Análise Comparativa de Integridade de Poço Entre o Regulamento Técnico SGIP e a NORSOK STANDARF D 010

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UNIVERSIDADE FEDERAL DO RIO GRANDE DO NORTE 
 
CENTRO DE TECNOLOGIA – CT 
 
CURSO DE ENGENHARIA DE PETRÓLEO – CEP 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
TRABALHO DE CONCLUSÃO DE CURSO 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
ANÁLISE COMPARATIVA DE INTEGRIDADE DE POÇO ENTRE O 
REGULAMENTO TÉCNICO SGIP E A NORSOK STANDARD D-010 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
Discente: Matheus Medeiros de Azevedo 
 
 
Orientador: Profº Msc. Gustavo Arruda Ramalho Lira 
 
 
 
 
NATAL/RN 
 
2016 
 
MATHEUS MEDEIROS DE AZEVEDO 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
ANÁLISE COMPARATIVA DE INTEGRIDADE DE POÇO ENTRE O 
REGULAMENTO TÉCNICO SGIP E A NORSOK STANDARD D-010 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
Trabalho de conclusão de curso (TCC) faz 
parte da grade curricular do curso de 
Engenharia de Petróleo da Universidade 
Federal do Rio Grande do Norte – UFRN, 
sendo este requisito obrigatório para obtenção 
do título de Bacharel em Engenharia de 
petróleo. 
 
Orientador: Profº Msc. Gustavo Arruda 
Ramalho Lira 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
NATAL/RN 
 
2016 
 
AGRADECIMENTOS 
 
 
 
Aos meus pais, Maria Silvana Gomes Medeiros de Azevedo e Dilson 
Gonçalves de Azevedo e ao meu irmão Marcos Vinícius Medeiros de Azevedo por 
sempre estarem junto a mim, apoiando nos maus e bons momentos, bem como, a 
toda minha família que sempre acreditou e torceu pelo meu sucesso. 
 
Meu agradecimento também ao meu orientador Prof. Msc Gustavo Arruda 
Ramalho Lira por dar todo o suporte para a conclusão do presente trabalho. 
 
DEDICATÓRIA 
 
 
 
Dedico primeiramente a Deus, pois sem ele nada disso teria sido possível, já 
que foi com fé no senhor que recebi forças para superar todos os obstáculos que 
foram impostos ao longo da vida. 
 
Dedico especialmente a meus pais por terem me apoiado durante toda a 
minha trajetória e por sempre me mostrarem o caminho ideal a ser trilhado. 
 
Dedico aos meus amigos de universidade, em especial a Úrsula Britto, 
George Henrique, Elder Santos, Clóvis Macêdo, Jady Medeiros e Bárbara câmara 
que contribuíram muito durante minha formação e por sempre estarmos juntos nos 
maus e bons momentos. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
”Seja um sonhador apoiado na ação. ” 
 
Bruce Lee 
 
 
RESUMO 
 
A integridade de poço refere-se à capacidade deste em evitar fluxo descontrolado de 
fluidos entre as formações ou destas para a superfície por meio de um conjunto de 
técnicas e equipamentos que estabeleçam barreiras de segurança, sendo muito 
importante no que se diz respeito à proteção da vida humana, do meio ambiente e 
dos ativos da união, do operador do contrato e de terceiros. Existem no mundo 
alguns documentos que regulam a indústria do petróleo quanto à integridade de 
poço, onde serão destacados neste trabalho o Regulamento Técnico do Sistema de 
Gerenciamento de Integridade de Poço (SGIP) e a diretriz NORSOK D-010. Apesar 
de tratarem do mesmo assunto e de seus objetivos finais serem iguais, estes 
apresentam algumas visões e definições diferentes. Este trabalho consiste em 
realizar uma análise comparativa e de abrangência entre o SGIP e a NORSOK D-
010 durante as fases de vida de um poço, bem como dos conceitos que os 
documentos tratam, permitindo assim ter-se um panorama de como a integridade de 
poço é tratada nos dois países, possibilitando, dessa forma uma visão mais ampla a 
respeito do tema tratado. A diretriz apresenta um caráter prescritivo, influenciando na 
forma com que a empresa gerencia os seus projetos, dando maior conformidade a 
estes, enquanto que o SGIP deixa a critério da empresa, mediante avaliação de 
riscos, a forma com que o operador do contrato estabelece seu gerenciamento de 
integridade de poço, demonstrando um caráter mais liberal. 
 
Palavras chaves: Integridade de poço, Barreira de segurança, Análise comparativa, 
NORSOK D-010, Sistema de gerenciamento de integridade de poço. 
 
 
ABSTRACT 
 
Well integrity refers to its ability to prevent an uncontrolled flow of fluid across the 
formations or between the reservoir and the surface by means of a set of techniques 
and equipment to establish safety barriers and It is very important for protection of 
human life, the environment and union assets, the contract operator and third parties 
involved. Around the world, there are some documents that regulate the oil industry 
regarding integrity well. In this paper will be highlighted the Regulamento Técnico do 
Sistema de Gerenciamento de Integridade de Poço (SGIP) and the guideline 
NORSOK D-010. Although they treat the same subject and their ultimate objective 
are the same, they present some different views and definitions. This paper consists 
in performing a comparative and comprehensiveness analysis between the SGIP and 
NORSOK D-010 during the life stages of a well, as well the concepts that the 
document deal with, thus allowing a view of how the well integrity is treated in both 
countries, thus allowing a broader view on the subject. The Guideline presents a 
prescriptive character influencing the way in which the company manages their 
projects, giving greater conformity between them, while the SGIP gives freedom to 
the company, by means of risk assessment, the way in which the contract operator 
establishes Its well Integrity management, demonstrating a liberal character. 
 
 
 
Key words: Well integrity, Safety barriers, Comparative analysis, NORSOK D-010, 
Sistema de Gerenciamento de Integridade de poço. 
 
 
LISTA DE FIGURAS 
 
 
 
 
 
Figura 1: Esquema das operações realizadas no poço, adaptado de ISO (2013). ............... 24 
 
Figura 2: Principais caminhos para vazamento de fluido, adaptado de Fonseca (2012) 
................................................................................................................................................26 
 
Figura 3: Barreira de poço para um caso de abandono temporário em poço não canhoneado, 
adaptado de NORSOK (2011)................................................................................................28 
 
Figura 4: Vazamento de fluido em caso de formação permeável ou não competente, 
adaptado de NORSOK (2011)...............................................................................................31 
 
Figura 5: Planilha de avaliação de criticidade de poço, ANP (2016).....................................36 
 
Figura 6: Esquemas de barreira de poço para cenário de perfuração, testemunhagem e 
descida de coluna com equipamento de perfuração cisalhável, adaptado de NORSOK 
(2004).....................................................................................................................................42 
 
Figura 7: Esquema das regiões anulares do poço.................................................................44 
 
Figura 8: Situação de múltiplas zonas produtoras, adaptado de NORSOK (2004)..............49 
 
 
 
LISTA DE TABELAS 
 
 
 
 
 
Tabela 1: Incidentes de perda de integridade de poço no mundo, adaptado de ANP (2016) 
....................................................................................................................................................11 
 
Tabela 2: Incidentes de perda de integridade de poço no Brasil, adaptado de ANP (2016) 
 
................................................................................................................................................12 
 
Tabela 3: Descrição das barreiras e seus elementos, adaptado de NORSOK (2004) 
................................................................................................................................................29 
Tabela 4: Descrição das barreiras e seus elementos para cenário de perfuração, 
testemunhagem e descida da coluna com equipamentos de perfuração cisalháveis, 
adaptado de NORSOK (2004) .............................................................................................. 42 
 
. 
 
SUMÁRIO 
 
1-INTRODUÇÃO .............................................................................................................................................. 10 
 
1.1–JUSTIFICATIVA ..................................................................................................................................... 15 
 
1.2–OBJETIVO .............................................................................................................................................. 15 
 
1.3-OBJETIVOS ESPECÍFICOS................................................................................................................. 15 
 
2–ASPECTOS TEÓRICOS .............................................................................................................................. 16 
 
2.1–CONTEXTO DA REGULAMENTAÇÃO BRASILEIRA ..................................................................... 16 
 
2.2–CONTEXTO DA REGULAMENTAÇÃO NORUEGUESA ................................................................ 17 
 
2.3-INTEGRIDADE DE POÇO .......................................................................................................... 18 
 
2.4-FASES DE VIDA DE UM POÇO ................................................................................................. 20 
 
2.4.1-PROJETO ............................................................................................................................. 21 
 
2.4.2-CONSTRUÇÃO .................................................................................................................... 21 
 
2.4.3-PRODUÇÃO ........................................................................................................................ 22 
 
2.4.4-ABANDONO......................................................................................................................... 23 
 
2.5-CAMINHO PARA FLUXO DE FLUIDO ................................................................................ 25 
 
3-BARREIRA DE POÇO E CONJUNTO SOLIDÁRIO DE BARREIRA ..................................................... 27 
 
3.1-DEFINIÇÕES .......................................................................................................................................... 27 
 
3.2-ANÁLISE COMPARATIVA .................................................................................................................... 28 
 
4–PROJETO DE POÇO ........................................................................................................................ 34 
 
4.1-DEFINIÇÕES .............................................................................................................................. 34 
 
 4.1.1- POÇOS CRITÍCOS.................................................................................................... ...34 
4.2-ANÁLISE COMPARATIVA .......................................................................................................... 37 
 
5-PERFURAÇÃO .................................................................................................................................. 41 
 
5.1-DEFINIÇÕES .............................................................................................................................. 41 
 
5.2-ANÁLISE COMPARATIVA .................................................................................................................... 41 
 
6–PRODUÇÃO .................................................................................................................................................. 44 
 
6.1 - DEFINIÇÕES ........................................................................................................................................ 44 
 
6.2-ANÁLISE COMPARATIVA .................................................................................................................... 45 
 
7–ABANDONO ................................................................................................................................................... 46 
 
7.1 - DEFINIÇÕES ........................................................................................................................................ 46 
 
7.2-ANÁLISE COMPARATIVA ..................................................................................................................... 47 
 
 7.2.1-ABANDONO TEMPORÁRIO DE POÇOS.......................................................................47 
 7.2.2-ABANDONO PERMANENTE DE POÇOS...........................................................................48 
8–CONCLUSÃO ................................................................................................................................................ 51 
 
REFERÊNCIAS .................................................................................................................................................. 54 
Trabalho de Conclusão de Curso - CEP/UFRN 
 
 
 
 
INTRODUÇÃO 
 
Os riscos associados à exploração e produção de petróleo se apresentam em 
um grau elevado de importância tanto para a segurança do meio ambiente como da 
vida humana. Em 2010 ocorreu o pior desastre ambiental da história que foi o 
vazamento de óleo acontecido no Golfo do México, no poço de Macondo. A 
plataforma Deepwater Horizon, operada pela empresa inglesa Transocean, explodiu 
e provocou a perda do poço, da plataforma, além de prejuízos ambientais, 
financeiros, sociais e com perda de vidas humanas (ITOPF, 2013). Neste acidente, o 
petróleo vazou no Golfo do México durante 87 dias, se espalhou por mais de 1.500 
km no litoral norte-americano, contaminou e matou milhares de animais (ITOPF, 
2013). O dano causado devido ao vazamento está presente até os dias atuais e 
compostos químicos do petróleo são encontrados nos seres vivos locais, inclusive, 
em ovos de pássaros que se alimentam na região. Existem também os impactos 
socioeconômicos como a perda de dezenas de bilhões de dólares das indústrias da 
pesca e do turismo na costa sul dos Estados Unidos (Greenpeace, 2015). A 
empresa viu o seu valor despencar de quase U$ 190 bilhões antes do acidente para 
U$ 85 bilhões em dois meses (Tharp, 2010). 
 
 
A Agência Nacional de Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP) 
realizou um levantamento, onde foram apresentados os principais acidentes 
ocorridos no mundo e no Brasil devido a perda de integridade de poço, conforme 
mostrado na tabela 1 e tabela 2 respectivamente, atentando para o fato de que a 
integridade de poço está sempre relacionada com a composição dos elementos de 
barreira de segurança ao longo dos ciclos de vida do poço. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
Matheus Medeiros de Azevedo 10 
Trabalho de Conclusão de Curso - CEP/UFRN 
 
 
 
 
Tabela 1: Incidentes de perda de integridade de poço no mundo, adaptado de ANP (2016). 
 
Área/Ano 
 
Incidente 
 
Cacterização 
 Principais Causas 
 
Identificadas 
 
 
 
Reino Unido, Campo de Elgin,  Vazamento de gás na  Corrosão no 
2012. Poço G4. cabeça do poço durante revestimento. 
 Etapa do Ciclo de operação de  Falha no anular levando 
 Vida: Produção descomissionamento. ao vazamento. 
 
Nigéria, 2012 Campo de Funiwa  Perda da Jackup KS  Falha em equipamentos 
 Etapa do Ciclo de Endeavour de superfície. 
 Vida: Construção  Morte dedois 
 trabalhadores 
 
Austrália, Campo de Montara,  Vazamento descontrolado  Trabalho de 
2009. Poço H1. de óleo e gás (blowout) de cimentação falho 
 Etapa do Ciclo de 1.000 barris por dia, (barreira primária). 
 Vida: Abandono 30.000 no total.  Instalação incompleta 
  Incêndio na sonda durante da barreira secundária. 
 operação de abandono.  Operações fora dos 
 padrões internacionais 
 da indústria. 
 
Noruega, 2004. Campo de Snorre-A,  Vazamento de gás  Falha de planejamento, 
 Poço 32A. proveniente de kick procedimentos e 
 Etapa do Ciclo de durante a intervenção no avaliação de risco. 
 Vida: Intervenção poço (retirada da coluna  Falha no extintor do 
 de produção). flare (nitrogênio 
 insuficiente). 
  Falha em handover. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
Matheus Medeiros de Azevedo 11 
Trabalho de Conclusão de Curso - CEP/UFRN 
 
 
 
 
Tabela 2: Incidentes de perda de integridade de poço no Brasil, adaptado ANP (2016). 
 
 
Área/Ano 
 
Incidente 
 
Caracterização 
 Principais Causas 
 
Identificadas 
 
 
 
Campo de Underground  Vazamento de 55 litros de  Pressão de 
Frade, Área 2, blowout do Poço 8- petróleo. injeção maior 
2012. FR-28D-RJS  Fratura do reservatório que a resistência 
 Etapa do Ciclo de até o leito marinho. da rocha. 
 Vida: produção  Gestão de 
 mudança 
 inadequada. 
  Não 
 atendimento às 
 boas melhores 
 práticas. 
 
Campo de Kick/ Underground  Vazamento de3.700  Falha de projeto 
Frade, blowout do Poço 9- barris de petróleo. na estimativa da 
Área 1, 2011. FR-50DP-RJS.  Underground blowout. pressão de 
 Etapa do Ciclo de poros. 
 Vida: projeto/  Limite de 
 construção resistência 
 mecânico 
 superado. 
 
Cancã, 2009 Campo de Cancã  Blowout  Cimentação de 
 
Poço 7-CNC-3-ES 
 Perda da sonda. zona portadora 
 
de gás. 
 
 
Etapa do Ciclo de 
 
  Falha na 
 Vida: construção cimentação. 
 Falha 
 
na 
 
 
 detecção do 
 kick. 
  BOP sem 
 pressão 
 hidráulica 
 (sonda em 
 DMT). 
  Torque 
 insuficiente nos 
 parafusos das 
 portas do BOP. 
  Falha do 
 material do selo. 
  Teste 
 inadequado do 
 BOP. 
Matheus Medeiros de Azevedo 12 
Trabalho de Conclusão de Curso - CEP/UFRN 
 
 
 
 
Como visto nas tabelas 1 e 2, ocorreram muitos acidentes pelo mundo devido 
a perda de integridade de poço, então surgiu a motivação e a necessidade para o 
desenvolvimento de regulamentos técnicos e diretrizes que tratassem do 
gerenciamento de integridade de poço e dessa forma pudessem alinhar as 
atividades realizadas durante toda a vida do poço com as melhores práticas 
industriais. Desenvolveram-se então, regulamentos, como por exemplo, Oil and Gas 
UK Well integrity guidelines, ISO/TS 16530-2:2013(E)- Well Integrity for the 
Operational Phase, e os dois documentos que serão foco de estudo deste trabalho, 
o Sistema de Gerenciamento de Integridade de Poço (SGIP) e a NORSOK Standard 
D-010 rev. 04, Well Integrity in Drilling and Well Operations. 
 
O SGIP foi idealizado baseado em normas, regulamentos internacionais e nas 
melhores práticas da indústria, para tentar manter sempre o melhor desempenho 
possível do sistema de gerenciamento de integridade desde a fase de projeto de 
poço até o seu abandono. 
 
Por meio de auditorias de conformidade legal da resolução ANP n° 43/2007 
em unidades marítimas de perfuração teve início o desenvolvimento da gestão da 
integridade de poço. 
 
Após o acidente de Cancã (2009) e Macondo (2010), a Coordenadoria de 
Segurança Operacional (CSO) da ANP identificou a necessidade de criação de um 
grupo específico para tratar das disciplinas relacionadas à perfuração de poços. 
Assim foi desenvolvido de forma paralela, foram iniciados estudos para o 
estabelecimento de um regulamento específico para a perfuração de poços 
terrestres. 
 
A partir dos incidentes de underground blowout ocorridos no Campo de Frade 
em 2011e 2012, onde as causas raiz e fatores causais apontaram essencialmente 
para falhas no atendimento das melhores práticas da indústria e dos procedimentos 
elaborados pelo próprio agente regulado, foi identificada pela ANP a necessidade de 
desenvolvimento de mecanismos para verificação da adequação dos projetos de 
poço às melhores práticas da indústria. 
 
 
Matheus Medeiros de Azevedo 13 
Trabalho de Conclusão de Curso - CEP/UFRN 
 
 
 
 
Naquele momento, a Agenda Regulatória da ANP passou a contemplar o 
desenvolvimento das resoluções de: (i) perfuração de poços terrestres; (ii) projeto de 
poços e (iii) revisão da portaria ANP n° 25/2002, que trata do abandono de poços 
(ANP, 2016). 
 
 
Ao longo do tempo, todas essas regulamentações foram unificadas em uma 
única resolução que trataria do gerenciamento de integridade de poço em todas as 
etapas de ciclo de vida de poço, culminando no SGIP. 
 
 
Um dos regulamentos em que o SGIP se baseou para o seu desenvolvimento 
foi na diretriz norueguesa NORSOK D-010, portanto esta foi escolhida como 
instrumento para comparação com o regulamento brasileiro. Em 1993, a indústria do 
petróleo na Noruega desenvolveu um conjunto de diretrizes chamadas NORSOK 
com o objetivo de aumentar a competitividade do país no que se refere ao 
fornecimento de soluções para campos de petróleo. A partir disso uma série de 
diretrizes foram desenvolvidas, baseadas em regulamentos internacionais 
reconhecidos com o objetivo de tornar as operações mais eficientes. 
 
 
Em 2003 foi lançada a terceira revisão da norma, a D-010 (Rev.3) e neste 
regulamento foi notória uma significativa mudança para focar na integridade de poço 
e na execução de todas as operações durante todos os ciclos de vida do poço. A 
revisão foi realizada por especialistas de empresas norueguesas e internacionais 
(Bizley, 2014). 
 
 
O acidente ocorrido no poço de Macondo em 2010 mostrou a necessidade de 
uma nova revisão da diretriz D-010. Muitos relatórios foram publicados em todo o 
mundo, onde nestes estavam lições aprendidas com o acidente e que continham 
algumas recomendações muito úteis para atualizar o padrão D-010. A nova revisão 
foi publicada em junho de 2013, fornecendo mais informações a respeito de 
abandono de poço, mais informações a respeito de poços de alívio e mais nove 
elementos de barreira de poço para maior segurança quanto à integridade do poço 
(Bizley, 2014). 
 
Matheus Medeiros de Azevedo 14 
Trabalho de Conclusão de Curso - CEP/UFRN 
 
 
 
 
1.1-JUSTIFICATIVA 
 
 
Todas as operações realizadas pela indústria do petróleo brasileira e 
norueguesa, que prezam pelo estabelecimento e a preservação da integridade de 
poço, devem seguir, respectivamente, as recomendações explicitadas pelo 
Regulamento Técnico SGIP e pela diretriz NORSOK D-010. Dessa forma 
garantindo que as operações estejam de acordo com as melhores práticas 
presentes na indústria petrolífera.Os documentos mostram pontos de 
conformidades de cada sistema de gerenciamento de integridade que podem ser 
utilizados para qualquer sistema de gestão, como também visões diferentes que se 
analisadas de maneira coerente permitirá uma visão mais ampla do tema. 
 
1.2–OBJETIVO 
 
 
Este trabalho tem como objetivo principal realizar uma análise comparativa da 
diretriz NORSOK D-010 e do Regulamento Técnico do Sistema de Gerenciamento 
de Integridade de Poço (SGIP), permitindo uma visão mais ampla do panorama de 
integridade de poço, além de realizar uma análise de abrangência do tema tratado. 
 
1.3-OBJETIVOS ESPECÍFICOS 
 
 
 
 
a) Delinear análises comparativas entre o SGIP e NORSOK D-010. 
 
 
b) Definir tópicos para alinhar o regulamento técnico com a diretriz. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
Matheus Medeiros de Azevedo 15 
Trabalho de Conclusão de Curso - CEP/UFRN 
 
 
 
 
2–ASPECTOS TEÓRICOS 
 
 
2.1– CONTEXTO DA REGULAMENTAÇÃO BRASILEIRA 
 
 
A partir de 6 de agosto de 1997, se dava início a um marco na indústria 
brasileiro do petróleo com a quebra do monopólio da Petrobrás mediante aprovação 
da lei 9.478 e a criação da Agência Nacional do petróleo, Gás Natural e 
Biocombustíveis. A função da ANP, que é vinculada ao Ministério de Minas e 
Energia, é de regular, fiscalizar e contratar todas as atividades que regem o setor 
petrolífero brasileiro, promover a implementação da política setorial e proteção dos 
interesses do consumidor. Portanto, a ANP possui como atribuição o 
estabelecimento de regras que fomente a criação de um mercado competitivo, 
trazendo dessa forma maiores vantagens tanto para o país como para os 
consumidores. 
 
 
A ANP então engloba toda a política do setor petrolífero brasileiro para 
cumprir a realização das melhores práticas da indústria, garantindo melhor uso e 
conservação do petróleo, gás natural e seus derivados, bem como também do meio 
ambiente. Na regulação destas práticas que vão desde os estudos realizados na 
obtenção de dados das bacias sedimentares, passando pela exploração, 
desenvolvimento e produção, refino, distribuição e revenda são sempre levados em 
consideração à preservação do meio ambiente, cumprindo as exigências do 
licenciamento ambiental, respeitando as competências legais de cada órgão 
regulamentador. 
 
 
A ANP ainda tem por finalidade promover licitações e constituir contratos em 
nome da União com os concessionários em atividades de exploração, 
desenvolvimento e produção de petróleo e gás natural, transporte e estocagem do 
gás natural, bem como promover a fiscalização das atividades e das especificações 
do produto e dos preços praticados no mercado. Na fiscalização a agência atua em 
parceria com a polícia federal, os ministérios públicos de todos os estados e do 
Distrito Federal, corpo de bombeiros, prefeituras, entre outros. 
 
Matheus Medeiros de Azevedo 16 
Trabalho de Conclusão de Curso - CEP/UFRN 
 
 
 
 
2.2– CONTEXTO DA REGULAMENTAÇÃO NORUEGUESA 
 
 
Na Noruega, o Ministério do Petróleo e Energia (MPE) possui a incumbência 
de administrar os recursos petrolíferos da plataforma continental norueguesa e 
garantir que todas as operações que envolvem esta indústria sejam realizadas com 
os princípios e normas implementadas pelo parlamento e pelo governo, além disso, 
esse ministério possui a responsabilidade de monitorar algumas companhias 
estatais. 
 
 
Dentre os cinco departamentos que existem no MPE, o de petróleo e gás tem 
a responsabilidade de estabelecer as políticas de exploração, bem como 
acompanhar o desenvolvimento, a produção e o abandono dos poços na plataforma 
continental norueguesa. 
 
 
Outra importante função atribuída ao MPE é de conduzir a rodada de 
licenciamento para permissão de licenças de produção aos blocos oferecidos pelo 
governo. 
 
 
Ligado ao MPE existe a Petroleum Safety authority Norwegian (PSA), que é 
um órgão administrativo independente e que tem atuação considerável no 
gerenciamento dos recursos petrolíferos, além de aconselhar e assessorar o MPE. 
 
 
O PSA possui autoridade de gestão em relação a exploração e explotação 
das bacias da plataforma continental norueguesa. Esta atribuição, executada de 
forma conjunta com a PSA, inclui a edição de atos normativos e tomada de decisões 
em todas as operações realizadas durante as fases de vida que constituem a 
indústria petrolífera de acorda com os regulamentos associados a essas atividades 
(NORSOK D-010, 2004). 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
Matheus Medeiros de Azevedo 17 
Trabalho de Conclusão de Curso - CEP/UFRN 
 
 
 
 
2.3– INTEGRIDADE DE POÇO 
 
 
A integridade de poço como foi discutido anteriormente pode ser definida 
como a capacidade que o poço possui em manter controlado o fluxo de petróleo, 
evitando vazamento entre as formações ou do reservatório para a superfície. A 
preservação da integridade é muito importante no que diz respeito à segurança do 
poço, da vida humana, do meio ambiente e da imagem da empresa. 
 
 
A barreira de segurança é um item fundamental para manter a integridade do 
poço, , pois é ela quem irá impedir o vazamento dos fluidos para o meio ambiente. 
De uma forma geral, elas podem ser definidas como um obstáculo formado por 
elementos de barreiras, os quais se constituem em objetos que sozinhos não 
consegue desempenhar a função de vedação, visto a necessidade da união de 
elementos para formar uma espécie de envelope envolta da estrutura poço-
reservatório, como é definida pela NORSOK D-010. 
 
 
A partir de um conceito análogo, o SGIP define um conjunto solidário de 
barreiras (CSB) como o conjunto de um ou mais elementos de barreira em um poço 
com o mesmo objetivo de vedá-lo contra fluxo descontrolado de fluido entre as 
formações e para a superfície. É muito importante mapear e caracterizar todas as 
barreiras existentes e seus elementos durante todos os ciclos de vida de poço com 
base em avaliações de risco, tentando mantê-lo sempre em um nível tão baixo 
quanto razoavelmente possível ou ALARP (As Low As Reasonably Practicable). 
 
 
Portanto percebe-se que o conceito de elemento de barreira é comum ao 
SGIP e a NORSOK D-010. Já o conceito de CSB para o SGIP é igual ao de barreira 
de poço para a diretriz norueguesa. Neste trabalho o termo barreira de poço será 
utilizado quando tratarmos da NORSOK D-010 e CSB quando fizermos referência ao 
regulamento técnico brasileiro e o termo elemento de barreira será tratado 
indistintamente. 
 
 
 
 
 
Matheus Medeiros de Azevedo 18 
Trabalho de Conclusão de Curso - CEP/UFRN 
 
 
 
 
Os elementos de barreiras devem ser projetadas, construídas e 
selecionadas, de acordo com a NORSOK D-010 E SGIP de tal maneira que: 
 
 Possam resistir ao diferencial de pressão a que serão submetidas no 
ambiente de trabalho;

 Possa ser testada quanto a possibilidade de vazamento, para que não haja 
nenhuma fuga de fluido para o meio ambiente;

 Possibilite seu restabelecimento em caso de perda;

 Possa resistir as condições do ambiente a que serão expostas (temperatura, 
fluidos do poço);

 Possam ter sua localização física e estado de integridade monitorados a todo 
tempo;

 Todos os equipamentos utilizados para monitorar os parâmetros das barreiras 
de poço devem ser avaliados e calibrados de forma frequente;

 Não haja nenhum sinal de falha de barreira de poço ou de algum de seus 
elementos que conduza a um fluxo descontrolado do poço para o ambiente 
externo.
 
 
A partir da validação dos principais parâmetros citados anteriormente, os 
elementos barreiraspoderão ser implementadas com o auxílio de uma equipe 
técnica especializada para manter sua funcionalidade dentro do padrão, desta forma, 
diminuindo a probabilidade de danos durante execução das atividades de poço. 
 
 
 
 
Estas barreiras de poço ou CSB, bem como seus elementos, podem ser 
verificadas por meio de um teste ou confirmação. Esta avaliação pode ser feita após 
a instalação ou durante a partir do registro de dados observados. 
 
 
Caso a verificação seja realizada por meio do método da confirmação o 
elemento da barreira será avaliado através da análise dos dados coletados durante 
ou após a sua instalação. 
 
 
 
 
Matheus Medeiros de Azevedo 19 
Trabalho de Conclusão de Curso - CEP/UFRN 
 
 
 
 
O elemento de barreira pode ainda ser verificado por meio do ensaio de 
pressão, para detectar possíveis falhas que possam vir a provocar vazamentos e 
consequentemente fluxo indesejado de fluido. Tal teste deve ser realizado, segundo 
recomendação da NORSOK D-010 : 
 
 
 Antes que o elemento seja exposto a qualquer diferencial de pressão;

 Quando houver suspeita de vazamento;

 Quando algum elemento se torna exposto a um diferencial de 
pressão ou carga diferente do qual ele foi projetado;

 Após a substituição de componentes da barreira de poço.
 
 
Este teste é realizado aplicando um diferencial de pressão no sentido do fluxo 
no elemento de barreira que seja igual ou maior a carga prevista no projeto de modo 
a simular situações reais e/ou adversas no poço. Todos os testes devem ser 
documentados. 
 
 
Uma prática muito importante e que deve ser sempre realizada para os todos 
os poços de petróleo é o monitoramento das barreiras de poço e de todos os seus 
parâmetros de modo a evitar qualquer fluxo indesejado. Todos os instrumentos 
utilizados para monitoramento dos parâmetros devem ser frequentemente 
calibrados. Qualquer método que seja utilizado para verificar a condição dos 
elementos devem ser definidos e documentados (NORSOK D-010, 2004). 
 
2.4- FASES DE VIDA DE UM POÇO 
 
 
Um poço de petróleo passa por diversas etapas durante sua vida que vão 
desde a fase de projeto até o seu abandono, e cada fase será tratada 
resumidamente nos subtópicos a seguir. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
Matheus Medeiros de Azevedo 20 
Trabalho de Conclusão de Curso - CEP/UFRN 
 
 
 
 
2.4.1- PROJETO 
 
 
Fase que compreende o desenvolvimento dos projetos do poço relacionados 
à sua construção, produção, intervenção, caso seja preciso, e por fim abandono. 
Nesta fase deve-se estabelecer, avaliar e documentar a seleção das técnicas e 
modo de operação com a equipe de trabalho envolvida para desenvolvimento das 
atividades no poço, seguindo os requisitos técnicos das normas buscando sempre 
manter o nível de risco o menor possível para manter a segurança tanto da vida 
humana como do meio ambiente, levando em consideração o fator econômico. 
 
 
É importante a análise de riscos enquanto o poço está na fase de projeto, de 
forma a tentar garantir a sua integridade, evitando premissas inadequadas de projeto 
quanto a carga em que o poço está submetido como no caso do acidente ocorrido 
no campo de Frade na área 1 em 2011 (tabela 2) ou ainda dimensionamento 
inadequado de revestimento, não utilização da norma adequada, entre outros riscos. 
 
 
2.4.2 – CONSTRUÇÃO 
 
 
Etapa onde é iniciada a construção do poço. Para começar a construção de 
um poço de petróleo necessita-se, ainda na fase de projeto, realizar a seleção do 
tipo de plataforma ou sonda compatível com as características da região onde o 
poço será perfurado. As atividades realizadas em áreas terrestres são chamadas de 
On Shore, enquanto que as realizadas em território marítimo são denominadas de 
Off Shore. 
 
 
A perfuração hoje se baseia principalmente no método rotativo, constituído 
da ação conjunto de rotação e peso aplicados sobre broca que se apresenta na 
extremidade inferior da coluna de perfuração, a qual consiste principalmente de 
comandos, tubos pesados e tubos de perfuração. 
 
 
Ao atingir determinada profundidade, é retirada então a coluna de perfuração 
do poço e é descida uma coluna de revestimento de aço de diâmetro inferior ao da 
 
Matheus Medeiros de Azevedo 21 
Trabalho de Conclusão de Curso - CEP/UFRN 
 
 
 
 
broca, então realiza-se a cimentação do espaço anular entre o revestimento e a 
parede do poço para isolar as rochas perfuradas. Após serem realizadas as 
operações de cimentação, a coluna de perfuração é novamente descida ao poço, 
tendo na sua extremidade uma nova broca de diâmetro menor do que a do 
revestimento para o prosseguimento da perfuração. 
 
 
Depois, se instalam, no poço, os equipamentos necessários para ser a 
realizada a produção dos fluidos desejados contidos no reservatório, bem como 
permitir a instalação de eventuais equipamentos de monitoração do poço. Esta 
operação também está prevista para poços injetores e de teste (Gomes, 2007). 
 
 
Nesta fase de vida do poço podem existir riscos inerentes a operação que 
comprometem a integridade do poço como, por exemplo, pressão de poros 
anormalmente alta, dimensionamento inadequado do fluido de perfuração ou ainda 
como ocorreu no caso de Macondo (EUA) em 2010, onde foi detectada uma 
cimentação inadequada e ainda falha do BOP. Portanto é necessário o 
desenvolvimento de um programa de treinamento relacionado as principais 
operações que envolvem a fase de construção, de modo a evitar o risco de 
acidentes, garantindo assim a integridade do poço. 
 
 
Esta etapa é concluída com a atualização e passagem da documentação de 
entrega de poço para o responsável pela próxima etapa do ciclo de vida do poço. 
 
 
2.4.3- PRODUÇÃO 
 
 
Etapa que abrange a monitoração e garantia do fluxo dos fluidos do 
reservatório para a superfície bem como o seu envio para os sistemas de transporte 
ou armazenagem. Na linha de produção são analisadas as propriedades dos fluidos 
e o comportamento de fases, escoamento com fluxo multifásico, as instalações e 
equipamentos de produção onshore e offshore, entre outros aspectos. 
 
 
 
 
 
Matheus Medeiros de Azevedo 22 
Trabalho de Conclusão de Curso – CEP/UFRN 
 
 
 
 
Durante esta fase podem ser realizadas intervenções ou workovers como são 
comumente chamadas na indústria, podendo ser uma operação de limpeza, 
restauração, recompletação, teste, mudança no método de elevação, entre outras. 
 
 
Os avanços na complexidade no cenário produtivo do petróleo culminaram no 
desenvolvimento de novas tecnologias e técnicas para acompanhar tal evolução da 
produção e consequentemente melhorar a coleta de dados e de incertezas inerentes 
ao reservatório, reduzindo assim a probabilidade de riscos. Entretanto, o aumento na 
complexidade dos projetos de coluna de produção, também aumentam os riscos de 
falha durante a instalação ou no momento da produção ou injeção. É necessária a 
implementação de uma equipe técnica capacitada e de um programa de treinamento 
para os principais cenários que envolvem esse ciclo de vida do poço, de modo a 
evitar falhas que comprometam a integridade do mesmo, como ocorrido no campo 
de Frade em 2012 (tabela 2), resultando no vazamento de petróleo, trazendo desta 
forma prejuízo moral e financeiro à empresa. 
 
 
A etapa é concluída com a passagem da documentação de entrega do poço 
para o responsável pelas atividades de tamponamento e abandono de poço. 
 
 
2.4.4- ABANDONO 
 
 
O regulamento técnico nº 2/2002 da ANP, anexo à portaria nº 25/2002 (Brasil, 
 
2002), define abandono de poço como “série de operações destinadasa restaurar o 
isolamento entre diferentes intervalos permeáveis (...)”. Porém, cabe ressaltar que 
após a publicação do SGIP esta portaria foi revogada. 
 
 
O abandono de poço pode ser classificado em dois tipos: 
 
 Temporário: Quando por qualquer razão houver interesse de retorno ao 
poço.

 Permanente: quando não houver interesse de retorno ao poço.
 
 
 
 
 
Matheus Medeiros de Azevedo 23 
Trabalho de Conclusão de Curso - CEP/UFRN 
 
 
 
 
Quando o limite econômico do poço é alcançado e ele se encontra exaurido, 
então o poço pode ser abandonado. Neste processo, a tubulação é removida do 
poço e as zonas expostas para produção são isoladas com cimento para prevenir o 
fluxo dos fluidos entre as formações permeáveis, assim como para a superfície. 
 
 
Nesta fase de vida do poço é importante atentar para os riscos que podem vir 
a comprometer a integridade do poço, podendo ser citado como exemplo o acidente 
ocorrido no campo de Montara em 2009 (tabela 1). Um esquema das operações 
explicitadas acima pode ser observado na figura 1: 
 
 
Figura 1: Esquema das operações realizadas no poço, adaptado de ISO (2013) 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
Matheus Medeiros de Azevedo 24 
Trabalho de Conclusão de Curso - CEP/UFRN 
 
 
 
 
2.5- CAMINHOS PARA FLUXO DE FLUIDO 
 
 
Durante as fases de vida de um poço, este deve estar sempre protegido 
contra vazamento de fluido, porém há casos em que a barreira de segurança falha, 
permitindo o fluxo indesejado de fluido por alguns caminhos existentes na estrutura 
poço-reservatório. 
 
 
Miura (2004) define oito caminhos por onde pode haver fluxo indesejado de 
fluido, sendo eles: 
 
 
 Poço aberto.

 Anular revestimento x poço.

 Anular revestimento x revestimento.

 Interior do revestimento

 Anular revestimento x coluna

 Interior da coluna de trabalho
 
 
Ou ainda no caso de vazamento pela rocha, podendo ser devido a duas 
situações: 
 
 
 Rocha não competente: Situação em que a rocha acaba fraturando por não 
suportar as pressões de trabalho desenvolvidas.

 Rochas permeáveis: Quando a rocha apresenta capacidade de permitir o 
fluxo do petróleo até a superfície. Esta situação pode ocorrer quando, o fluido 
flui pelos canhoneados para dentro do poço e havendo um furo no 
revestimento, ele irá fluir para dentro da rocha, podendo assim vazar para o 
meio ambiente.
 
 
Para o propósito deste trabalho, iremos definir quatro caminhos principais, 
como demonstrado na figura 2: 
 
 Rocha : Caminho definido entre o reservatório e o meio ambiente formado por 
diferentes tipos de formações dispostos sob camadas;
 
Matheus Medeiros de Azevedo 25 
Trabalho de Conclusão de Curso - CEP/UFRN 
 
 
 
 
 
 Poço : O interior do último revestimento assentado e cimentado. No caso da 
presença da coluna, é o anular entre este revestimento e a coluna;

 Coluna : É o caminho em que o fluxo segue em qualquer coluna pelo interior 
do poço;

 Anular externo: É o espaço anular externo ao último revestimento cimentado 
e assentado.
 
 
Figura 2: Principais caminhos para vazamento de fluido, adaptado de Fonseca (2006), 
pag.41. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
Matheus Medeiros de Azevedo 26 
Trabalho de Conclusão de Curso - CEP/UFRN 
 
 
 
 
3- BARREIRA DE POÇO E CONJUNTO SOLIDÁRIO DE BARREIRA 
 
 
3.1-DEFINIÇÕES 
 
 
Para o propósito deste trabalho são adotadas as seguintes definições 
desenvolvidas pela NORSOK D-010 : 
 
 
 Barreira de poço: É o envelope de um ou mais elementos de barreira 
com o objetivo de impedir o fluxo não intencional de fluidos entre as 
formações e da formação para a superfície (NORSOK D-010, 
2014.Tradução do autor).

 Barreira primária de poço: É o primeiro obstáculo que impede o fluxo 
de fluido para o meio ambiente.

 Barreira secundária de poço: É o segundo obstáculo que impede o 
fluxo de fluido para o meio ambiente.

 Elemento comum de barreira de poço: É um elemento de barreira que 
é compartilhado entre a barreira primária e secundária (NORSOK D-
010, 2014.Tradução do autor).
 
 
O SGIP traz em seu regulamento técnico a seguinte definição importante para 
a sequência deste trabalho: 
 
 
 Conjunto solidário de barreira (CSB): É união de um ou mais elementos 
com o objetivo de impedir o fluxo não intencional de fluidos da 
formação para o meio externo e entre intervalos no poço, considerando 
todos os caminhos possíveis (SGIP, 2016).
 
 
Existe uma definição em comum para o SGIP e para NORSOK D-010: 
 
 
 Elemento de barreira de poço: É um objeto que compõe a barreira de 
poço ou CSB e que sozinho não consegue impedir o fluxo 
descontrolado de fluido para o meio ambiente.
 
Matheus Medeiros de Azevedo 27 
Trabalho de Conclusão de Curso - CEP/UFRN 
 
 
 
 
3.2- ANÁLISE COMPARATIVA 
 
 
Pode-se perceber a partir da análise de cada uma das definições 
apresentadas anteriormente que, tanto a diretriz norueguesa como a norma 
brasileira apresentam suas respectivas definições de barreira de segurança de poço 
e CSB como um envelope de um ou mais elementos de barreira, mostrando desta 
forma uma preocupação em envolver a energia contida nos fluidos presentes no 
reservatório. Ambas as visões mostram uma preocupação para tratar da integridade 
do poço de uma forma contínua, pois da maneira como elas discorrem em suas 
definições é possível perceber uma preocupação em conter possíveis vazamentos 
de fluido por todo o caminho desde o reservatório até a planta de processamento na 
superfície, bem como entre as formações. Um exemplo de como a NORSOK e o 
SGIP tratam as suas definições pode ser ilustrado na figura 3. 
 
 
Figura 3: Barreira de poço para um caso de abandono temporário em poço não canhoneado, 
adaptado de NORSOK (2011). 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
Matheus Medeiros de Azevedo 28 
Trabalho de Conclusão de Curso - CEP/UFRN 
 
 
 
 
Para casos como estes a NORSOK D-010 descreve o melhor arranjo de 
barreira de segurança de poço, como sendo: Tampão de cimento, cimentação do 
revestimento e revestimento (liner de produção) para formar a barreira primária de 
segurança. De forma alternativa pode-se desenvolver a barreira primária com os 
seguintes elementos: Tampão de cimento, cimentação do revestimento e 
revestimento de produção. 
 
 
De forma adicional, foram determinados pela NORSOK D-010 os seguintes 
elementos para constituir uma barreira secundária: Revestimento, cimentação do 
revestimento e tampão de cimento ou tampão mecânico. De forma alternativa a 
diretriz ainda define: Cimentação do revestimento, revestimento, cabeça de poço, 
revestimento de produção e tampão mecânico ou de cimento. 
 
 
Tabela 3: Descrição das barreiras e seus elementos para caso de abandono temporário em poço não 
canhoneado, adaptado de NORSOK (2004). 
Elemento de barreira de poço Comentários 
 
Primeira barreira de poço 
 
Tampão de cimento Sapata guia 
 
Cimentação do revestimento 
 
Revestimento (Liner de produção) Não canhoneado com 2 válvulas flutuantes 
 
Ou 
 
Tampão de cimento Sapata guia 
 
Cimentação do revestimento 
 
Revestimento de produção Não canhoneado com 2 válvulas flutuantes 
 
Barreira secundária de poço 
 
Revestimento 
 
Cimentaçãodo revestimento 
 
Tampão mecânico ou tampão de cimento Tampão raso 
 
Ou 
 
Cimentação de revestimento 
 
Revestimento Intermediário 
 
Cabeça de poço 
 
Revestimento Revestimento de produção 
 
Tampão de cimento ou tampão mecânico Tampão de superfície 
 
Matheus Medeiros de Azevedo 29 
Trabalho de Conclusão de Curso - CEP/UFRN 
 
 
 
 
A partir da figura 3 é evidente a forma como a NORSOK D-010, bem como o 
SGIP, tratam da sua filosofia de barreira de poço e CSB, como sendo um envelope 
de elementos que são interligados entre si assegurando a integridade do poço em 
todos os caminhos passíveis de vazamento de fluidos para o meio ambiente. A 
NORSOK D-010 descreve esquemas barreiras de poço para vários cenários que 
envolvem as etapas de ciclo de vida do poço, desde fase de projeto até abandono 
permanente. Tais esquemas poderiam ser implementados no SGIP, já que tanto a 
diretriz norueguesa como o regulamento técnico brasileiro demonstram 
conformidade entre as definições de barreira de poço e CSB, e a partir do 
estabelecimento dos esquemas, os projetos entrariam em maior consonância, 
facilitando desta forma a gestão da avaliação pelo operador do contrato. 
 
 
O regulamento técnico do SGIP, estabelece no capítulo 1 que: 
 
 
O CSB permanente deve estar posicionado numa formação 
impermeável através de uma seção integral do poço, com formação 
competente na base do CSB. Cimento ou outro material de desempenho 
similar (incluindo formações plásticas selantes) devem ser usados como 
elementos de barreira (SGIP, 2016). 
 
Então a partir do desenvolvimento do conceito de CSB permanente e da 
indicação do SGIP para o posicionamento deste numa formação impermeável e 
competente, cria-se uma espécie de envelope de elementos interligados formando 
um cerco mecânico íntegro para o petróleo. A exigência do regulamento é plausível, 
pois caso a formação não fosse competente e a rocha fraturasse, devido a esta ser 
exposta a uma pressão elevada, isto poderia acabar danificando o CSB instalado na 
base da formação. Caso ocorra a fratura na rocha, a recomendação do SGIP 
garante uma proteção natural advinda da formação ser impermeável garantindo 
assim maior prevenção quanto ao vazamento de fluido. A situação adversa à 
descrita no SGIP levaria a ocorrer fluxo descontrolado de fluido para o meio 
ambiente como mostra a figura 4. 
 
 
 
 
 
Matheus Medeiros de Azevedo 30 
Trabalho de Conclusão de Curso - CEP/UFRN 
 
 
 
 
Figura 4: Vazamento de fluido em caso de formação permeável ou não competente, adaptado de 
NORSOK (2011) 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
Tanto o regulamento técnico como a diretriz adotam a premissa de que são 
necessárias duas barreiras de segurança de poço ou CSB em cada caminho e que 
estes devem ser independentes, ou seja, o funcionamento de cada um deles não 
dependa de componentes em comum, isto para garantir que em caso de falha de um 
dos elementos, o outro possa garantir a segurança da operação, portanto, apenas a 
premissa de garantir duas barreiras de poço em cada caminho não dá total garantia 
da sua integridade. Existem muitos atalhos entre os caminhos descritos no capítulo 
anterior por onde poderia haver possibilidade de vazamento de fluido, como por 
exemplo, uma falha na cimentação em frente a rocha selante ou um furo no 
revestimento, e estes caminhos são de difíceis de se mapear ou prever. Porém, 
tanto a visão da NORSOK D-010 como o conceito de conjunto solidário de barreira 
garantem maior segurança operacional. 
 
 
 
 
Matheus Medeiros de Azevedo 31 
Trabalho de Conclusão de Curso - CEP/UFRN 
 
 
 
 
Uma operação durante os ciclos de vida de poço é considerada segura 
quando houver duas barreiras ou CSB independentes e testados. Tanto o SGIP 
como a NORSOK D-010 exigem a verificação das barreiras, realizando a 
comprovação de cada elemento por meio de avaliação que é feita após a instalação 
ou por observações registradas durante a sua instalação. Esta verificação se divide 
em dois tipos de processo: 
 
 
 Confirmação: Os elementos da barreira ou CSB são verificados por meio de 
avaliação de dados registrados durante e/ou após a sua instalação (SGIP, 
2016).

 Teste: Os elementos da barreira ou CSB são verificados através de ensaio de 
pressão (teste de vazamento) no sentido do fluxo, onde eles são submetidos 
a um diferencial de pressão igual ou maior em relação à máxima prevista no 
projeto do poço. Caso o teste desta maneira seja impraticável, então ele pode 
ser realizado no sentido contrário, contato que o elemento de barreira de poço 
seja construído para vedar em ambas as direções de fluxo (SGIP,2016).
 
 
Diferentemente do SGIP, a NORSOK D-010 especifica como a documentação 
de teste de verificação de barreira de poço deve ser caracterizada. Nesta deve 
conter: 
 
 Tipo de teste,

 Fluido de teste,

 Pressão de teste,

 Componentes e sistemas testados,

 Estimativa do volume do sistema pressurizado,

 Volume bombeado e retornado,

 Tempo de teste e dados.
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
Matheus Medeiros de Azevedo 32 
Trabalho de Conclusão de Curso - CEP/UFRN 
 
 
 
 
Ambos os regulamentos exigem ainda que o poço esteja em condição de 
segurança quanto a integridade e que uma das barreiras de segurança contenha 
elemento(s) que possuam capacidade de cortar tubulares, cabos ou quaisquer 
ferramentas que possa penetrar na barreira e que possam garantir a vedação do 
poço após o corte. Este caso se aplica a perfuração de poços em que o BOP é um 
elemento de barreira ou no caso do BOP de arame em operações do tipo wireline ou 
slickline. 
 
 
Caso algumas das condições de segurança descritas acima não possam ser 
atendidas, ambos os regulamentos exigem uma avaliação de risco e a 
implementação e documentação dos planos e das medidas corretivas de forma a 
reduzir o risco a nível ALARP. Tanto a NORSOK como a ANP não explicitam 
nenhum método para se realizar tal avaliação, deixando a critério das empresas 
adotarem a melhor metodologia diante análise de uma equipe técnica capacitada. 
 
 
Portanto, a partir da análise realizada é perceptível que tanto o regulamento 
técnico da ANP como a diretriz norueguesa tratam de conceitos iguais entre barreira 
de poço e conjunto solidário de barreira, desta forma, ambas garantindo a 
integridade de poço de uma forma contínua de acordo com as melhores práticas da 
indústria petrolífera e é perceptível também que a NORSOK D-010 por ser 
apresentar como uma diretriz é mais específica em seus detalhamentos, enquanto 
que o SGIP por ser um regulamento técnico se apresenta de forma mais objetiva e 
dando maior liberdade a empresa para gerir seu projeto, mediante o estabelecimento 
de uma avalição de risco. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
Matheus Medeiros de Azevedo 33 
Trabalho de Conclusão de Curso - CEP/UFRN 
 
 
 
 
4–PROJETO DE POÇO 
 
 
4.1-DEFINIÇÕES 
 
Para o propósito deste trabalho são adotadas as seguintes definições: 
 
 
 Mitigação: Ato que provoca limitação ou redução das chances de ocorrência 
ou da expectativa da consequência para um determinado evento.

 Kick: Fluxo indesejado da formação para o poço devido a um diferencial de 
pressão que favorece o fluxo no sentido da formação para o poço.

 Poços de alívio: São poços que tem por objetivo realizar controle do poço em 
subsuperfície por meio da interceptação do poço em condição de blowout com a 
injeção de um fluido de amortecimento.
 
 
4.1.1- POÇOSCRÍTICOS 
 
 
No SGIP não está explicita a definição de poços críticos.Com o objetivo de 
direcionar o envio das informações referentes a projetos de poços offshore e 
onshore considerados críticos, foi enviado pela ANP um ofício circular de nº 
004/SSM/2015, aos concessionários com os critérios de referencia para criticidade 
de poço, aonde este deve atender a pelo menos um dos critérios descritos abaixo e 
como pode ser visto a partir da figura 5 : 
 
 Para todos os projetos de poços marítimos e terrestres:
 Poço que necessita de Autorização de Início de Atividade 
Antecipada (DAIA)
 Para todos os projetos de poços marítimos:
 Primeiro poço de uma nova DSO (Documentação de Segurança 
Operacional) de uma unidade de perfuração marítima submetida 
para a aprovação da ANP.
 Para projetos de perfuração de poços marítimos :
 Pressão máxima de poros no reservatório acima de 14000 psi.

 Temperatura no reservatório acima de 150 º C.
 
Matheus Medeiros de Azevedo 34 
Trabalho de Conclusão de Curso - CEP/UFRN 
 
 
 
 
 
 Janela operacional menor que 1lb/gal em qualquer fase do poço, 
a partir do assentamento do BOP( blow out preventer).

 Teor de CO2 acima de 50%.

 Teor de H2S acima de 100 ppm.

 Densidade do fluido de perfuração maior que 14 lb/gal, a partir 
do assentamento do BOP.

 Previsão de perdas severas maiores que 40 bbl/hr para a 
formação em fases que contenham hidrocarboneto.

 Influência de injetores na pressão de poros do trecho a ser 
perfurado.

 Presença de Shallow hazards, onde existem de seis tipos, 
sendo elas: gás raso, falha geológica próximo a superfície, força 
dos sedimentos, rios velhos e geleiras, anomalias submarinas e 
objetos feitos pelo homem.

 Para projetos de avaliação ou completação de poços marítimos:
 Pressão máxima de poros no reservatório acima de 14000 psi.

 Temperatura no reservatório acima de 150 ºC.

 Teor de CO2 acima de 50 %.

 Teor de H2S acima de 100 ppm.

 Previsão de perdas severas maiores que 40 bbls/hr para a 
formação em fases que contenham hidrocarbonetos.

 Influência de injetores na pressão de poros do trecho a ser 
completado/avaliado.

 Pressão na superfície acima de 5000 psi.

 Pressão de fraturamento na superfície acima de 10.000 psi.
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
Matheus Medeiros de Azevedo 35 
Trabalho de Conclusão de Curso - CEP/UFRN 
 
 
 
 
Figura 5: Planilha de avaliação de criticidade de poço, ANP (2016). 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
A NORSOK também não trata do conceito de poço crítico de uma forma 
explícita, porém implicitamente, pode-se iniciar um modelo base a partir dos pré-
requisitos estabelecidos abaixo coletados na NORSOK D-010 : 
 
 Enfraquecimento ou falha da barreira de poço ou de um de seus 
elementos;

 Alta probabilidade de exceder o limite operacional dos equipamentos de 
controle de poço e outros equipamentos críticos;

 Teor de H2S no ar ultrapassa a concentração de 10x 10 
-6
 num tempo 
médio ou leitura instantânea de 20 x 10 
-6
 por um período máximo de 10 
minutos;

 Teor de hidrocarboneto gasoso no ar exceder o limite especificado em 
NORSOK S-011;

 Conteúdo de gás H2S de fluidos ou gases excede o limite operacional dos 
equipamentos de controle de poço ou outros equipamentos críticos;

 Teor de CO2 no ar ultrapassa a concentração do alarme de baixo nível de 
gás de 5000x 10 
-6
 ou leitura instantânea de 15000 x 10 
-6
;
 Teor de CO no ar ultrapassa a concentração do alarme de baixo nível de
 
gás de 30x 10 
-6
 ou leitura instantânea de 200 x 10 
-6
. 
Matheus Medeiros de Azevedo 36 
Trabalho de Conclusão de Curso - CEP/UFRN 
 
 
 
 
4.2- ANÁLISE COMPARATIVA 
 
 
Ambas as normas exigem que sejam estabelecidos e documentados manuais 
e procedimentos para o desenvolvimento do projeto que estejam em conformidade 
com os requisitos legais, garantindo dessa forma o cumprimento da finalidade do 
poço e a sua integridade durante todas as suas fases de vida. 
 
 
Num comparativo rápido entre o capítulo 4 da NORSOK D-010 no subitem 
4.7.1 e o capítulo 10 no requisito 10.1.2 DO SGIP, é notório que tanto o regulamento 
técnico como a diretriz passam toda a responsabilidade ao operador do contrato, 
entretanto, uma prática recorrente na Noruega conforme citado no artigo Review and 
Comparison of Petroleum Safety Regulatory Regimes for the Commission Energy 
Regulation, é a exigência da verificação do projeto por terceiros, mesmo com o 
envolvimento de um grande contingente de pessoas no processo de avaliação de 
projeto, buscando tornar a avaliação mais independente. Da mesma, apesar de o 
SGIP passar a maior parte da responsabilidade para o operador do contrato, exige o 
envolvimento das contratadas na realização das atividades do poço bem como em 
seu planejamento, garantindo maior conformidade com as melhores atividades 
desenvolvidas pela indústria. 
 
 
A NORSOK exige que seja desenvolvido e estabelecido um projeto base, 
constando como uma documentação contendo: 
 
 
 Estado atualizado do poço;

 Objetivo do poço;

 Temperatura, pressão de poros e prognóstico da resistência da formação, 
incluindo incertezas;

 Requerimentos de projeto das fases de vida do poço, incluindo cenários de 
abandono;

 Prognóstico da geologia com expectativa da estratigrafia e litologia do poço, 
incluindo incertezas;

 Riscos potenciais que possam causas perda da integridade de poço;
 
Matheus Medeiros de Azevedo 37 
Trabalho de Conclusão de Curso - CEP/UFRN 
 
 
 
 
 Descrição dos fluidos da formação;

 Trajetória do poço, alvo e análise de anti-colisão de poços;

 Resumo dos dados de poços de referência e retorno da experiência;

 Segurança da vida humana, ambiente de trabalho e do ambiente marinho 
devem ser consideradas com relação à seleção do tipo de fluido de trabalho e 
seu descarte.
 
O SGIP não discorre em seu regulamento técnico de forma mais detalhada 
sobre a implementação de um projeto base de poço que possibilitasse maior 
conformidade entre os projetos desenvolvidos, facilitando assim sua avaliação pelo 
gestor do projeto, no entanto, de uma visão mais abrangente da prática de gestão 
nº10, pode-se notar que ao longo dos quesitos ele discorre sobre quesitos que 
possam vir a modelar um projeto base: 
 
 
 Possa ser controlado em caso de Kick ou blowout;

 Possa ser abandonado conforme o SGIP;

 Os potenciais impactos aos seres humanos e ao meio ambiente sejam 
minimizados;

 Suporte os efeitos oriundo dos fluidos de reservatório, devido a sua 
composição química;

 Promova o isolamento entre aquíferos e zonas produtoras de petróleo ou 
fluidos distintos, de forma a evitar influxo indesejado.
 
 
Ambas as normas exigem uma avaliação de risco que devem ser 
desenvolvidas nos seguintes casos: 
 
 Operações de risco;

 Mudanças nas condições atuais das operações projetadas e seus métodos;

 Operações envolvendo novas tecnologias ou modificação do equipamento;
 
 
Deve ser realizada diante destes casos uma análise de risco para poder 
estabelecer medidas mitigatórias de forma a reduzir o risco ao nível ALARP. A 
NORSOK Z-013 descreve uma metodologia para auxílio à realização de tal análise, 
 
Matheus Medeiros de Azevedo 38 
Trabalho de Conclusão de Curso - CEP/UFRN 
 
 
 
 
enquanto que as normas regulamentadas pela ANP deixam a critério do operador do 
contrato a identificação do melhor método de avaliaçãopor meio de metodologias 
reconhecidas e com resultados devidamente documentados. 
 
 
Ambas as normas exigem uma avaliação de possíveis cenários de cargas 
para os equipamentos críticos instalados ou usados no poço e que estes sejam 
dimensionados para resistir aos efeitos térmicos, tração, tensão de ruptura, cargas 
tri-axiais, corrosão bem como a combinação destes efeitos ao longo das etapas do 
ciclo de vida do poço. A NORSOK estabelece que para cálculo de carregamentos 
nas tubulações e também nas suas devidas classificações, a probabilidade de falha 
seja menor que 10 
–3,5
, enquanto que o SGIP não especifica nenhum valor, deixando 
dessa forma, o critério de aceitabilidade do projeto na responsabilidade do operador 
do contrato. 
 
 
O Regulamento Técnico de Sistema de Gerenciamento de Integridade de 
Poço (SGIP) dá uma atenção específica no subitem 10.1.2.7 para poços críticos, 
determinando a descrição de pré-projetos e análise risco dos poços de alívio, no 
mínimo as informações a seguir: 
 
 Estimativa da vazão máxima do blowout do poço;

 Quantidade de poços de alívio para controlar o poço;

 Locação das cabeças dos poços de alívio;

 Requisitos de sonda(s) habilitada(s) para a perfuração dos poços de alívio.
 
 
Na NORSOK não há especificidades a respeito do desenvolvimento de 
alguma documentação referente a poços críticos, no entanto ela traça um plano de 
esboço para análise de risco de poços de alívio, onde determina além das 
características descritas acima pelo SGIP, a adição de: 
 
 Identificação de no mínimo 2 locais para perfuração de poços de alívio, 
incluindo interpretação sísmica do poço;

 Identificação do método de amortecimento de poço preferível baseado na 
vazão de blowout, o qual deve ser iniciado o mais rápido possível;

 Capacidade de bombeamento;
 
Matheus Medeiros de Azevedo 39 
Trabalho de Conclusão de Curso - CEP/UFRN 
 
 
 
 
 
 Implementação de um método alternativo de amortecimento de poço para o 
caso de falha do primeiro.
 
 
O SGIP no subitem 10.1.2.2 avalia o revestimento do poço, onde determina 
que deve-se analisar a adequação das profundidades de assentamento dos 
revestimentos, na contra partida que na NORSOK se apresenta um projeto base 
muito mais detalhado para revestimentos, onde inclui: 
 
 Planejamento da trajetória de poço e estresses de flexão;

 Adequação das profundidades de assentamento dos revestimentos;

 Estimativa da temperatura, pressão de poros desenvolvida e da resistência da 
formação;

 Programa de cimentação e fluidos de perfuração;

 Estimativa de cargas induzidas durante as operações e estimativa do 
desgaste do revestimento;

 Considerações metalúrgicas e potencial de produção do poço em H2S e CO2;

 Requerimentos do projeto de completação.
 
 
Visto isto é válido dizer que o SGIP poderia reescrever este item de forma a 
projetar melhor os revestimentos com maior riqueza de detalhes, dando assim maior 
consonância entre os projetos desenvolvidos no país. Para ambos os regulamentos 
é aconselhável a adição de co-requisitos que descrevam os métodos de preparação 
de superfície, estabelecimento de testes bem como realização de avaliações e 
procedimentos de reparo. 
 
 
Tanto o regulamento técnico brasileiro como a diretriz norueguesa exigem a 
preparação de um documento de programa de poço, ou programa de atividades 
como é designado pela NORSOK D-010, onde toda a responsabilidade de 
desenvolvimento fica a cargo do operador do contrato. O SGIP não apresenta em 
seu regulamento um período máximo para atualização do programa e do projeto do 
poço da mesma forma que a NORSOK D-010, pois a filosofia do regulamento 
técnico brasileiro é de que as contratadas junto com o operador gerenciem seu 
projeto mediante análise de risco, dando desta forma total credibilidade a elas. 
 
Matheus Medeiros de Azevedo 40 
Trabalho de Conclusão de Curso - CEP/UFRN 
 
 
 
 
5-PERFURAÇÃO 
 
 
5.1-DEFINIÇÕES 
 
 
Para propósito deste trabalho são adotadas as definições a seguir: 
 
 
 Força de trabalho: Todo o pessoal envolvido na gestão da integridade de 
poços, podendo ser empregados do operador do contrato ou das 
contratadas;

 Modelo de avaliação de risco: Documento estabelecido para reger diretrizes 
e implementação de ações onde existe a possibilidade de perda da 
segurança do poço;

 Critério de aceitação de barreira de poço: Critérios que estabelecem a 
adequação para uso das barreiras de poço;
 
 
 
5.2-ANÁLISES COMPARATIVA 
 
 
Ambas as cláusulas presentes no capítulo 5 da NORSOK e na prática de 
gestão número 10 no subtópico 10.2, apresentam o objetivo garantir o 
estabelecimento das atividades de integridade de poço nesta fase de uma maneira 
segura. 
 
 
A NORSOK D-010 apresenta esquemas de barreira de poço que são 
desenvolvidos para auxiliar na conformidade entre os projetos, onde nestes estão 
presentes as representações para vários cenários típicos da fase de perfuração, 
como por exemplo, retirada de testemunho, perfilagem a cabo, descida de 
equipamentos de perfuração não cisalháveis, entre outras atividades. Nestes 
esquemas são estabelecidas e identificadas as barreiras primárias e secundárias 
para cada cenário, como pode ser visto como exemplo na figura 6 e na tabela 4. 
 
 
 
 
 
 
Matheus Medeiros de Azevedo 41 
Trabalho de Conclusão de Curso - CEP/UFRN 
 
 
 
 
Figura 6: Esquema de barreira de poço para cenário de perfuração, testemunhagem e descida da 
coluna com equipamento de perfuração cisalhável, adaptado de NORSOK (2004). 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
Tabela 4: Descrição das barreiras e seus elementos para cenário de perfuração, testemunhagem e 
descida da coluna com equipamentos de perfuração cisalháveis, adaptado de NORSOK (2004). 
Elemento de barreira de poço Comentários 
 
Primeira barreira de poço 
 
Coluna de fluido 
 
Barreira secundária de poço 
 
Cimentação do revestimento 
 
Revestimento Configuração do último revestimento 
 
Cabeça de poço 
 
Riser de alta pressão 
 
BOP 
 
 
O SGIP não apresenta em seu regulamento técnico tais esquemas, então é 
recomendável que se possível este seja revisado e seja feita a implementação 
destes esquemas para que os operadores do contrato bem como as contratadas 
sejam auxiliados no estabelecimento das barreiras de segurança, como também, 
para que os projetos desenvolvidos estejam em maior consonância. Desta forma 
 
Matheus Medeiros de Azevedo 42 
Trabalho de Conclusão de Curso - CEP/UFRN 
 
 
 
 
permitindo maior controle quanto ao estabelecimento das barreiras e um 
gerenciamento de integridade mais prático para o operador do contrato, contratadas 
e suas respectivas forças de trabalho. 
 
 
Tanto a NORSOK como o SGIP se preocupam com as cargas as quais os 
equipamentos estão submetidos, porém percebe-se a necessidade no SGIP de um 
maior detalhamento por parte dos critérios de avaliação e descrição destas, visto 
que na NORSOK D-010 está presente um anexo trazendo os principais cenários de 
carregamentos possíveis, bem como um quesito abordando fator de projeto mínimo 
para cada caso, de tornando possível o cálculo das cargas, tornando dessa forma 
muito mais prática a acessibilidade de tal informação para a força de trabalho e para 
o gestor do projeto de integridade na fase de perfuração. 
 
 
É notório que tanto o SGIP como a NORSOK D-010 reforçam sua 
preocupação para casos em que estas consideram os poços com provável 
ocorrência de cenáriosperigosos, como é visto na NORSOK no quesito 5.7.2 a 
exigência da elaboração de um modelo de avaliação de risco para os casos de gás 
raso, bem como o estabelecimento das ações necessárias para mitigar ou prevenir 
eventuais consequências. Enquanto que o SGIP no subquesito 10.2.2.2 exige que o 
operador do contrato, sempre que for tecnicamente viável, garanta uma avaliação e 
o monitoramento contínuo para poços onshore considerados críticos e poços 
offshore. 
 
 
A NORSOK apresenta um programa de treinamentos para a equipe técnica 
para operações de perfuração, como para casos de Kick, presença de H2S, poços 
com presença de gás raso, entre outros casos. Nesta tabela são apresentadas a 
frequência com que devem ser realizados os treinamentos bem como seus objetivos 
e observações pertinentes para seu desenvolvimento. Enquanto que o regulamento 
Técnico de Sistema de Gerenciamento de Integridade de Poço (SGIP) apresenta 
uma filosofia não tanto descritiva como a NORSOK, dando credibilidade a empresa 
para gerir seu programa de treinamento e atividades relacionadas a perfuração de 
 
 
 
Matheus Medeiros de Azevedo 43 
Trabalho de Conclusão de Curso - CEP/UFRN 
 
 
 
 
poços, mediante apresentação da devida análise de risco documentada e aprovada 
por alguém de nível hierárquico superior aos responsáveis pela elaboração. 
 
6– PRODUÇÃO 
 
 
6.1 – DEFINIÇÕES 
 
Para propósito deste trabalho são adotadas as definições a seguir referentes 
a fase de vida da produção de poço baseadas no Regulamento Técnico do Sistema 
de Gerenciamento de Integridade de Poço e na NORSOK D-010. 
 
 
 Anular do poço: São os espaços vazios existentes entre quaisquer 
tubulação, tubo ou revestimento e comumente são designados três 
tipos:

 Anular A: Espaço anular entre tubulação e o revestimento de 
produção;


 Anular B: Espaço anular entre o revestimento de produção e o 
revestimento anterior;

 Anular C: Espaço anular externo ao anular B.
 
 
Figura 7: Esquema das regiões anulares do poço. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
Matheus Medeiros de Azevedo 44 
Trabalho de Conclusão de Curso - CEP/UFRN 
 
 
 
 
 
 
6.2-ANÁLISE COMPARATIVA 
 
 
A partir da análise da cláusula 8 da NORSOK D-010 e do subcapítulo 10.3 do 
SGIP, ambos tratando da fase de produção do poço, é notória a importância da 
necessidade do regulamento técnico brasileiro em estabelecer o desenvolvimento de 
esquemas de barreira de segurança bem como um tópico abordando os critérios de 
aceitação dos principais elementos constituintes dos conjuntos solidário de barreiras 
(CSB) para os principais cenários da fase de produção de um poço, explicitando o 
CSB primário e secundário para facilitar e auxiliar a gestão do projeto pelo operador 
do contrato bem como pela força de trabalho. Em caso de haver elementos comuns 
entre os CSB, o SGIP deve explicitar a necessidade de estabelecer, documentar e 
implementar procedimentos operacionais para mitigar o risco a nível ALARP. 
 
 
É verificada a partir da concordância entre o SGIP e a NORSOK D-010, o 
quão importante é a implementação do gerenciamento das pressões dos anulares, 
pois normalmente o projeto baseia o estabelecimento do sistema de proteção (como 
por exemplo, a válvula de segurança de subsuperfície ou down hole safety valve) de 
um poço em produção, para o sentindo do fluxo (anular para a coluna). Pode-se 
verificar a importância de tal monitoramento, por exemplo, no caso de ocorrer a falha 
em um packer, onde a pressão da coluna de fluido no anular irá atuar diretamente na 
cabeça do poço, sendo que agora existe apenas uma barreira de segurança neste 
caminho adequada ao uso, sendo esta a válvula do anular. Então caso haja um 
monitoramento adequado, o incremento de pressão na cabeça do poço poderá ser 
identificado, dessa forma podendo indicar a perda ou falha de um elemento de 
barreira e o seu restabelecimento. Como já foi estabelecido no capítulo 3, é 
importante que hajam sempre duas barreiras de poço independentes e em bom 
estado funcional para manter os riscos, sempre que possível, nos menores níveis 
possíveis, logo é de grande importância para o desenvolvimento de esquemas de 
barreira de poço o gerenciamento das pressões nos anulares. 
 
Tanto a NORSOK D-010 e o SGIP estabelecem que deve haver a atualização 
e a passagem da documentação de entrega de poço (Well Handover) da equipe de 
Matheus Medeiros de Azevedo 45 
Trabalho de Conclusão de Curso – CEP/UFRN 
 
 
 
 
construção para a equipe de produção, ambos explicitam claramente os requisitos 
mínimos necessários para garantir a segurança operacional e eficiência de 
desempenho, pois apresentam clareza de informações em suas documentações 
para auxílio do operador do contrato e da gestão das atividades realizadas pelo 
responsável técnico pela fase de produção do poço. 
 
De forma a garantir maior riqueza de detalhes em seu regulamento técnico 
para com o operador do contrato, bem como garantir um melhor gerenciamento da 
segurança operacional do poço, o SGIP poderia implementar itens abordando os 
principais problemas que possam vir a ocorrer durante essa fase de vida do poço 
(produção de areia, hidratos, asfaltenos, elevada razão gás-óleo, entre outros), 
contendo requisitos e recomendações consideradas pertinentes, desta forma então 
garantindo melhor controle das zonas produtoras e assegurando melhor 
gerenciamento da integridade de poço. 
 
 
 
 
7– ABANDONO 
 
7.1 - DEFINIÇÕES 
 
 
Para propósito deste trabalho são adotadas as definições a seguir referentes 
 
à fase de vida de abandono do poço : 
 
 
 Tampão de cimento: É um determinado volume de pasta de cimento 
bombeado para o poço com o objetivo de tamponar um determinado 
trecho específico;

 Cabeça de poço: É a parte do poço constituída de diversos 
equipamentos que permitem a ancoragem e vedação das colunas de 
revestimento na superfície;

 Múltiplas zonas de reservatório: Situação em que há a existência de 
mais de uma zona produtora.
 
 
 
 
Matheus Medeiros de Azevedo 46 
Trabalho de Conclusão de Curso - CEP/UFRN 
 
 
 
 
7.2 – ANÁLISE COMPARATIVA 
 
 
Assim como foi indicado nos outros capítulos, a partir da análise do SGIP e da 
NORSOK D-010, é notória a importância do primeiro em estabelecer a necessidade 
do desenvolvimento de esquemas de barreira de segurança para demonstrar de 
forma prática a presença dos CSB primário e secundário para os principais cenários 
e operações que envolvem a fase de abandono de poço, permitindo ter-se uma base 
de projeto para o estabelecimento dos CSB para os casos reais envolvendo as 
operações ou atividades realizadas no poço. 
 
 
O SGIP, assim como a NORSOK D-010 explicita a necessidade do 
desenvolvimento de treinamento e procedimentos para controle de poço, porém a 
norma norueguesa apresenta uma abordagem mais descritiva, apresentando um 
quadro de treinamento para os principais cenários que envolvem esta fase de vida 
do poço, como por exemplo, o corte do revestimento, a reentrada em poços 
abandonados temporariamente, perda de CSB durante a realização de um teste de 
fluxo, entre outros, enquanto que o SGIP deixa a critério das empresas a gerencia 
do treinamento da força de trabalho e de sua formação acadêmica. 
 
 
7.2.1- Abandono Temporário de poços 
 
 
É importante o estabelecimento de diretrizes e recomendações referentes a 
abandono temporário de poços de forma a tentar garantir a volta às operações de 
uma maneira segura, mantendo a integridade física do poço, a segurança do 
ambiente e