Coluna de Produção Atualizada

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COLUNAS DE 
PRODUÇÃO 
 
 
 
 
 
 
 
 
Recursos Humanos 
 
Universidade Petrobras 
Campus Salvador/Taquipe 
 
 
 
 
 
José Luiz de Paula 
José Eduardo de Lima Garcia 
 
 
 
 
 2 
SUMÁRIO 
 
 
1. INTRODUÇÃO 4 
 
2. TUBOS DE PRODUÇÃO 06 
2.1. Generalidades 06 
2.2. Especificação 07 
2.2.1. Diâmetro Externo (OD) 07 
2.2.2. Peso Nominal (PN) 12 
2.2.3. Grau do Aço 12 
2.2.4. Roscas 13 
2.2.5. RANGE 15 
2.3. Dimensionamento de Coluna de Produção 15 
2.4. Equipagem do Poço 16 
2.4.1. Segurança 16 
2.4.2. Operacionalidade 17 
2.4.3. Economicidade 17 
2.4.4. Tipos de Colunas mais Usuais na UN-BC 18 
2.4.4.1. Convencional com Gás Lift (GL) 18 
2.4.4.2. Bombeio Centrífugo Submerso (BCS) 19 
2.4.4.3. Conjunto de Gravel Pack 19 
2.4.4.4. Produção de Gás 19 
2.4.4.5. Produção Seletiva 19 
2.4.4.6. Poços com CO2/H2S 19 
2.4.4.7. Poços de Injeção de Água 20 
2.4.4.8. Poços de Alta Vazão ou Poços Horizontais 20 
 
2.5. Componentes da Coluna de Produção 31 
2.5.1. Tubos de Produção 31 
2.5.2. Shear-out 37 
2.5.3. Hydro-trip 38 
2.5.4. Nipples de Assentamento 38 
2.5.5. Nipple R (não seletivo) 39 
2.5.6. Nipple F (seletivo) 39 
2.5.7. Sliding Sleeve 40 
2.5.8. Check Valve 41 
2.5.9. Packer de Produção 41 
2.5.10. Packer Permanente 43 
2.5.11. Unidade Selante 44 
2.5.12. Âncora 44 
2.5.13. Trava 44 
2.5.14. Batente 44 
2.5.15. Junta Telescópica (TSR) 45 
2.5.16. Mandril de Gás Lift (MGL) e Válvula de Gás Lift (VGL) 47 
2.5.17. VGL de Orifício 47 
2.5.18. VGL de Pressão 47 
2.5.19. VGL Cega 47 
 3
2.5.20. Válvula de Segurança de Subsuperfície (DHSV) 49 
2.5.21. Enroscadas na Coluna ou Insertáveis 49 
2.5.22. Controlável ou Não Controlável da Superfície 49 
2.5.23. Auto-Equalizável ou não Auto-Equalizável 50 
2.5.24. DHSV para Águas Profundas 50 
2.5.25. DHSV’s Utilizadas no E&P-BC 51 
 
3. BIBLIOGRAFIA 54 
 4 
 
COLUNA DE PRODUÇÃO 
 
 
1. INTRODUÇÃO 
 
Coluna de produção é a tubulação de menor diâmetro descida dentro do 
revestimento de produção, com os seguintes objetivos: 
 
• conduzir os fluidos produzidos do fundo do poço até a superfície, permitindo 
um controle racional das condições de fluxo; 
• permitir a circulação de fluidos ele amortecimento do poço, durante 
intervenções futuras (operações de workover); 
• permitir a instalação de equipamentos de subsuperfície, para elevação 
artificial de petróleo, quando necessário. 
• proteger o revestimento contra a ação de fluidos corrosivos; 
• proteger o revestimento de pressões mais elevadas; 
• permitir a instalação de equipamento de segurança na subsuperfície 
(DHSV). 
 
Na concepção de uma coluna sempre devem ser considerados três fatores: 
 
• segurança; 
• operacionalidade; 
• economicidade. 
 
Um poço deve possuir duas barreiras de segurança durante toda a sua vida 
produtiva, bem como durante as intervenções. 
 
Barreiras de Segurança é um sistema independente, dotado de certa 
confiabilidade, formado por um conjunto solidário de elementos capaz de manter sob 
controle o fluxo de um poço de petróleo. 
 
A segurança de um poço de petróleo é a condição proporcionada pelo 
conjunto de barreiras de segurança presentes no poço. 
 
Tomando-se como exemplo um poço produtor de óleo no mar, equipado para 
produção por surgência (Figura 1.1), tem-se a primeira barreiras de segurança 
composta de: 
 
• revestimento de produção abaixo do packer bem cimentado; 
• packer; 
• tubos de produção até a válvula de segurança (DHSV); 
• válvula de segurança de subsuperfície (DHSV). 
 
 
 5
 
 
 
Comp Simples Surgente Cab Prod 
Flangeada 
 
Componentes da Coluna de Produção: 
 
00. Árvore de Natal 2 9/16” x 5000psi, com 
atuador pneumático. 
01. Adaptador A-5SH 7 1/16” – 2 9/16” x 5000psi 
02. Cab Prod TC-OO 11” x 7 1/16” x 5000psi 
03. Susp. TC-1A-EN 6” x 2 7/8”EU BPV 2 ½ 
04. Linha de Controle Hidráulico da DHSV 
05. Válvula de Segurança de Subsuperfície 
(Down Hole Safety Valve - DHSV) 
06. Tubos 2 7/8 ”EU 6,5 Lb/Pé N-80. 
07. Válvula Camisa Deslizante CMU 2.31” 
08. Junta Expansão Separação TSR 3310 
09. Obturador Hidráulico/Hidrostático FH 
10. Válvula Camisa Deslizante CMU 2.25” 
11. Nipple “R” 2.25” 
12. Boca de Sino 
 
Notas: 
 
a) A Válvula de Camisa Deslizante posicionada na 
cauda do Obturador FH pode ser retirada se não for 
conveniente sua descida. 
b) Os itens 05 e 08 (Válvula de Camisa Deslizante) 
exercem a função de Amortecimento e Opção para 
Produção do poço, respectivamente. Nesse caso 
podem ser descidas as duas no tamanho 2.31”. 
Caso se verifique a necessidade de seletividade 
pode-se optar por descer o tam 2.31 para 
Amortecimento e o tamanho 2.25” como Opção de 
Produção na cauda. 
c) O Suspensor TC-1A-EM e o adaptador A-5SH 
oferecem a passagem hidráulica para acionamento 
da DHSV. 
d) É importante que, entre dois equipamentos, seja 
inserido pelo menos 01 tubo para facilitar as 
operações com arame. 
 
 
 
 
 
Figura 1.1 – Poço Produtor de Óleo no Mar Equipado para Produção por Surgência 
 
 
 6 
 
A segunda barreira de segurança, composta de: 
 
• revestimento de produção acima do packer bem cimentado em frente às 
formações com hidrocarbonetos; 
• tubos de produção acima da DHSV; 
• cabeça de produção (ou housing); 
• suspensor de coluna de produção; 
• árvore de natal. 
 
Estes dois conjuntos de barreiras de segurança é um sistema independente, isto 
é, a falha de qualquer um dos componentes pertencentes a uma barreira não compromete 
a outra barreira, salva-guardando o poço contra o descontrole.A obrigatoriedade, por 
norma, da existência de duas barreiras para controle do poço, faz com que, a qualquer 
falha observada em um componente de uma barreira, se intervenha no poço para o seu 
reparo ou substituição. 
 
Para a especificação da coluna, sob o aspecto da operacionalidade, são 
considerados dois períodos distintos: 
 
• durante as intervenções; 
• durante a produção. 
 
A operacionalidade durante a produção é conseguida através do cumprimento 
das especificações fornecidas pela Divisão Regional de Óleo, baseado em simulações 
poço a poço, onde as características da formação, fluido a ser produzido, capacidade de 
fornecimento de gás para elevação artificial, entre outras são consideradas. 
 
A operacionalidade durante as intervenções e otimizada questionando-se sempre 
a validade de utilização de um equipamento em uma determinada posição, de forma a 
minimizar o tempo de utilização da sonda, que é um dos custos mais relevantes. 
 
O projeto de coluna leva em consideração dois aspectos de economicidade: 
• padronização; 
• operacionalidade. 
 
A padronização dos tubos utilizados nos poços é quem gera melhores resultados 
quanto a economicidade, porque diminui a infra-estrutura e o controle necessários para a 
compra, recebimento, preservação, manuseio e instalação destes materiais, diminuindo 
conseqüentemente o custo. 
 
 
2. TUBOS DE PRODUÇÃO 
 
2.1. Generalidades 
 
Os tubos de produção representam o maior custo dos equipamentos de 
subsuperfície. A seleção adequada dos tubos de produção é fundamental na 
complementação de poços, portanto devem ser analisadas todas as condições de 
trabalho da coluna. 
 7
 
A variedade de tubos de produção existentes no mercado é suficiente para 
atender todas as condições de produção e injeção dos fluidos nos poços de petróleo. 
 
Para a maioria dos casos, os tubos de produção são selecionados e 
especificados conforme as especificações API5A, API 5AC, API 5B. No entanto, para 
diversas situações específicas tem sido necessário utilizar tubos de produção, que por 
alguma característica particular, não se classificam dentro das especificações API. 
 
 
2.2. Especificação 
 
Geralmente as especificações de tubos de produção incluem apenas o diâmetro 
externo do tubo, o peso nominal, o grau do aço, a rosca e o range. Deve-se especificar 
ainda, quanto ao processo de fabricação, se o tubo é com costura ou sem costura. 
 
Opcionalmente, pode-se especificar algum revestimento interno e critério de 
inspeção dependendo da necessidade do usuário. 
 
2.2.1. Diâmetro Externo (OD) 
 
O API cobre tubos de produção com diâmetros externos variando de 1,050” até 4 
½” OD. Os diâmetros externos mais usuais para as colunas de produção usadas na 
Petrobras são: 2 3/8”, 2 7/8”, 3 ½” e 4 ½”. 
 
Os diâmetros externos dos tubos de produção (OD), o peso nominal e as 
espessuras da parede estão na Tabela 2.1. 
 
Na UN-BC, o menor revestimento completado para produção é o liner de 7” (32 
lb/pé) que tem diâmetro de passagem de 5,97”, onde pode ser utilizado tubos de 4 ½”, 
cuja luva possui diâmetro externo de 5,56”. Para facilidade de pescaria, nos casos de 
prisão de coluna, são utilizados tubos 3 ½” cuja luva possui diâmetro externo 4 ½”. Nos 
casos de liner de 7” em que a coluna é de 4 ½”, é descida uma coluna mista de 3 ½” 
dentro do liner de 7” e 4 ½” no revestimento de 9 5/8”. 
 8 
 
 
 9
 
 10 
 
 11
 
Tabela 2.1 – Dimensões e Características dos Tubos de Produção 
 12 
2.2.2. Peso Nominal (PN) 
 
Com os esforços mecânicos a que a coluna vai estar solicitada (tração, pressão 
interna e pressão externa) e o tipo de aço, poderemos determinar a espessura da parede 
do tubo de produção (peso). 
 
O peso nominal dos tubos de produção, fabricados conforme o API, especifica 
apenas uma ou duas espessuras de parede para cada diâmetro externo de tubo. Esses 
tubos API podem ser classificados nas categorias médios e pesados. 
 
Em caso de necessidade de tubos com resistências mecânicas além daquelas 
proporcionadas pelo API, pode-se conseguir tubos de produção extra-pesados, 
escolhidos conforme Tabela 2.1. 
 
2.2.3. Grau do Aço 
 
O grau do aço geralmente especifica a tensão de escoamento mínima do aço em 
milhares de psi (KSI). O API especifica apenas tubos de produção, cujos materiais 
possuam resistências mínimas de escoamento de 40, 55, 80 e 105 KSI, mas vários aços 
foram desenvolvidos por diferentes fabricantes de tubos com tensões de escoamento que 
alcançam até 150 KSI. A Tabela 2.2 mostra os graus de aço do API e de diversos 
fabricantes de tubos. 
 
O grau do aço também classifica, de forma indireta, a resistência do material para 
meios específicos de trabalho. Desta classificação dos materiais de fabricação são 
encontrados tubos para ambientes não corrosivos, para serviços em H2S, em C02, para 
baixas temperaturas, etc. O API especifica tubos apenas para ambientes não corrosivos e 
para H2S, sendo que para as demais condições de trabalho cada fabricante desenvolveu 
seu particular grau de aço dando-lhe designação própria com apresentado na Tabela 2.2. 
 
É encontrado ainda especificados em catálogos da Vallourec e na NKK, tubos de 
produção confeccionados em ligas de níquel, e certamente a nobreza desses tubos 
limitam suas aplicações a ambientes extremamente corrosivos. A especificação API 5AR 
normaliza ainda tubos de produção confeccionados de resina termofixa reforçada, ainda 
sem aplicação no Brasil. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
API 
 SUMITOMO NIPPON KOKAN (N) MANNESMANN VALLOUREC T.E (KSI 
) 
 Geral H 2 S Geral H 2 S 
B. 
Tempo 
 
Geral 
 H 2 S CO 2 CO2 H2S e CO2 
B. 
 Tempo
 
H2S
 
CO2
 
H2S e 
CO2
 
H 2 S 
 CO 2 H 2 S e CO2 
B. 
Tempo
 40 
 H - 40 55 
 J - 55 SM - 55L 65 CR22-65 AF22-65 75 C - 75 
 C - 75VC 80 
 N - 80 L - 80 SM - 80S SM - 80L AC- 80 
CR9 - 80 
 
CR13-80
 
CR13-80
 
L - 80VH 
 L - 80HC 80VS-22 L-80VK 85 
 AC- 85 
AC - 
85S 
 
CR9 - 
85 
 
CR13-
85
 90 
 
SM - 90S 
 
AC- 90 
 
AC - 90S 
 
MW-C-90
 
C - 90VH 
 
95 
 
SM - 
95G 
 
SM - 
95S 
 
S M - 95L 
 AC- 95 
AC - 
95S 
 
CR - 9 - 
95 
 
CR13-
95
 
CR13-95
 
C - 95VH 
 C - 95VC 95VS-22 
C-
95VK
 100 
 105VS-22 105 
 P - 105 SM - 105L LT-105 
P-105VK
 110 
 CR22-110 
AF22-
110
 125 
 
SM - 125G 
 
130 
 
AF22-
130
 
130VS-22
 140 
 CR22-140 
 130VS-22 150 
 SM - 150G 140VS-22 
Tabela 2.2 - Graus de Aço para Uso Normal, H2S, CO2 e Baixas Temperaturas 
 13
2.2.4. Roscas 
 
As conexões dos tubos de produção são consideradas pontos críticos no “hook-
up” das colunas de produção, sobretudo no que diz respeito a estanqueidade e eficiência 
à tração. 
 
Várias qualidades são exigidas das roscas de conexão dos tubos de produção. A 
Vallourec relacionou cerca de 50 qualidades dentre as quais são descartadas: 
 
• a eficiência à tração; 
• estanqueidade à pressão interna e externa; 
• OD, ID e o perfil interno. 
 
Além do API Spec 5B que padroniza roscas, sendo que duas são bastante 
conhecidas e utilizadas pela Petrobras: a EU (external upset) e a NU (non upset). A 
terceira rosca API, a IJ (Integral Joint) é especificada para tubos de produção até 2,063” 
de diâmetro externo, sendo portanto pouco conhecida (Figuras 2.1 e 2.2). 
 
 
Figura 2.1 - Rosca Externa Upset (EU) Figura 2.2 - Rosca Non-Upset (NU) 
 
 
As características das roscas API são: 
 
• fios redondos, com eficiência de vedação bastante dependente das 
propriedades da graxa, não sendo recomendáveis para poços de alta pressão 
ou produtos de gás; 
• eficiência à tração alta para as roscas EU e baixa para as roscas NU; 
• perfil interno não é liso, expondo os fios de rosca ao fluxo de fluidos do interior 
da coluna, favorecendo a turbulência e dificultando as operações com arame; 
• o diâmetro externo das luvas das roscas EU é grande, impedindo, em alguns 
casos, sua utilização em poços cujo diâmetro interno do revestimento é 
reduzido; 
• em casos de tubos revestidos, não permitem a continuidade da película do 
revestimento. 
 
 14 
As roscas especificadas pelo API não atendem a todas as necessidades 
operacionais. Para satisfazer estas necessidades, os fabricantes desenvolveram roscas 
especiais, também conhecidas como roscas premium. Dentre estas roscas, serão 
abordadas as do tipo: DSS-HT, HYDRILL PH-6 e TDS. 
As roscas fabricadas pela NL ATLAS BRADFORD possuem como característica 
básica a utilização de um anel de teflon para aumentar a eficiência de vedação das 
roscas, possuindo ainda: 
 
• vedação metal-metal no ombro inferior; 
• integral ou com luva; 
• perfil interno liso, excerto para a modificação das roscas API 
• filetes de rosca tipo Buttress modificado; 
• filetes de rosca sob tensão após o aperto, aumentando a vedação. 
 
Dentre as roscas NL ATLAS BRADFORD, a DSS-HT tem sido utilizada pela 
Petrobras em situações especificas. 
 
As roscas fabricadas pela HYDRILL possuem a peculiaridade de possuírem dos 
diâmetros primitivos de rosca, com um ombro de 90 graus da diferença de diâmetro, 
propiciando uma vedação metal-metal extra. Possuem ainda as seguintes características: 
• integral; 
• três ombros de vedação metal-metal; 
•filetes de roscas buttress modificado e trapezoidal; 
• perfil interno liso e boa eficiência à tração. 
 
As roscas HYDRILL são de alta eficiência mecânica, sendo bastante aplicadas 
para completações de poços de alta pressão. Dentre as roscas HYDRILL a PH-6 é a 
utilizada pela Petrobras (Figura 2.3). 
 
A Vallourec desenhou as ROSCAS VAM, especialmente para ambientes 
corrosivos, sendo, no entanto, muito aplicadas para todas as condições. 
 
Possuem as seguintes características: 
• são non-upset, exceto a mini-vam; 
• possuem luva, exceto a mini-vam; 
• perfil interno liso; 
• vedação metal-metal no ombro inferior; 
• fios de rosca buttress modificado ; 
• fios de rosca sob tensão após o aperto. 
 
A mais conhecida é a rosca VAM normal, existindo ainda a VAM AF, para 
severas condições corrosivas e mini-VAM para tubos de pequenos diâmetros. 
 
A rosca TDS, fabricada pela Mannesmann, é similar à rosca VAM normal, 
possuindo as mesmas características (Figura 2.4). 
 
 15
 
Figura 2.3 - Rosca PH-6 Figura 2.4 - Rosca TDS 
 
2.2.5. RANGE 
 
O cumprimento dos tubos de produção são especificados conforme API 5A para 
os ranges 1 e 2, de acordo com os comprimentos a seguinte: 
 
• RANGE 1 : 20 a 24 pés de comprimento; 
• RANGE 2 : 28 a 32 pés de comprimento. 
 
Os pup joints são especificados para comprimentos de 2, 4, 6, 8, 10 e 12 pés 
com tolerância de +/- 3 polegadas. 
 
Na PETROBRAS existe uma padronização a nível nacional, que amarra o tipo de 
conexão às características do tubo (grau do aço e peso). Isto visa facilitar o intercâmbio 
de tubos entre as regiões, pela facilidade de identificação do tipo de tubo com uma 
simples verificação da conexão. Na RPSE, além desta padronização, amarrou-se também 
o uso em função do tipo de conexão. 
 
 
Tabela 2.3 - Padronização de Tubos 
 
 
2.3. Dimensionamento de Coluna de Produção 
 
Para o dimensionamento de uma coluna de produção são considerados os 
esforços de tração, pressão interna e colapso. 
 
Para o dimensionamento quanto à tração não é considerado o efeito do empuxo. 
O coeficiente de segurança recomendado é 2 para tubos usados e 1,6 para tubos novos. 
 
Para o dimensionamento quanto ao colapso considerar a coluna completamente 
vazia e usar o gradiente do fluido existente no poço. Quando este não é conhecido, 
Conexão Grau Diâmetro (pol) Peso (lb/pé) Uso 
EU N-80 4 ½ 12,75 Produção de óleo/injeção de água 
 3 ½” 9,30 Produção de óleo/injeção de água 
NU J-55 3 ½” 9,20 Produção de óleo/poços rasos 
TDS C-75 4 ½” 12,75 Produção/injeção de gás em formações com gases 
 3 ½” Corrosivos e tóxicos (H2S e C02) 
 16 
recomenda-se usar 0,5 psi/pé. O coeficiente de segurança recomendado é 1,125 para 
tubos usados e 1,0 para tubos novos. 
 
Para o dimensionamento quanto à pressão interna, considera-se o reservatório 
como de gás, com peso específico desprezíveis, ou seja, considera-se a pressão interna 
constante ao longo da coluna e igual a pressão estática do reservatório. O coeficiente de 
segurança recomendado é 1,33 para tubos usados e 1,0 para tubos novos. 
 
Dentre os esforços citados acima, o limitante normalmente é o de tração. 
 
2.4. Equipagem do Poço 
 
Nesta etapa, o poço recebe a coluna de produção e a árvore de natal, 
convencional (ANC) ou molhada (ANM). 
 
A coluna de produção é constituída basicamente por tubulação metálica 
removível (tubulação de produção), onde ficam conectadas uma série de outros 
componentes, sendo descida pelo interior do revestimento de produção, com as seguintes 
finalidades básicas: 
• Conduzir, de forma otimizada e segura, os fluidos produzidos até a superfície, 
com auxílio inclusive de método de elevação artificial, se necessário; 
• Proteger o revestimento contra fluidos agressivos (CO2, H2S, etc.) e pressões 
elevadas; 
• Possibilitar a circulação de fluidos para o amortecimento do poço em 
intervenções futuras. 
 
A composição de uma coluna de produção é função de uma série de fatores, tais 
como: 
• Localização do poço (terra ou mar); 
• Regime de produção de fluidos (surgente ou com elevação artificial); 
• Tipo de fluido a ser produzido (óleo ou gás, com CO2 e/ou H2S); 
• Necessidade de contenção da produção de areia associada aos hidrocarbonetos; 
• Vazão de produção; 
• Número de zonas produzindo (completação simples, dupla ou seletiva), etc. 
 
Uma composição ótima de coluna deve levar em conta os aspectos de 
segurança, técnico/operacional e econômico. 
 
2.4.1. Segurança 
 
O conjunto coluna de produção, revestimento, fluido de amortecimento e árvore 
de natal ou BOP deve oferecer duas barreiras de segurança durante toda a vida produtiva 
e, também, durante sua instalação ou intervenção para manutenção. 
 
A primeira barreira de segurança, por exemplo, para um poço produtor com 
sistema de elevação artificial por gás lift é composta de: 
 
• revestimento de produção abaixo do packer bem cimentado; 
• packer; 
• tubos de produção do packer até a válvula de segurança (DHSV) e; 
• DHSV. 
 17
 
A segunda barreira é composta de: 
 
• revestimento de produção acima do packer bem cimentado em frente as 
formações portadoras de hidrocarbonetos; 
• alojador de alta pressão (housing) ou cabeça de produção; 
• suspensor de coluna e; 
• árvore de natal (durante a produção) ou tampão mecânico (plugue ou BPV) 
durante a intervenção. 
 
Estes dois conjuntos de barreiras de segurança são independentes, isto é, a falha 
de qualquer um dos componentes pertencentes à mesma barreira não compromete a 
outra barreira, salvaguardando o poço contra o descontrole. Como a norma obriga que 
sempre se tenha duas barreiras de segurança para controle do poço, a falha de qualquer 
componente implica na imediata intervenção para correção do problema. 
 
Alguns poços produzindo com bombeio centrífugo submerso (BCS), sabidamente 
não surgentes, não vêm mais fazendo uso de packers e válvulas de segurança de 
subsuperfície (DHSV). Estes poços sequer são amortecidos para que sofrem trabalhos de 
workover, já que o fato de não serem surgentes está sendo considerado como uma 
primeira barreira de segurança. 
 
2.4.2. Operacionalidade 
 
Para o dimensionamento da coluna são considerados dois períodos distintos: 
 
• durante a instalação ou intervenção e; 
• durante a produção. 
 
A operacionalidade durante a produção é conseguida através do cumprimento 
das especificações fornecidas pelo grupo de métodos de elevação, baseado em 
simulações poço a poço, onde as características da formação, fluido a ser produzido, 
capacidade da unidade de produção para fornecimento de gás lift, entre outras, são 
consideradas. A especificação para poços surgentes se restringe a diâmetro da coluna, 
otimizado para o fluxo multifásico através da mesma. Nos poços com elevação artificial 
por gás lift contínuo, a correta especificação compreende, além do diâmetro da coluna, a 
profundidade, tipo e orifício das válvulas. Nos poços programados para produzir por 
bombeio centrífugo submerso (reservatórios com baixa razão gás-óleo), a correta 
especificação compreende a profundidade, tamanho e número de estágios da bomba, e 
potência do motor. 
 
A operacionalidade durante as intervenções, objetiva facilitar os trabalhos 
executados no poço para a manutenção da produção. Por exemplo, nos poços produtores 
com gás lift existe um TSR instalado logo acima do packer, para que, sendo necessário 
retirar a coluna de produção não seja necessário à retirada conjunta do packer, evitando 
que a formação entre em contato com o fluido de completação, o que normalmente, 
ocasiona perda significativa de fluido para a mesma. 
 
2.4.3. Economicidade 
 
 18 
O projeto da coluna de produção leva em consideração dois aspectos de 
economicidade: em grande escala pelapadronização dos tubos utilizados nos poços e, 
em menor escala, pela otimização da operacionalidade de cada poço. 
 
A padronização de tubos e componentes diminui a infra-estrutura e o controle 
necessários para compra, recebimento, preservação, manuseio e instalação destes 
materiais, diminuindo conseqüentemente o custo. 
 
A otimização da operacionalidade da coluna durante a produção aumenta a 
eficiência de fluxo e, durante a intervenção, reduz o tempo de utilização da sonda, que é 
responsável pela maior parcela dos custos de intervenção. 
 
Com os crescentes custos com intervenção em águas profundas, em função, 
principalmente, das altas taxas diárias das sondas de posicionamento dinâmico, a E&P-
BC desenvolve ações que aumentem a vida útil da coluna de produção ou injeção. O 
GESCOM dimensiona os mandris de gás lift para um horizonte de 10 anos, buscando 
instalar apenas um mandril por poço (redução de pontos de falha), considerando as 
variações de composição do fluido produzido, especialmente o BSW e a RGO. O GEQUIP 
estuda a adoção de tubos e acessórios em cromo 13 onde haja teores de CO2 que 
possam causar corrosão importante. Os grandes operadores internacionais costumam 
empregar colunas em cromo 13 para os poços produtores (mesmo com pequenos teores 
de CO2) e colunas com revestimento interno, em epóxi ou fibra de vidro, para poços 
injetores de água. 
 
2.4.4. Tipos de Colunas mais Usuais na UN-BC 
 
A depender das condições intrínsecas de cada poço, utiliza-se um tipo de coluna 
mais adequado. As colunas podem ser classificadas como: 
 
• convencionais; 
• para BCS; 
• para conjunto gravel pack; 
• coluna com modulado de gás; 
• coluna para poços com CO2/H2S; 
• coluna para poços injetores. 
 
2.4.4.1. Convencional com Gás Lift (GL) 
 
É a composição mais simples empregada em poços de óleo surgentes e/ou com 
elevação por gás lift. Possui em sua composição: 
 
• cauda modulada (sub de pressurização + nipple não seletivo R); 
• packer hidráulico recuperável; 
• junta telescópica (TSR); 
• mandris de gás lift e; 
• válvula de segurança de subsuperfície (DHSV). 
 
A Figura 2.5 apresenta uma coluna de produção típica para poço completado com 
elevação artificial pelo método de gas lift na UN-BC. 
 
 19
2.4.4.2. Bombeio Centrífugo Submerso (BCS) 
 
A composição mais comum (Figura 2.6) compreende: 
 
• o conjunto de BCS; 
• nipple R 2,75”; 
• camisa deslizante; 
• packer hidráulico duplo, com válvula de alívio para o anular; 
• mandril de gás lift; 
• válvula de segurança. 
 
Nos poços comprovadamente sem risco de erupção, foram abolidos a camisa 
deslizante, o packer, o mandril de gás lift e a válvula de segurança (Figura 2.7). Havendo 
a necessidade de intervenção nestes poços, os mesmos não são amortecidos. 
 
Há uma composição alternativa, chamada de BCS tubing mounted, onde a 
bomba fica encapsulada por um revestimento conectado à coluna (Figura 2.8). 
Finalmente, em poços chave, onde é previsto se fazer testes de produção periódicos para 
acompanhamento do reservatório, utiliza-se a composição de coluna com bloco “Y” 
(Figura 2.9). 
 
2.4.4.3. Conjunto de Gravel Pack 
 
Em poços com produção de areia, associada aos hidrocarbonetos, é empregada 
a coluna com conjunto de gravel pack (Figura 2.10), que consiste de um pacote de areia 
de granulometria selecionada, que é confinada entre o revestimento canhoneado e os 
tubos telados, que permitem a passagem do fluido produzido (com teor de areia muito 
reduzido), um packer de fundo (sump packer) e um packer superior. 
 
2.4.4.4. Produção de Gás 
 
Em poços produtores de gás ou com pressão anormalmente alta, emprega-se o 
conjunto packer permanente/locator, com pressão diferencial de trabalho superior à do 
conjunto packer hidráulico/TSR (em desuso). 
 
2.4.4.5. Produção Seletiva 
 
Quando um poço possui 2 ou mais zonas de interesse para produção, emprega-
se a coluna seletiva (Figura 2.11), com um packer separando as zonas canhoneadas e 
uma camisa deslizante (sliding sleeve) defronte à zona superior. Assim, estas zonas 
podem produzir simultaneamente, ou isola-se a inferior com plugue produzindo a superior 
através da sliding sleeve aberta, ou ainda produz-se a inferior, fechando a sliding sleeve 
defronte a zona superior 
 
2.4.4.6. Poços com CO2/H2S 
 
Neste caso, os testes de produção indicam o teor destes gases corrosivos no 
fluido produzido, o que irá determinar o tipo de liga metálica a ser usado para os tubos e 
componentes da coluna a ser instalada, sendo obrigatório o selo duplo metal-metal, cujos 
tipos de rosca mais comuns são TDS, PH-6, VAM-ACE. Este é o caso da Bacia de Santos 
e do campo de Pampo (Figura 2.12) 
 20 
 
2.4.4.7. Poços de Injeção de Água 
 
As colunas usadas em poços injetores são bastante simples, estando a coluna 
típica de injeção no campo de Marlim apresentada na (Figura 2.13). 
A DHSV foi substituída pela BRV (back pressure and retainer valve), sem linha de 
controle, instalada próximo ao packer. A BRV elimina a possibilidade de falha em linha de 
controle, ou seja, elimina uma das principais causas de intervenções em poços 
relacionados a DHSV. 
 
2.4.4.8. Poços de Alta Vazão ou Poços Horizontais 
 
Com o início da completação de poços horizontais (Figura 2.14), programados 
para vazões maiores que as dos poços direcionais convencionais em produção, já se 
programa a completação com coluna de 5 ½”. Nos módulo 2 a 5 de Marlim, por exemplo, 
a vazão de produção deve ficar em torno de 2000 m3/dia e a de injeção em 3500 m3/dia. 
No futuro, a meta é aumentar também os diâmetros dos acessórios de coluna e, com o 
advento da árvore de natal molhada horizontal, também o bore de produção para 5 ½”. 
Nos poços injetores foi abolido o uso da DHSV, sendo instalada a BRV (back pressure e 
retainer valve). 
 21
 
 
Figura 2.5 - Coluna de Produção Convencional com GL 
 22 
 
Figura 2.6 - Coluna de Produção Convencional para BCS 
 23
 
 
Figura 2.7 - Coluna de Produção com BCS e sem DHSV e Packer 
 24 
 
 
Figura 2.8 - Coluna de Produção com BCS Encapsulado 
 25
 
Figura 2.9 - Coluna de Produção com BCS e Bloco em Y 
 26 
 
 
Figura 2.10 - Coluna de Produção com Conjunto Gravel Pack 
 27
 
Figura 2.11 - Coluna de Produção para Completação Seletiva 
 28 
 
 
Figura 2.12 - Coluna de Produção para Poços com CO2/H2S 
 29
 
 
Figura 2.13 - Coluna de Produção para Poços Injetores 
 30 
 
 
Figura 2.14 - Coluna para Poços Horizontais ou de Alta Vazão 
 31
2.5. Componentes da Coluna de Produção 
 
 
2.5.1. Tubos de Produção 
 
A especificação dos tubos de produção da coluna é uma das primeiras decisões 
em um projeto de completação, devendo ser feita ainda na fase de projeto de perfuração. 
Em poços submarinos pode ser que os equipamentos submarinos, como cabeça de poço 
e ANM, sejam especificados primeiro, face ao longo tempo de fabricação destes. A 
especificação dos tubos de produção inclui size, grau, peso por unidade de comprimento, 
tipo de conexão. 
 
 
2.5.2. Características dos Tubos para Colunas de Produção e Injeção 
 
Os tubos de produção (tubing) são caracterizados por size, grau do aço, tipo de 
conexão. Os tubos padronizados pelo API (American Petroleum Institute), seguem a 
especificação API Spec. 5CT, 1990. As tabelas de tubos apresentam o size (4 ½" por 
exemplo), o diâmetro externo do corpo do tubo e das conexões, o peso nominal em lb/pé 
(média do tubo e conexões), para as conexões NU e EU, o grau do aço, a espessura da 
parede do tubo, o diâmetro interno do corpo do tubo e da conexão, o drift (diâmetro de 
passagem) do tubo, a resistência ao colapso (diferencial de pressão de fora para dentro 
do tubo) em psi, a resistência à pressãointerna em psi. Vide Anexo com características 
de tubos. 
O grau do tubo é expresso através de um caráter alfabético e caracteres 
numéricos. O caráter alfabético está associado à composição química e propriedades 
físicas e mecânicas do tubo. Os caracteres numéricos referem-se à tensão de 
escoamento do material. Assim, por exemplo, o grau L80 refere-se a um tubo com dureza 
controlada que provê resistência a fissuras por ataque de H2S e cuja tensão de 
escoamento do aço é de 80.000 psi. 
Os esforços, tensões e deformações oriundos de pressões de fluxo e variações 
de temperatura têm influência na escolha do grau do aço e espessura da parede dos 
tubos. 
 
 
2.5.3. Escolha do SIZE DOS TUBOS (OD) 
O size é definido pela capacidade de fluxo do poço (obtida em testes de 
formação ou por analogia com poços semelhantes), a capacidade de fluxo do tubo e os 
diâmetros internos da coluna de revestimento. Os fluidos produzidos pelo poço e as 
vazões parciais destes variam com o tempo. Assim, a coluna de produção deve ser capaz 
de realizar a produção ao longo de toda a vida útil estimada para o poço. Este 
dimensionamento é feito pelos técnicos em elevação e escoamento. 
A espessura da parede do tubo, traduzida pelo peso do tubo por unidade de 
comprimento (lb/ft) e o grau do tubo são funções do grau de corrosividade dos fluidos 
produzidos/injetados e da tensão aplicada nos tubos. As operações de limpeza, 
estimulação e workovers previstas devem ser levadas em conta. 
 32 
Na Bacia de Campos são usados os seguintes sizes: 
− 3 ½” - utilizado principalmente dentro do liner de 7” ou algumas vezes até o 
TH por razões econômicas, em poços com vazões inferiores a 300 m3/d. Há 
casos onde a utilização de colunas com OD maior seria prejudicial a elevação 
por gás-lift (o gás tende a ‘cortar’ o fluido produzido). 
− 4 ½” - utilizado em poços da BC dentro do revestimento 9 5/8” (não a 
utilizamos dentro do liner de 7” devido a dificuldades no caso de possível 
pescaria). Atende a vazões entre 300 e 800 m3/dia. 
− 5 ½” - a utilização das colunas 5 ½”OD BTC (Butress) na produção começou 
em Marlim face à necessidade de colunas com diâmetros maiores para 
maiores vazões. Estes tubos eram até então utilizados como revestimento. 
Hoje esta solução está bastante difundida, sendo largamente utilizada em 
poços produtores / injetores de Marlim e Espadarte e da UN-RIO, geralmente 
para vazões superiores a 800 m3/dia. 
− 6 5/8” ou 7” - utilizados em poços de alta vazão (maior que 3000 m3/dia) da 
UN-RIO e em alguns poucos poços de Marlim. Hoje, a opção recomendada é 
6 5/8” pois permite a utilização de cabo de PDG, ao contrário da coluna de 7” 
onde o risco de dano ou até mesmo prisão é grande face à pequena folga 
entre estes tubos e os revestimentos 9 5/8”. 
Recomenda-se que se faça sempre uma análise da folga entre todos os 
componentes da coluna e o revestimento onde estes estão localizados. Veja o exemplo a 
seguir para o caso de tubos para poços de alta vazão. 
 
Fig. Fonte: UNRIO/ST/EP 
 
Folga= 0,667”
Cabo PDG
DRIFT= 9,694”
OD= 6,625”
OD= 7,191”
↔
↔
↔
Folga= 1,53”
Folga= 1,25”
Folga= 0,76”→
→
→
Protetor do
cabo do PDG
10-3/4”
6-5/8”
DRIFT= 8,525”
OD= 6,625”
OD= 7,191”
OD= 8,066” Slim.
 = 8,174” Nor.
↔
↔
↔
Folga= 0,95”
Folga = 0,175” →
→
→
9-5/8”
6-5/8”
LUVA
(47#) (51#)
OD= 8,066” Slim.
 = 8,174” Nor.
 33
2.5.4. Escolha da Metalurgia: 
− Aço Carbono – Utilizada na maioria dos poços. Recomendada onde não há 
expectativa da produção de fluidos corrosivos (H2S; CO2); 
− Cr 1% - Recomendada para poços injetores de água. É cerca de 20 % mais 
cara e tem vida útil maior que a tubulação de aço carbono comum, pois é 
mais resistente à ação do O2 proveniente do sistema de injeção; 
− Duoline – Tubos de aço-carbono comum revestidos internamente com fibra. 
Também recomendados para poços injetores de água (é 40 % mais caro 
que o tubo de aço-carbono comum); 
− Cr-13 - Utilizados nos poços produtores onde espera-se produção de CO2 
e/ou H2S com temperaturas menores que 150º C. Exemplo de aplicação: 
BR&CRT; MLS (mod 2); ABL; ESP e algumas áreas de RO; 
− Super Cr-13 - Difere do Cr-13 comum pela presença de Ni e Mo na liga. 
Recomendado quando se espera presença de CO2 e/ou H2S em 
temperatura maior que 150o C. Será utilizada nos poços de gás do projeto 
Peroá & Cangoá (ES); 
− Cr-22 - Utilizados nos poços de gás de Merluza (foram especificados na 
época pela Shell) e também em poços produtores de óleo do Sul. Aplicados 
em ambiente com H2S e/ou CO2 em poços com alta temperatura. 
 
2.5.5. Escolha das Conexões (API ou PREMIUM) 
Mecanicamente, privilegiam-se nos tubos de produção a confiabilidade de 
vedação e a resistência, em detrimento da facilidade de manobra. 
As conexões podem ser as padronizadas pelo API (NU; EU; BTC), para as 
aplicações em ambientes mais favoráveis, ou especiais (proprietary connections), 
chamadas de premium (TDS; BDS; NK3SB; VAM ACE; VAM TOP) para ambientes mais 
exigentes. 
As conexões especiais ou premium são recomendadas para as seguintes 
condições/ambientes (Landmark, March 2000): 
Obter eficiência total e confiabilidade de selamento contra gás em condições 
severas como: 
− altas pressões (> 5000 psi), 
− altas temperaturas (> 250 oF), 
− ambientes corrosivos, 
− poços produtores de gás, 
− altas pressões de gas lift, 
− poços submetidos a vapor, 
− poços horizontais com altos dog legs. 
 
 34 
Aumentar a eficiência de conexões tipo FJ (Flush Joint), IJ (Integral Joint) e 
similares. 
Aumentar a facilidade de encaixe (stab-in) e enroscamento (make-up) de tubos 
de grande diâmetro (> 16”). 
Reduzir o efeito de galling em tubos de cromo e colunas que serão reutilizadas. 
Prevenir falha da conexão sob carga de torsão (quando girando no poço, por 
exemplo). 
 
O desempenho superior das conexões premium, quando comparadas às API, 
decorrem de: i) formas mais complexas de rosca; ii) selos resilientes; iii) ombros para 
torque; iv) selos metal-metal. 
Como o custo das conexões especiais é também premium, ie, elevado, deve-se 
verificar se não é possível atingir os mesmos resultados com conexões API. Algumas 
vezes isto é conseguido através de cuidados como: i) rigoroso controle de qualidade; ii) 
rigoroso controle dimensional; iii) uso de graxa adequada (nas conexões API a vedação 
se dá pela interferência entre os fios de rosca em conjunto com a graxa); iv) plating 
applied to couplings (Landmark, March 2000). 
A revista World Oil publica anualmente uma lista de conexões premiuns dos 
vários fabricantes, com suas características. 
A rosca mais usada no mundo é a EU-8R, padronizada pelo API, onde EU 
significa o reforço de espessura (upset) do tubo nas extremidades, 8 é o número de fios 
de roscas e R significa que os fios de rosca são de perfil arredondado. 
Já as conexões premium têm sido adotadas na Bacia de Campos, em alguns 
casos, por conta dos fluidos produzidos, em face de elevadas RGOs ou à presença de 
H2S ou CO2. No caso de poços de gás não associado, raros na Bacia de Campos, o uso 
de conexões premium é obrigatório. No caso de ambientes corrosivos devido a H2S ou 
CO2, a metalurgia especial, tipo Cr13, Cr22, etc, é obrigatória, o que por sua vez exige 
conexões especiais. Isto porque os aços inoxidáveis apresentam uma tendência de 
soldagem no contato de duas superfícies do mesmo material (galling) se submetidas a 
altas pressões, o que ocorre no enroscamento dos tubos. As luvas das conexões 
especiais dos tubos inox são revestidas com uma camada de cobre depositada 
eletrostaticamente, que previne o efeito de galling. 
O uso de conexões premium na Bacia de Campos se iniciou com a TDS (3 ½ e 4 
½), nos poços do campo de Pampo. Na época, foi uma opção motivadapela presença de 
H2S, apesar do principal requisito da coluna de produção em PM, em face do H2S, ser o 
tipo do aço (C-90). A V&M, fabricante da TDS, está substituindo esta pela conexão VAM 
TOP, mais moderna e com melhores propriedades. Tem-se ainda usado, em larga escala, 
as conexões NK3SB (em Cr-13) fornecidas pela NKK, vencedora da última grande 
licitação. 
O principal fornecedor de tubulações é a V&M (EU, BDS, BTC, VAM TOP, etc.). 
Alguns outros fornecedores são: NKK (rosca NK3SB); MITSUBISHI (rosca FOX). 
 35
 
Observemos que a multiplicidade de opções de tubos e roscas premium decorre 
da evolução tecnológica e de aspectos de mercado. 
Na Petrobras, existe uma padronização nacional para tipos de conexão, grau do 
aço e peso dos tubos de produção, facilitando o intercâmbio entre as regiões e permitindo 
menos itens de estoque e, conseqüentemente, menores custos operacionais. 
Na E&P-BC, as conexões padronizadas para colunas de produção são: 
• EU (external upset); 
• NU (non-upset); 
• TDS (tubing double seal); 
• Buttress (para colunas 5 ½”) e; 
• VAM-ACE (Vallourec), empregada nos poços da Bacia de Santos. 
 
 
 
A seleção da tubulação a ser 
empregada num determinado poço leva em 
conta 4 fatores: 
• diâmetro interno do revestimento de 
produção: nos poços equipados com 
liner de 7”, utiliza-se tubulação com 
diâmetro externo (OD) de 3 ½” para 
facilidade de pescaria, pois o diâmetro 
externo da luva é 4 ½”. Alguns poços 
possuem zona de interesse revestida 
por liner 5 ½” e, nestes casos, utiliza-se 
a coluna 2 3/8” (OD da luva 2,875”); 
• máxima vazão esperada: determina-se o 
diâmetro nominal da coluna; 
• fluido a ser produzido: define o tipo do 
aço (grau) dos tubos, bem como o tipo 
das conexões; 
• esforços mecânicos: calculando-se os 
esforços a que a coluna estará 
submetida durante sua vida útil (tensões 
de tração, de colapso e pressão interna), 
e definido o grau do aço, podemos 
determinar a espessura de parede 
requerida e, conseqüentemente, seu 
peso por metro. 
Figura 2.15 - Componentes da Coluna de Produção 
 
Devido ao uso prolongado da coluna de produção, prioriza-se nestes tubos a 
confiabilidade da vedação ao invés da praticidade de manobra. Assim, privilegiam-se as 
roscas finas que promovem a vedação metal-metal na própria conexão. As roscas finas 
podem ser classificadas como: de perfil redondo, de perfil quadrado e premium. 
 
As roscas EU e NU se enquadram na categoria de perfil redondo e são 
padronizadas pela norma 5B do API. A rosca NU está em desuso em nossa região e a 
 36 
rosca EU é a mais comumente utilizada, dada a grande quantidade de poços produtores 
de óleo, sem outros fluidos agressivos associados, em nossa região. A Tabela 2.4 
apresenta algumas características destes tubos. Referências completas estão 
apresentadas no apêndice. 
 
Nos poços completados com coluna 5 ½” emprega-se os tubos de revestimento 
com conexão BTC (Buttress Thread Casing), com 5 fios por polegada, padronizada pelo 
API, as quais se enquadram na categoria de perfil quadrado. Os tubos comprados para 
completar os poços de Marlim com esta coluna de 5 ½” possuem grau N-80 e peso de 17 
lb/pé. 
 
Em poços produtores de gás, com fluidos agressivos ou com alta pressão, são 
empregados tubos com roscas premium, especificamente as roscas TDS e VAM-ACE. 
 
 2 7/8” EU 3 ½” EU 4 ½” EU 
Grau do aço N-80 N-80 N-80 
Peso (lb/pé) 6,5 9,3 12,75 
ID (pol) 2,441 2,992” 3,958 
Drift (pol) 2,347 2,867” 3,833 
OD da luva (pol) 3,668 4,500 5,563 
Colapso (psi) 11.160 10.530 7.500 
Pressão interna (psi) 10.570 10.160 8.430 
Tração (lb) 144.960 202.220 288.040 
Torque (lbf.pé) 2.800 3.200 4.000 
Capacidade (bbl/m) 0,0190 0,0286 0,0500 
Deslocamento (bbl/m) 0,0074 0,0105 0,0146 
 
Tabela 2.4 - Principais Características dos Tubos de Produção mais Comuns 
 
 
Figura 2.16 - Tubos de Produção mais Usuais 
 
 37
2.5.6. Shear-out 
 
É um equipamento instalado na extremidade inferior da cauda de produção, que 
permite o tamponamento temporário da mesma. Também conhecido por sub de 
pressurização (Figura 2.17 e 2.18). 
 
Possui três sedes, sendo a inferior tamponada. Atualmente tem sido descida sem 
a sede inferior tamponada, isto é, apenas com duas sedes. Antes da descida, é 
dimensionada a pressão de rompimento da mesma e, de acordo com o cálculo, colocados 
tantos parafusos de cisalhamento quanto necessário. Ao se pressurizar a coluna, a força 
atuante na sede faz com que os parafusos cisalhem, caindo a sede no fundo do poço e 
liberando a passagem na coluna. 
 
Necessitando-se tamponar novamente a shear out, lançam-se as esferas no poço 
(Figura 2.19), que se alojarão nas suas sedes. Para abrir ao fluxo novamente, basta 
pressurizar a coluna. Uma vez rompida a sede inferior, a shear out passa a funcionar 
como uma boca de sino, pois tem a sua extremidade inferior bizelada para facilitar a 
reentrada de ferramentas na coluna de produção. 
 
Figura 2.17 - Shear-Out Dupla em Corte Figura 2.18 - Esquema da Shear-Out Tripla 
 
 
 
Figura 2.19 - Sedes e Esfera da Shear-Out 
 38 
As principais dimensões da shear out tripla para coluna 3 ½” EU (a mais utilizada 
na E&P-BC) são mostradas na Tabela 2.5: 
 
 
Tabela 2.5 - Principais Dimensões da Shear Out Tripla de 3 ½” 
 
 
2.5.7. Hydro-trip 
 
 
 
Tabela 2.6 - Principais Dimensões da Hydro-Trip Dupla de 3 ½ 
 
 
2.5.8. Nipples de Assentamento 
 
Os nipples (ou perfis) de assentamento são subs que possuem uma área polida 
para vedação e uma sede de travamento. Servem para alojar, numa profundidade bem 
definida, plugs (para isolamento de zonas produtoras), standing valves (para impedir 
perda de fluido para a formação), instrument hanger com registradores de pressão para 
testes de produção, e chokes (estes de uso raro, permitem a produção simultânea de 2 
SEDE ID c/ sede não rompida ID c/ sede rompida Diam. esfera 
Superior 1,800” 3,000” 2 1/8” 
Intermediária 2,225” 3,000” 2 3/8” 
 
Tal como a shear-out, serve 
para tamponamento temporário da 
coluna. Porém por ter rosca também 
na parte inferior, pode ser instalada 
em qualquer ponto da coluna. A sede, 
no entanto, não cai para o fundo do 
poço, pois tem um collet que se 
expande, entrando na reentrância 
apropriada para isto. Como 
desvantagem, não permite passagem 
plena na coluna após o rompimento 
da sede (Figura 2.20 ). 
 
O dimensionamento dos 
parafusos de cisalhamento e 
operação são semelhantes à da 
shear-out. 
 
As principais dimensões da 
hydro-trip dupla para coluna 3 ½” EU 
(a mais utilizada na E&P-BC) são 
mostradas na Tabela 2.6 a seguir: 
 
Figura 2.20 - Hydro-Trip Dupla 
 ID c/sede não rompida ID c/sede rompida Diâmetro da esfera 
Inferior 2,000” 2,600” 2 1/8” 
Superior 2,300” 2,700” 2 ½” 
 39
zonas com diferentes pressões). São especificados pelo seal bore, que é o diâmetro da 
área polida onde as gaxetas dos equipamentos de controle de fluxo fazem a vedação. 
 
Normalmente são instalados na cauda de produção, abaixo de todas as outras 
ferramentas. Podem, também ser instalados tantos quantos necessários, em qualquer 
ponto da coluna, ressalvando-se a seletividade dos mesmos. 
 
Basicamente, há dois tipos principais de nipples de assentamento: nipple R (não 
seletivo) e nipple F (seletivo) (Figura 2.21). 
 
 
2.5.9. Nipple R (não seletivo) 
 
Possuem um batente (no-go) na parte inferior com diâmetro interno menor que o 
diâmetro interno da área polida. Normalmente, é utilizado em dois casos: quando a coluna 
requer um único nipple ou como o último (mais profundo) de uma série de nipples do 
mesmo tamanho. A utilização de mais de um nipple não seletivo na mesma coluna, 
somente é possível se os diâmetros internos dos mesmos forem diferentes, decrescendocom a profundidade de instalação. 
 
Os principais nipples R utilizados na E&P-BC são mostrados na Tabela 2.7. 
 
 
 
 
 
 
Tabela 2.7 - Principais Nipples R 
 
2.5.10. Nipple F (seletivo) 
 
Não possuem no-go, isto é, a própria área selante serve de batente localizador. 
Podem ser instalados vários nipples seletivos de mesmo tamanho numa mesma coluna. 
Neste caso, o posicionamento do equipamento desejado é feito pela ferramenta de 
descida e/ou tipo de trava do equipamento a ser instalado. 
 
A junta telescópica (TSR) e o tubing hanger têm um perfil F incorporado 
internamente, com dimensões de 2,81” e 3,75”, respectivamente. Em caudas de produção 
large bore, o perfil F do TSR tem diâmetro nominal de 3,50” e o nipple R pode ser de 
3,25” ou 3,31”. 
 
As figuras 2.22 e 2.23 mostram respectivamente uma standing valve e um niplle 
R em corte, com uma Standing Valve assentada. 
 
Os principais nipples F utilizados na E&P-BC são mostrados na Tabela 2.8. 
Tamanho Nominal Conexão Área Polida 
3,81” 4 ½” EU 3,812” 
3,75” 4 ½” EU 3,750” 
3,68” 4 ½” EU 3,680” 
2,81 3 ½” EU 2,812 
2,75 3 ½” EU 2,750 
2,31 2 7/8” EU 2,312 
1,87 2 3/8” EU 1,875 
1,81 2 3/8” EU 1,812 
 
Tabela 2.8 - Principais Nipples F. 
Tamanho Nominal Conexão Área Polida “NO-GO” 
2,75” 3 ½” EU 2,750” 2,697” 
2,25” 2 7/8” EU 2,250” 2,197” 
1,87” 2 3/8” EU 1,875” 1,822” 
 40 
 
 
2.5.11. Sliding Sleeve 
 
A sliding sleeve (ou camisa deslizante) possui uma camisa interna que pode ser 
aberta ou fechada através de operações de arame, para prover comunicação anular-
coluna ou coluna-anular (Figura 2.24 ). 
 
A área de fluxo, normalmente, é equivalente à área de passagem da coluna de 
produção. Os diferentes tipos de camisas deslizantes existentes no mercado são bem 
semelhantes quanto à sua concepção, variando apenas os tipos de elementos de 
vedação (gaxetas, selos moldados ou o-rings), o sentido de abertura e fechamento 
(percussão para cima ou para baixo) e a existência ou não de um perfil para 
assentamento de tampões mecânicos com operações de arame. 
 
 
Figura 2.24 - Camisa Deslizante (Sliding Sleeve) 
 
Figura 2.21 - Nipples para Assentamento de Tampões 
Mecânicos (Plugues) 
Figura 2.22 - Standing 
Valve 
Figura 2.23 - Standing 
Valve Assentando 
 41
Seu uso está restrito, atualmente, para completação seletiva, onde permite a 
produção da zona superior. Alguns poços antigos ainda possuem esta válvula na 
composição da cauda, porém, este uso foi abolido nas novas colunas devido pouca 
confiabilidade na vedação dos o-rings da camisa quando se fazia o fechamento com 
arame. Os principais fornecedores tentam resolver este problema de diferentes formas: a 
Baker lançou uma sliding sleeve com vedação metal-metal, a CAMCO preferiu a opção da 
camisa insertável, onde se pode substituir os elastômeros a cada ciclo. 
 
Sua função na cauda era ser um back-up para produção caso a extremidade da 
coluna estivesse irremediavelmente plugueada. Com o advento do cortador químico, a 
zona pode ser rápida e economicamente aberta com o corte da cauda modulada. 
 
Quando houver a necessidade de se descer uma sliding sleeve no poço, jamais 
colocar chave flutuante ou cunha no corpo da camisa. Enroscar previamente um pup joint 
no top sub para o manuseio, e posicionar as chaves flutuantes no top e bottom subs para 
aplicar o torque. 
 
2.5.12. Check Valve 
 
É uma válvula de pé, que serve para impedir o fluxo no sentido descendente. É 
composta de uma sede, com uma válvula de retenção que se abre quando pressurizada 
de baixo para cima e veda quando pressurizada de cima para baixo (Figura 2.25). Serve 
para evitar que o poço beba o fluido de completação presente na coluna, mantendo-a 
cheia, e, em colunas com BCS, impedir o contra-fluxo pelo interior da bomba. 
 
Figura 2.25 - Válvula de Pé (Check Valve) 
 
2.5.13. Packer de Produção 
 
O packer tem múltiplas funções: 
• serve para compor a primeira barreira de segurança, conjuntamente com a 
DHSV, a coluna de produção entre ao DHSV e o packer e o revestimento de 
produção bem cimentado abaixo do packer; 
 42 
• protege o revestimento (acima dele) contra pressões da formação e fluidos 
corrosivos; 
• possibilita a injeção controlada de gás, pelo anular, nos casos de elevação 
artificial por gás lift; 
• permite a produção seletiva de várias zonas por uma única coluna de produção 
(com mais de um packer), etc. 
 
É posicionado de tal forma que a extremidade da coluna de produção fique a 
aproximadamente 30m acima do topo da formação produtora, para permitir perfilagens de 
produção e ampliações de canhoneio through tubing. 
 
Os packers de produção são assentados por diferencial de pressão entre o 
interior e o exterior da coluna, e conseqüentemente, em algum ponto da coluna abaixo do 
packer é necessário instalar um sub de pressurização com este objetivo. Os packers são 
compostos por elementos de vedação (borrachas), elementos de ancoragem (cunhas e 
hold-down), pinos de cisalhamento para assentamento e pinos (ou anel) de cisalhamento 
para desassentamento. 
 
O hold-down, presente em alguns tipos de packer, são cunhas com a função de 
não permitir que pressões abaixo do packer o desloquem para cima, pois quanto maior o 
diferencial de pressões, maior será a fixação do hold-down ao revestimento. Nos packers 
HH e HHL esta função é suprida pela própria cunha, cujo desenho dos dentes lhe permite 
um bom desempenho tanto com diferenciais de pressão de cima para baixo, quanto o 
contrário. 
 
A Tabela 2.9 apresenta as características dos packers usados na produção. Em 
função do histórico de desempenho observado para cada modelo de packer de produção, 
os mesmos são usados em situações diferentes, conforme mostrado pela Tabela 2.10. 
 
Tabela 2.9 - Características dos Packers de Produção 
 FH 
9 5/8” 
FHL
7” 
RH 
 9 5/8”
RHL
7” 
HH
9 5/8”
HHL 
7” 
SC-1 
9 5/8” 
SC-1L 7” SC-2
9 5/8” 
Hold-down sim sim sim sim não Não Não não Não
Dupla ancoragem não não não não sim Sim Sim sim Sim
Mecanismo anti-desassentamento hidráulico não não não não sim Sim Não não Não
Aceita âncora selante não não não não não não Sim sim Sim
Peso de coluna máxima (Klbf) 40 40 80 80 345 150 140 200 200
∆P máximo 
de cima para baixo (psi) 
de baixo para cima (psi) 
3500
10000
3500
7500
5500
5500
6000
6000
6000
10000
 
6000 
7500 
 
6000 
6000 
7500
6000
7500
10000
Temperatura máxima elastômeros (oF) 275 275 350 350 330 330 300 300 350
ID (pol) 3,000 3,000 2,972 2,885 3,000 2,890 4,750 4,000 4,750
Assentamento 
Pressão início (psi) 
Pressão final (psi) 
Número estágios 
2000
2500
1
2000
2500
1
1375
2500
1
1500
2500
1
2030
2500
3
 
1902 
2500 
3 
 
1600 
2500 
1 
1600
2500
1
1600
2500
1
Desassentamento 
tração (klbf) 
externo (E) / interno (I) 
pino (P) / anel (A) 
capacidade (klbf) 
 
50 
E 
A 
50 
 
50 
E 
A 
50 
 
50 
E 
10 P
5,00 
 
43 
E 
6 P
7,166 
 
54 
E 
6 P
9,00 
 
54 
E 
6 P 
9,00 
 
15 
I 
6 P 
2,50 
 
15 
I 
6 P
2,50 
 
15 
I 
6 P
2,50 
 43
 
 FH / FHL RH / RHL HH / HHL SC-1 / SC-1L / SC-2 
Gravel pack Não não não Sim 
Canhoneio TCP Não pode ser usado (*) mais adequado pode ser usado 
Abandono temporário Mais adequado pode ser usado pode ser usado pode ser usado 
Packer de produção bom muito bom muito bom Não 
TSR pré-balanceado não pode ser usado (*) mais adequado Não 
Histórico de desempenho bom muito bom muito bom muito bom 
(*) consultar recomendações 
Tabela 2.10 - Recomendações para Aplicação dos Packers de Produção 
 
 
Figura 2.26 - Elemento de Vedação 
(Borrachas) do Packer HHL 
 
Figura 2.27 - conjunto de 
Ancoragem do PackerModelo HHL 
Figura 2.28 – Esquema do Packer de Produção 
Recuperável HHL 
 
 
2.5.14. Packer Permanente 
 
É um tipo de packer que, uma vez assentado, não se consegue mais recuperá-lo. 
Para retirá-lo, é necessário cortá-lo e empurrá-lo para o fundo do poço. 
 
É assentado a cabo, utilizando-se uma unidade de perfilagem. Para ser 
assentado, é conectado a uma setting tool (ferramenta de assentamento) e descido até a 
profundidade apropriada. Ao se acionar, eletricamente, a setting tool, há a detonação de 
um explosivo que cria um movimento da camisa superior para baixo, comprimindo todo o 
 44 
conjunto até a camisa retentora. Este movimento expande o elemento de vedação e as 
cunhas contra o revestimento (Figura 2.29). 
 
2.5.15. Unidade Selante 
 
É o equipamento descido na extremidade de uma coluna, que faz a vedação da 
mesma com o orifício da packer ou do suspensor de subsuperfície. Para instalá-la, basta 
colocar peso, pois tem uma rosca tipo wicker. Divide-se em três tipos principais (Figura 
2.30). 
 
2.5.16. Âncora 
 
Uma vez conectada, só permite a liberação com rotação à direita (14 voltas), 
possuindo dispositivo anti-rotacional. Os dentes da garra têm perfil horizontal na parte 
superior, o que garante a impossibilidade de liberação por tração. 
 
2.5.17. Trava 
 
Uma vez conectada, permite a liberação com tração (cerca de 10.000 lb), pois 
não tem um dispositivo anti-rotacional que permita seu giro para liberação. 
 
2.5.18. Batente 
 
Por não ter a rosca wicker, não trava. Para retirá-la, basta tracionar a coluna. 
 
 
 
 
 
 
Figura 2.29 - Packer Permanente 
Modelo D Baker 
Figura 2.30 - Unidades Selantes 
 45
2.5.19. Junta Telescópica (TSR) 
 
O TSR (Tubing Seal Receptacle) ou junta telescópica (Figura 2.31 e 2.32) é 
usado para absorver a expansão ou contração da coluna de produção, devido à variação 
térmica da mesma por causa das diferentes temperaturas a que é exposta quando da 
produção (ou injeção) de fluidos. Permite também a retirada da coluna sem haver 
necessidade de desassentar a cauda. 
 
É composto basicamente de duas partes independentes: a camisa externa e o 
mandril. A camisa é composta de um top sub, dois conjuntos de barreiras de detritos, 
quatro conjuntos de unidades selantes e a sapata guia com J-slot. O mandril é composto 
de um perfil F no topo, seguido de mandril polido e bottom sub com J-pino e duas sedes 
para parafusos de cisalhamento. 
 
A vedação entre os dois conjuntos (camisa externa e mandril) é promovida pelo 
conjunto de unidades selantes sobre o mandril polido. O travamento entre os dois 
conjuntos, para descida ou retirada, é promovido através do J-slot existente na sapata 
guia (Figura 2.33 e Figura 2.35 ) que se encaixa no J-pino (no bottom sub do mandril) e 
por parafusos de cisalhamento que tanto podem ser armados para rompimento por tração 
ou compressão (Figura 2.32). 
 
 
Figura 2.31 - TSR Armazenado na Oficina da GENPO/GEQUIP 
 
A sapata guia (figuras 2.33 e 2.35) tem também uma extremidade tipo overshot 
na meia-pata de mula para facilitar o reencamisamento da camisa no mandril. O J-slot da 
sapata pode ser do tipo “EASY-OUT”, “AUTO-IN” ou “AUTO-OUT”, todos com a opção de 
liberação à direita ou à esquerda, o que deve ser definido em função da aplicação. 
 
O perfil F no topo do mandril tem a finalidade de possibilitar o isolamento da 
coluna através do tampão mecânico e também possibilitar a limpeza dos detritos, por 
circulação, que porventura se acumulem acima do tampão antes de sua pescaria. 
 46 
 
 
 
 
 
 
 
 
Figura 2.32 - Junta Telescópica (TSR) 
 
 
Figura 2.33 J-Slot na Sapata 
Guia 
Figura 2.34 - Ranhuras do 
Mandril 
Figura 2.35-Sapata Guia do TSR 
 47
2.5.20. Mandril de Gás Lift (MGL) e Válvula de Gás Lift (VGL) 
 
O mandril de gás lift (MGL) é um componente da coluna de produção usado 
como alojamento de diversos tipos de válvulas, chamadas de válvulas de gás lift (VGL), 
que promoverão a comunicação coluna-anular (Figura 2.36, 2.37 e 2.38). Estas válvulas 
podem ser assentadas e retiradas através de operações com arame. 
 
Os MGL são excêntricos, isto é, as bolsas de assentamento das válvulas são 
localizadas na lateral do mandril, só sendo acessíveis com a utilização de ferramentas 
especiais (desviadores) através de operações com arame. Assim, os mandris mantêm um 
diâmetro interno igual ao dos tubos de produção (full bore). 
 
Os mandris são enviados para a sonda com a válvula já instalada e com 2 pup 
joints instalados (um acima e o outro abaixo). São marcados externamente com as 
informações: tipo do mandril, diâmetro, tipo, orifício e calibração da válvula, posição na 
coluna, e se as conexões estão torqueadas ou com aperto manual. Os mandris possuem 
rosca caixa nas 2 extremidades e, para não se correr o risco de inverter sua posição de 
instalação, deve-se lembrar que os orifícios estão situados na parte inferior do mandril. Os 
pup joints conectados facilitam esta instalação. Em colunas 5 ½” com mandris 4 ½”, 
emprega-se luvas de fluxo na transição, que cumprem dupla função: redução da rosca e 
maior resistência à erosão devido à maior espessura de parede. 
 
O ponto crítico de vazamento nos mandris é nas gaxetas da válvula e, devido a 
este fato, são testados na oficina com 5000 psi antes de serem enviados para a sonda. 
Quando se troca válvulas na sonda, este teste deve ser repetido. 
 
Os principais tipos de válvulas de gás lift são: VGL de orifício, VGL de pressão e 
VGL cega. 
 
2.5.21. VGL de Orifício 
 
Serve para injeção de gás em coluna de elevação artificial por gás lift. Está 
sempre aberta no sentido anular-coluna, e não permite passagem no sentido coluna-
anular (Figura 2.40). 
 
2.5.22. VGL de Pressão 
 
Também chamada de VGL calibrada, serve para ajudar a aliviar o peso da coluna 
hidrostática durante a indução de surgência. Na coluna de produção, trabalhando como 
válvula de alívio (normalmente se utiliza mais de uma VGL calibrada), fica posicionada 
acima da válvula operadora (de orifício), e é calibrada para fechar a determinada pressão 
no anular, quando então não mais permite o fluxo de gás através de si (Figura 2.41 e 
2.42). 
 
2.5.23. VGL Cega 
 
Serve para reservar uma posição estratégica na coluna para comunicação 
coluna-anular. Não é possível a circulação através desta válvula, tendo a mesma de ser 
retirada da bolsa do mandril para permitir a circulação. 
 
 48 
 
Figura 2.36 - Esquema do Mandril de Gás 
Lift com Bolsa Lateral 
Figura 2.37 - Alguns MGL, em 
Corte, usados na E&P-BC 
Figura 2.38 - Instalando uma VGL 
na Bolsa do MGL 
 
 
 
Figura 2.39 - Válvula de Orifício Figura 2.40 - VGL de Pressão, 
em Corte 
Figura 2.41 - Engaxetamento 
inferior e Check Valve 
 49
2.5.24. Válvula de Segurança de Subsuperfície (DHSV) 
 
A válvula de segurança de subsuperfície, DHSV (Down Hole Safety Valve), 
posicionada sempre abaixo do fundo do mar, é um componente da coluna de produção, 
tendo a função de barreira mecânica de segurança para evitar erupções ou fluxos 
descontrolados do poço no caso de falhas dos equipamentos de segurança de superfície. 
Normalmente a DHSV está na posição fechada. Para produzir o poço, a DHSV deve ficar 
na posição aberta. Qualquer que seja a posição da válvula (aberta ou fechada), a mesma 
permite injeção de fluido para o interior do poço. 
 
Nas plataformas fixas, é instalada a 30 metros abaixo do mud line. Porém, quando 
se prevê a perfuração de um poço no mesmo template, a mesma deve ser instalada 
abaixo do kick-off point programado. 
 
Nas completações com ANM, a válvula de segurança vem sendo instalada a 10 
metros abaixo do mud line. Recentemente, foi conduzido um estudo de possibilidade de 
falhas em poços isolados,onde foi demonstrado que a DHSV pode ser dispensada para 
estes poços. Há uma comissão nomeada para alterar a norma Petrobras e iniciar a 
implementação deste estudo. 
 
São várias as formas de se classificar uma DHSV: 
 
• Quanto à forma de instalação: tubing mounted ou insertáveis; 
• Quanto ao mecanismo de acionamento: válvula controlável da superfície ou 
válvula de velocidade de fluxo (storm choke); 
• Quanto à equalização: auto-equalizável ou não auto-equalizável. 
 
2.5.25. Enroscadas na Coluna ou Insertáveis 
 
As enroscadas na coluna, ou tubing mounted (TM) (Figura 2.41), são conectadas 
diretamente na coluna de produção, são mais confiáveis, apresentam menor restrição ao 
fluxo e são mais caras que as insertáveis. A principal desvantagem reside no caso de 
mau funcionamento, ou problema que necessite removê-la, ter-se que retirar a árvore de 
natal e coluna de produção. As insertáveis com unidade de arame, ou wireline 
retriaveable (WL) (Figura 2.42 e Figura 1), permitem substituição sem a necessidade da 
retirada da coluna. 
 
2.5.26. Controlável ou Não Controlável da Superfície 
 
As controláveis da superfície são normalmente fechadas (fail safe close), 
independem das características de fluxo do poço, podem ser enroscadas na coluna 
(Figura 2.41) ou insertáveis (Figura 2.42) e abrem aplicando-se pressão através de linha 
hidráulica. Para fechá-la, drena-se a pressão na linha hidráulica que a liga ao painel de 
controle na superfície. 
 
A não controlável da superfície (Figura 2.47), também chamada de válvula de 
velocidade de fluxo, é normalmente aberta. É afetada pela variação de fluxo do poço. Um 
fluxo superior ao utilizado na sua calibração atua a válvula provocando o seu fechamento. 
Sua principal vantagem é a não utilização de linha de controle, mas o ajuste de 
calibração, face às características do fluxo, constitui sua desvantagem. 
 
 50 
2.5.27. Auto-Equalizável ou não Auto-Equalizável 
 
 
A auto-equalizável (Figura 2.48) não necessita de fonte externa de pressão para 
equalizar as pressões acima e abaixo do dispositivo de vedação (flapper ou esfera) para 
abertura da válvula, já que possui um mecanismo de auto-equalização. Alguns tipos de 
mecanismo permitem a possibilidade de vazamento interno na válvula. 
 
Na não auto-equalizável, o dispositivo de vedação (flapper ou esfera) só deverá 
ser acionado para abertura após equalizar as pressões acima e abaixo da válvula. 
 
 
2.5.28. DHSV para Águas Profundas 
 
 
Os desafios oriundos da produção de campos de petróleo em águas profundas (> 
700 metros) fez surgir novos equipamentos para atender as condições existentes, entre 
eles a DHSV com câmara de nitrogênio (N2) (Figura 2.49). 
 
Basicamente, além de atender a instalação a alta profundidade, as DHSV’s N2 
têm como requisitos necessários possuir baixa pressão de acionamento nos umbilicais de 
controle e a confiabilidade no funcionamento. Suas principais características são a 
existência de câmara de N2, ser não sensitiva a pressão do poço, ter 2 (duas) linhas de 
controle independentes e um mecanismo para mau funcionamento da válvula (fail safe) 
que garanta o seu fechamento. A redundância da linha de controle é necessária, pois o 
entupimento da mesma sempre foi a maior causa de intervenção em poços com 
problemas na DHSV. 
 
A câmara de N2 tem a finalidade de compor a resultante de forças que atuam no 
sentido de fechar a DHSV quando ocorrer uma falha na válvula. No parágrafo acima é 
citado como uma das características o fato da válvula ser não sensitiva à pressão do 
poço, e como no momento não há ainda tecnologia disponível que fabrique uma mola de 
material suficiente para superar a pressão hidrostática na LC (esta pressão atua no 
sentido de manter a válvula na posição aberta) a solução encontrada foi pré-calibrar a 
válvula com N2 de acordo com a profundidade de instalação. 
 
A pressão de abertura desse tipo de DHSV varia com a temperatura do poço, 
havendo uma tabela de correção da pressão para a qual foi calibrada, em função da 
temperatura. 
 
 51
 
 
Figura 2.41 - DHSV Tubing Mounted Figura 2.42 - Desenho Esquemático da DHSV Insertável
 
 
 
2.5.29. DHSV’s Utilizadas no E&P-BC 
 
A Tabela 2.11 apresenta modelos de DHSV’s existentes e instalados na Bacia de 
Campos. 
 
 
Tabela 2.11 - Modelos de DHSV’s na E&P- BC 
 
Modelo Fabricante Insertável (WL) ou tubing mounted (TM) Flapper (F) ou esfera (E) Observação 
BFX Baker WL E Sensitiva 
DKD Otis WL E Sensitiva 
FXE Otis WL F Sensitiva 
BFVE/H Baker WL F Sensitiva 
WRDP-1 e 2 Camco WL F Sensitiva 
DL Otis TM E Sensitiva 
SL Baker TM E Sensitiva 
FVL Baker TM F Sensitiva 
FMX Otis/CBV TM F Sensitiva 
FVHDM Baker TM F Sensitiva 
TRDP-1A e 4A Camco TM F Sensitiva 
TRCDH-1, 2 e 10 Camco TM F Não Sensitiva 
TRCDH-2FP Camco TM F Não Sensitiva 
 52
 
Figura 1.43 - DHSV Insertável 
 
 
 
Figura 2.44 - Sistema de 
Travamento 
 
Figura 2.45 - Engaxetamentos 
e Furos de Entrada para 
Fluido Hidráulico 
 
 
Figura 2.46 - Compartimento 
da Flapper Valve 
 
 
Figura 2.47 - Storm Choke 
 
 
Figura 2.48 - Mecanismo de 
Auto-Equalização 
 
 53
 
Figura 2.49 – Diagrama Esquemático e Válvula DHSV 
com Câmara de Nitrogênio 
CÂMARA DE 
NITROGÊNIO 
 
 
54
Bibliografia 
 
 
ECONOMIDES, Michael J. ett alli. Petroleum Well Construction. Jhon Wiley & Sons, 
1997 
 
GARCIA, J. E. L. A completação de poços no mar. Apostila PETROBRAS 
SEREC/CEN-NOR, Salvador, 1997. 111p. 
 
MIURA, K. GARCIA, J. E. L. Manual de Completação. UN-BC, Outubro de 1988. 
 
ROVINA, P. S. Coluna de Produção. Apostila UN-BC, Junho de 1996. 
 
SILVA FILHO, H. P. Sistemas de DHSV. Apostila UN-BC, Abril de 1997. 
 
PETROBRAS. Petroguia, E&P-CORP/ENGP/TEP, 2ª edição, 2002. 
 
FREITAS, H. M. , RODRIGUES, V. F. Características de tubos para colunas de 
produção e injeção, critérios de seleção e aspectos operacionais. Apostila UN-
BC/ST/EP UN-BC, Novembro de 2.002. 
 
BAKER. Tech Facts.1996.