CONTROLE DE POÇOS HPHT

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UNIVERSIDADE FEDERAL FLUMINENSE 
ESCOLA DE ENGENHARIA 
DEPARTAMENTO DE ENGENHARIA QUÍMICA E PETRÓLEO 
 
 
 
 
 
MARINA DE OLIVEIRA MIELI 
 
 
 
 
CONTROLE DE POÇOS HPHT 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
Niterói, RJ 
2016 
MARINA DE OLIVEIRA MIELI 
 
 
 
CONTROLE DE POÇOS HPHT 
 
 
 
 
Trabalho de conclusão de curso apresentado 
ao Curso de Pós-Graduação (Latu Sensu) em 
Engenharia de Petróleo e Gás Natural da 
Universidade Federal Fluminense, como 
requisito parcial para obtenção do Grau de 
Especialista em Engenharia de Petróleo e Gás 
Natural. 
 
 
 
Orientador: 
Prof. Alfredo Moisés Vallejos Carrasco, Dsc – UFF 
 
 
 
 
 
 
 
 
Niterói, RJ 
2016 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
Ficha Catalográfica elaborada pela Biblioteca da Escola de Engenharia e Instituto de Computação da UFF 
 
 
 
 
M631 Mieli, Marina de Oliveira 
 Controle de poços HPHT / Marina de Oliveira Mieli. – Niterói, 
RJ : [s.n.], 2016. 
 55 f. 
 
 Monografia (Especialização em Engenharia de Petróleo e Gás 
Natural) – Universidade Federal Fluminense, 2016. 
 Orientador: Alfredo Moisés Vallejos Carrasco. 
 
 1. Poço de petróleo. 2. Poço HPHT. 3. Perfuração de poço. I. 
Título. 
 
 CDD 622.3382 
AGRADECIMENTOS 
Agradeço a Deus, que me guiou e permitiu que chegasse até aqui, e estará sempre à 
frente das minhas vitórias. 
À minha família, namorado e amigos, que nunca deixaram de me apoiar e 
compreenderam meus momentos de ausência. 
À minha mãe, Margarida, que me ensinou com o exemplo que podemos perder tudo, 
menos o aprendizado. Com isso, nunca permitiu que eu deixasse a educação em 
segundo plano na minha vida. 
Ao meu irmão Alexandre, que foi meu colega de trabalho e acompanhou de perto meu 
crescimento profissional. E ao meu irmão Marcelo, que está sempre disposto a ajudar 
e contribuiu para que eu chegasse até aqui. 
Especialmente ao meu pai, que é o meu maior exemplo de professor e minha 
inspiração para seguir esta profissão. 
Agradeço ao meu orientador, Alfredo Moisés Vallejos Carrasco, não só pela 
orientação, mas pelo aprendizado transmitido ao longo do curso. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
2 
 
 
 
RESUMO 
A demanda e dependência mundial do petróleo vêm trazendo a necessidade de se 
explorar campos considerados impossíveis, à medida que os campos convencionais 
se esgotaram ou deixaram de ser tão produtivos. Com isso, a perfuração de poços de 
altas pressões e altas temperaturas teve início, assim como os estudos e 
desenvolvimento de tecnologias na área. Alguns desafios provenientes destas 
operações especiais, antes considerados obstáculos para a exploração destes 
campos, já foram vencidos, devido ao desenvolvimento de equipamentos, fluidos e 
técnicas. Os efeitos das altas temperaturas e altas pressões nos parâmetros de 
perfuração fazem com que estas operações sejam mais perigosas e, 
consequentemente, cuidados e critérios especiais devem ser adotados para o controle 
de pressões, comparando-se à perfuração convencional. 
 
Palavras-chave: HPHT, controle de poços, controle de pressões, perfuração. 
 
 
3 
 
 
 
ABSTRACT 
The increase in the world demand and dependency in the oil industry has brought the 
need in exploring fields which were considered impossible, as conventional fields were 
depleted or were no longer productive. With that, high pressure and high temperature 
drilling started, so did the studies and development of technologies for this area. Some 
of the challenges of these kinds of operations, before considered obstacles for the 
exploration of these fields, are no longer difficulties, because of the improvement of 
equipment, fluids and techniques. The high temperature and pressure effects on the 
drilling parameters make these operations more dangerous and risky, consequently, 
special care must be taken and control pressure criteria shall be applied, in comparison 
to conventional drilling. 
 
Key words: HPHT, drilling, well control, control pressure 
 
 
4 
 
 
 
LISTA DE FIGURAS 
Figura 2.1 – Condições necessárias para a ocorrência de kicks ............................... 13 
Figura 2.2 – Janela operacional de perfuração ......................................................... 15 
Figura 2.3 – Sobrecarga em poços terrestres e submarinos ..................................... 17 
Figura 2.4– Gradientes de sobrecarga para diferentes lâminas de água .................. 17 
Figura 3.1– Poços HPHT no mundo .......................................................................... 18 
Figura 3.2– Classificação dos poços de acordo com a pressão e temperatura ........ 19 
Figura 3.3– Fluxograma básico de um projeto .......................................................... 22 
Figura 4.1– Resultados de campos onde o método do expoente “d” foi utilizado para 
detectar zonas de transição ...................................................................................... 28 
Figura 4.2– Exemplo de curva de um teste de absorção .......................................... 30 
Figura 4.3 - Exemplos de gradiente de pressão de poros em um poço HPHT ......... 31 
Figura 4.4 – Densidade do fluido e profundidades dos revestimentos baseados na 
janela operacional ..................................................................................................... 32 
Figura 4.5 – Esquema de um poço HPHT ................................................................. 33 
Figura 4.6– Aplicação de K e Δρkt em um cenário de água profunda ........................ 36 
Figura 4.7 – Aplicação do critério baseado na janela operacional ............................ 37 
Figura 4.8 – Aplicação do critério baseado na tolerância ao kick .............................. 38 
Figura 4.9 – Comparação do aumento de volume do fluido de perfuração para 
diferentes pressões e temperaturas .......................................................................... 45 
Figura 4.10 – Fluxograma para identificação de um falso kick .................................. 48 
 
 
 
5 
 
 
 
SUMÁRIO 
1. INTRODUÇÃO ...................................................................................................... 7 
1.1. APRESENTAÇÃO .......................................................................................... 7 
1.2. JUSTIFICATIVA ............................................................................................. 8 
1.3. OBJETIVOS GERAIS ..................................................................................... 9 
1.4. OBJETIVOS ESPECÍFICOS .......................................................................... 9 
2. CONTROLE DE POÇOS .................................................................................... 11 
2.1. BLOWOUTS ................................................................................................. 11 
2.1.1. Barreiras de Segurança ......................................................................... 12 
2.2. JANELA OPERACIONAL ............................................................................. 14 
3. POÇOS HPHT .................................................................................................... 18 
3.1. CLASSIFICAÇÃO DOS POÇOS HPHT ....................................................... 19 
3.2. ORIGEM DAS ALTAS PRESSÕES E TEMPERATURAS ............................ 20 
3.3. PRINCIPAIS DESAFIOS NAS OPERAÇÕES HPHT ................................... 21 
4. MÉTODOS DE PREDIÇÃO E AVALIAÇÃO DAS PRESSÕES DA FORMAÇÃO ......... 24 
4.1.1. Expoente “d” .......................................................................................... 26 
4.2. MÉTODOS PARA DETERMINAÇÃO DA PRESSÃO DE FRATURA ........... 28 
4.3. DETERMINAÇÃO DO ASSENTAMENTO DO REVESTIMENTO ................ 30 
4.3.1. Critério Baseado na Janela Operacional ............................................... 32 
4.3.2. Critério Baseado na Tolerância ao Kick................................................. 33 
4.4. FLUIDOS ...................................................................................................... 38 
4.4.1. Expansão Térmica do Fluido ................................................................. 39 
4.4.2. Decantação de Barita ............................................................................ 39 
4.4.3. Solubilização do Gás ............................................................................. 40 
4.4.4. Difusão dos Gases ................................................................................ 41 
4.4.5. Hidratos ................................................................................................. 42 
4.4.6. Desempenho dos Fluidos em Poços HPHT .......................................... 42 
6 
 
 
 
4.5. FALSOS KICKS ........................................................................................... 44 
4.6. BOAS PRÁTICAS ........................................................................................ 49 
5. CONCLUSÃO ..................................................................................................... 51 
6. REFERÊNCIAS BIBLIOGRÁFICAS ................................................................... 52 
 
 
 
7 
 
 
 
1. INTRODUÇÃO 
1.1. APRESENTAÇÃO 
O petróleo atualmente representa a maior matriz energética mundial, somos 
dependentes de seus subprodutos no dia a dia. Para atender à grande dependência 
e consumo, a indústria começou a investir cada vez mais em tecnologias para sua 
exploração em larga escala. 
A exploração de hidrocarbonetos está entre os segmentos da indústria que mais 
movimentam a economia mundial. Sua utilização abrange uma enorme variedade de 
setores, desde a indústria farmacêutica, de cosméticos, de combustíveis e 
lubrificantes à indústria alimentícia. 
Seus derivados são utilizados desde o século XIX, com aplicações na construção civil, 
como assentamento de tijolos e pavimentação de estradas, e nas guerras e batalhas, 
como material inflamável. Seu uso também se estendia a lubrificantes para 
equipamentos e armas, inclusive para fins medicinais. A exploração se dava através 
de poços rasos ou exsudações na superfície. 
Seu derivado mais comum, entretanto, era o querosene para iluminação, utilizado em 
lampiões rudimentares. Lucchesi (1998) relata que o primeiro poço foi perfurado em 
Cel. Drake, na Pensilvânia, em 1859. Com 30 m de profundidade, produzia 2 m³/dia. 
A partir deste período, a crescente procura por esta fonte de iluminação, fez com que 
a exploração do petróleo aumentasse ainda mais e se espalhasse por diferentes 
países. Em paralelo à grande demanda do produto, devido aos preços elevados de 
outras fontes de iluminação, como o óleo destilado do carvão ou o óleo de baleia, a 
revolução industrial introduzia a necessidade de melhores lubrificantes para o 
maquinário das fábricas. 
Do ponto de vista econômico e comercial, o petróleo deixou de ser um produto para 
subsistência e sua exploração passou a ter como objetivo principal a comercialização 
e arrecadação de capital. 
Em termos tecnológicos, de acordo com Morais (2013), a indústria venceu algumas 
etapas para alcançar a escala e complexidade das atividades atuais e, cada vez mais, 
8 
 
 
 
novas tecnologias são desenvolvidas para vencer os mais variados desafios 
operacionais, como estabilidade e controle do poço, redução de tempo não produtivo, 
barreiras geológicas, altas pressões e temperaturas, entre outros. 
Rundmo (1992) relata que, como consequência do crescimento das atividades 
exploratórias e da busca pela máxima produção, redução de custos, economia de 
recursos e matéria prima, as atividades de exploração e produção de petróleo 
tornaram-se cada vez mais complexas e perigosas. 
Os poços tornam-se cada vez mais profundos, e a preocupação com a preservação 
do meio ambiente e, principalmente, a segurança crescem à mesma proporção. A 
importância do controle de poço e prevenção de blowouts têm sido fatores propulsores 
para o avanço da tecnologia e pesquisa na área. 
O nível de complexidade das atividades desenvolvidas cresce junto à dependência 
por este produto. Poços antes considerados impossíveis de serem perfurados, ou 
inatingíveis, devido às grandes profundidades, pressões, temperaturas e lâmina de 
água, estão ganhando destaque nas atividades recentes. 
Além do avanço da tecnologia, fatores econômicos, como o preço do barril de petróleo, 
também impulsionaram a exploração destes tipos de poços. Portanto, poços como os 
de alta pressão e alta temperatura, considerados inviáveis, tanto técnica quanto 
economicamente, passaram a ser possíveis e lucrativos. 
 
1.2. JUSTIFICATIVA 
Segundo Silva (2016), os poços com características de alta pressão e alta 
temperatura, também conhecidos como poços HPHT (High Pressure and High 
Temperature), representam apenas 1% da produção mundial dos reservatórios. 
Entretanto, estas operações merecem devida atenção por suas características 
especiais e consequente complexidade, o que leva a condições muito diferentes das 
usuais. 
Sua exploração, entretanto, apresenta alguns desafios: as altas pressões e 
temperaturas comprometem não só a vida útil dos equipamentos, mas também o 
9 
 
 
 
comportamento e estabilidade dos fluidos e todos os riscos associados a estas 
atividades são aumentados. 
Em termos de controle, Falcão (2007) faz uma comparação entre poços convencionais 
e HPHT, concluindo que a ocorrência de kicks em poços HPHT apresenta uma 
frequência cinco vezes maior se comparados a poços convencionais. 
Por tais razões, o estudo deste tipo de poço torna-se fundamental, não apenas para 
o desenvolvimento de novas tecnologias, como para a constante melhoria em termos 
de segurança em sua exploração, uma vez que são atividades “mais perigosas e de 
delicado controle”. Além do fator técnico, este estudo visa contribuir para o 
enriquecimento da literatura acerca do tema, que apresenta poucas fontes de 
pesquisa. 
 
1.3. OBJETIVOS GERAIS 
Com vista nos desafios que surgem no cenário de explorações de alta pressão e alta 
temperatura, este trabalho tem por objetivo fazer uma análise do comportamento das 
pressões durante operações de controle de poços HPHT, fazendo referência ao 
controle de poços convencionais. 
Algumas dificuldades devem ser superadas para que a exploração destes 
reservatórios seja viável, também, economicamente. Somando a isso, a segurança 
torna-se fator chave nestas operações. Este trabalho apresentará alguns fatores que 
devem ser levados em consideração no projeto e durante as operações de perfuração 
destes poços. 
 
1.4. OBJETIVOS ESPECÍFICOS 
Comparando-se a operações convencionais, o controle de poços HPHT apresenta 
alguns desafios especiais, apresentando-se como objetivo de estudo neste trabalho, 
que levam a: 
 Analisar o impacto sobre as características dos fluidos em dinâmica e estática; 
10 
 
 
 
 Estudar o comportamento, solubilidade e difusão dos gases; 
 Elencar potenciais agravantes para condições de kicks durante as operações; 
 Descrever técnicas para o controle com uma janela operacional reduzida, 
aumentando, assim, a segurança da operação. 
11 
 
 
 
2. CONTROLE DE POÇOS 
No final do século XIX, as explorações de petróleo se davam a partir de exsudações 
encontradas na superfície. Quando os primeiros poços foram perfurados, os conceitos 
de perfuração e controle de poços ainda eram desconhecidos, e os poços eram 
perfurados de forma sub-balanceada (underbalance), isto é, a pressão dos fluidos da 
formação superava as pressões do poço, permitindo o fluxo destes fluidos para dentro 
do poço, até a superfície. Esta falta de controle acabava por resultar em muitas 
perdas, inclusive perdas de reservas. (MORAIS, 2013) 
Com o passar dos anos, a complexidade das operações foi aumentando, 
acompanhada da preocupaçãocom o controle do poço, não somente pelo maior 
aproveitamento de recursos, mas principalmente com redução de riscos e segurança. 
IADC Lexicon define controle de poços como um conjunto de medidas, práticas, 
procedimentos e equipamentos, como monitoração de fluidos, para assegurar a 
segurança das pessoas e do meio ambiente durante as operações de perfuração, 
completação, abandono e workover. 
 
Controle de poços é definido pela Norsok (2004) como o “conjunto de medidas que 
podem ser aplicadas para prevenir a liberação descontrolada de fluidos do poço para 
o ambiente externo ou um fluxo subterrâneo”. Em outras palavras, os métodos de 
controle de poço são métodos de controle de pressões, cujo objetivo é prevenir que 
fluidos da formação entrem para o poço de forma descontrolada e, 
consequentemente, atinjam a superfície, causando um blowout. 
 
2.1. BLOWOUTS 
Blowouts de óleo e gás estão entre os acidentes mais trágicos e dispendiosos da 
indústria. Além de causar danos irreparáveis ao meio ambiente e equipamentos, 
também pode impactar a vida de centenas de famílias, causando mortes. Apesar de 
suas imensas proporções, não são tragédias naturais. Este tipo de acidente é causado 
pelo homem e, portanto, de possível prevenção. 
12 
 
 
 
Grandes desastres marcaram a indústria e ficaram conhecidos em todo o mundo. 
Felizmente, não são muito frequentes e valiosas lições foram aprendidas, no que diz 
respeito à prevenção: o potencial para que um desastre ocorra está presente sempre 
que um poço é perfurado. (BOOTS AND COOTS, 2014) 
“Um blowout pode ser definido como o fluxo descontrolado de fluidos da formação de 
um poço para a superfície. A palavra chave na definição é descontrolado”. (BOOTS 
AND COOTS, 2014) 
Quando fluidos provenientes da formação entram no poço pode-se dizer que um kick 
ocorreu. Isto é, quando a pressão hidrostática se torna insuficiente, a barreira primária 
é perdida. É necessário, portanto, fechar o poço, de forma a prevenir que o kick se 
torne um fluxo descontrolado. 
 
2.1.1. Barreiras de Segurança 
Uma barreira é um envelope de um ou mais elementos dependentes, que previne que 
fluidos ou gases provenientes da formação fluam não intencionalmente para o poço, 
em direção à outra formação ou à superfície. (NORSOK, 2004) 
São duas as barreiras de segurança utilizadas nos poços, a pressão hidrostática, 
gerada pelo fluido de perfuração, que exerce a função da barreira primária do poço, e 
como barreira secundária, tem-se os equipamentos de segurança e controle, dentre 
os quais se encontra o preventor de blowout (BOP – Blowout Preventer). 
Uma das funções mais importantes dos fluidos de perfuração é exercer pressão 
hidrostática. A barreira primária consiste na manutenção da pressão hidrostática 
exercida pelo fluido de perfuração, mantendo o mesmo superior à pressão da 
formação para evitar a ocorrência de um kick. 
Quando a barreira primária é perdida, isto é, quando a pressão hidrostática passa a 
ser inferior à pressão exercida pelos fluidos da formação, pode-se dizer que o poço 
tem potencial para entrar em kick, ou seja, fluidos da formação podem fluir para dentro 
do poço. 
13 
 
 
 
Fluidos da formação estão presentes nos poros das rochas, os espaços entre os grãos 
que compõem a mesma. A relação entre estes espaços e o volume da rocha é 
conhecida como porosidade. Quando estes espaços estão conectados entre si, pode-
se dizer que a rocha, além de porosa, é permeável. 
Para que um kick ocorra é necessário que ambas as condições existam, ou seja, é 
preciso que a rocha possua fluidos e os mesmos possam fluir para dentro do poço. 
Além de porosidade e permeabilidade, para que os fluidos da formação fluam para 
dentro do poço, o mesmo deve estar em uma condição de underbalance. Em outras 
palavras, a pressão da formação deve ser superior à pressão hidrostática, forçando 
os fluidos da formação para dentro do poço. A Figura 2.1 mostra estas condições. 
 
Figura 2.1 – Condições necessárias para a ocorrência de kicks 
Fonte: (SANTOS, 2014) 
 
2.1.1.1. Pressão hidrostática 
Pressão hidrostática é aquela exercida por uma coluna de fluido na vertical e em 
repouso e pode ser definida pela seguinte fórmula: 
𝑃𝐻 = 𝜌 𝑥 0,17 𝑥 𝑇𝑉𝐷 (Eq. 2.1) 
14 
 
 
 
Onde: 
𝑃𝐻 é a pressão hidrostática, psi 
𝜌 é a massa específica do fluido, lbm/gal 
𝑇𝑉𝐷 é a profundidade vertical da coluna de fluido, metros 
Quando perfurando poços convencionalmente, o mesmo deve estar em uma condição 
de balance ou overbalance, quando a pressão hidrostática está igual ou superior à 
pressão da formação, respectivamente. Se a pressão hidrostática for inferior à 
pressão da formação, considera-se que o poço está em uma condição de 
underbalance e um kick poderá ocorrer. Em contrapartida, a pressão extra gerada 
pelo overbalance não poderá ultrapassar a pressão de fratura, pois, em caso positivo, 
o poço poderá começar a perder fluidos para a formação, fazendo com que a coluna 
de fluido no poço diminua. Como consequência a hidrostática também irá diminuir, 
podendo levar a uma condição de underbalance e causar um kick. 
 
2.2. JANELA OPERACIONAL 
Durante operações de perfuração, é preciso que a pressão hidrostática do poço seja 
mantida acima da pressão de poros da formação, para evitar a ocorrência de kicks. 
Para determinar a pressão mínima dentro do poço, também é preciso considerar a 
pressão de colapso da formação, que, se não for atingida, pode levar a aprisionamento 
de coluna ou desmoronamento parcial e total do poço. 
 
No entanto, se a pressão no poço for muito alta, de forma a exceder os limites de 
fratura da formação, perda de fluido do poço para a formação pode ocorrer, induzindo 
à fratura da própria formação. 
 
De forma a manter a integridade do poço, respeitando os limites de pressão de poros, 
colapso e fratura, é necessário que as pressões do mesmo estejam dentro de uma 
janela de operação. A Figura 2.2 mostra um exemplo típico de janela operacional, cujo 
limite inferior é delimitado pelas pressões de poros e colapso, o superior determina a 
máxima pressão que, se excedida, pode levar à fratura da formação. 
15 
 
 
 
 
Figura 2.2 – Janela operacional de perfuração 
Fonte: (ROCHA E AZEVEDO, 2009) 
 
O peso do fluido é baseado nestas condições de pressão e deve ter um valor mínimo 
de forma a sobrepor a pressão de colapso e de poros e, ao mesmo tempo, não pode 
exceder a curva de pressão de fratura da formação. 
 
Segundo Santos (2014), a pressão de fratura pode ser determinada diretamente a 
partir de testes na formação a cada revestimento assentado. Quando esta pressão 
não é determinada diretamente, pode-se utilizar uma estimativa do seu valor com base 
na pressão de sobrecarga, que é gerada pelo peso da coluna litostática, pressão de 
poros e coeficiente de tensões na matriz: 
 
𝑃𝑓 = 𝐾 × (𝑃𝑜 − 𝑃𝑝) + 𝑃𝑝 (Eq. 2.2) 
 
16 
 
 
 
Onde: 
𝑃𝑓 é a pressão de fratura da formação, psi 
𝐾 é o coeficiente de tensões na matriz 
𝑃𝑜 é a pressão de sobrecarga na formação, psi 
𝑃𝑝 é a pressão de poros da formação, psi 
 
Em locações marítimas, a curva de fratura é menor para uma mesma profundidade 
de poço em comparação a um poço terrestre. Conforme observado na Figura 2.3, a 
razão para este comportamento é a redução da pressão de sobrecarga devido à 
menor coluna litostática e menor gradiente de pressão hidrostática da água em 
comparação ao gradiente de sobrecarga. Considerando um gradiente de sobrecarga 
de 1 psi/pé, no primeiro poço da Figura 2.3, a pressão total de sobrecarga no fundo 
seria de 10.000 psi. No poço à direita, porém, há sobrecarga apenas a partir do fundo 
do mar, e o gradiente hidrostático da água é de 0,465 psi/pé, somando-se a 
hidrostática da água, 930 psi, à pressão de sobrecarga da coluna litostática, 8.000 psi, 
a formação do fundo do poço teria uma pressão total de sobrecarga de apenas 8.930psi. 
A Figura 2.4 faz uma comparação entre os gradientes de sobrecarga de poços com 
diferentes profundidades de lâmina de água. Observa-se que para o poço terrestre, a 
curva de gradiente de sobrecarga é maior e, à medida que a profundidade da lâmina 
de água (LDA) aumenta, os valores de sobrecarga diminuem. 
 
 
17 
 
 
 
 
Figura 2.3 – Sobrecarga em poços terrestres e submarinos 
Fonte: (ADAMS, 1980) 
 
 
Figura 2.4– Gradientes de sobrecarga para diferentes lâminas de água 
Fonte: (ROCHA E AZEVEDO, 2009) 
18 
 
 
 
3. POÇOS HPHT 
Embora recentemente explorados, poços HPHT são conhecidos desde o final dos 
anos 70. Sua exploração está concentrada no Golfo do México, nos Estados Unidos 
e no Mar do Norte, onde suas pressões e temperaturas podem atingir até 16.000 psi 
e 350ºF (176ºC), respectivamente. 
 
Na Figura 3.1,observa-se que a atividade de poços HPHT, além dos locais citados 
acima, também pode ser encontrada, por exemplo, em países como a Tailândia, onde 
mais de 45 destes tipos de poços já foram perfurados, Angola, e Yemen. 
 
 
Figura 3.1– Poços HPHT no mundo 
Fonte: (ADAMSON et al, 1998) 
 
Júnior (2008) fala sobre o primeiro blowout ocorrido em uma unidade semi-
submersível que explorava poços de alta pressão e alta temperatura no Mar do Norte. 
Até 1988, a indústria não fazia distinção na classificação dos poços, apenas após o 
desastre na Ocean Odissey que o Instituto de Petróleo Britânico (UK Petroleum 
Institute), em conjunto com a Associação de Operadores Marítimos (Offshore 
Operators Association) passou a enxergar este tipo de operação como especial e 
criaram a classificação HPHT, assim como regulamentações e práticas para a 
perfuração e operação segura destes poços. 
19 
 
 
 
3.1. CLASSIFICAÇÃO DOS POÇOS HPHT 
De acordo com a classificação da Norsok (2004), para que um poço seja classificado 
como HPHT, as pressões de fechamento esperadas na superfície devem ser 
superiores a 690 bars (10.000 psi) e temperaturas no fundo do poço acima de 300ºF 
(150ºC). 
 
Tomando como referência a pressão de poros, se a mesma for superior a 15,3 lbm/gal, 
um poço poderá ser caracterizado como de alta pressão. (ROCHA E AZEVEDO, 2009) 
 
Existem poços que apresentam gradientes de pressão superiores a 15,3 lbm/gal, mas 
não possuem temperaturas elevadas, e vice-versa. Nestes casos, o poço é 
considerado de alta pressão, ou de alta temperatura, respectivamente. No entanto, à 
medida que estes reservatórios foram sendo explorados, surgiram cenários cada vez 
mais desafiadores: pressões e temperaturas ainda maiores. 
 
O ambiente de altas pressões e temperaturas limita o uso de materiais e tecnologias 
disponíveis, foi com base nisto que a Schlumberger classificou estes cenários. Na 
Figura 3.2, podem-se observar quatro classificações de poços. 
 
Figura 3.2– Classificação dos poços de acordo com a pressão e temperatura 
Fonte: (SKEATES et al, 2008) 
20 
 
 
 
Como destacado na Figura 3.2, um poço é classificado como Ultra-HPHT quando a 
pressão e temperatura do reservatório ultrapassam 20.000 psi e 205°C, 
respectivamente. A caracterização de um poço de extrema alta pressão e alta 
temperatura (HPHT-hc) se dá quando o mesmo ultrapassa 35.000 psi e 260°C. 
 
3.2. ORIGEM DAS ALTAS PRESSÕES E TEMPERATURAS 
Durante a perfuração de poços convencionais, é comum que sejam encontradas 
formações com pressões anormais, isto é, formações que apresentem pressões 
diferentes das pressões consideradas normais e esperadas em determinadas 
condições, sejam elas altas ou baixas. 
 
Uma formação classificada como normalmente pressurizada apresenta um gradiente 
de pressão igual ao da água do mar, 1,53 psi/m ou 9 lbm/gal, dependendo da região. 
Ou seja, uma formação normalmente pressurizada apresentará uma pressão igual à 
pressão hidrostática do fluido que a mesma contém. 
 
Formações anormalmente pressurizadas não possuem esta comunicação de pressão 
hidrostática como as zonas de pressão normal. Se este fosse o caso, as altas 
pressões teriam comunicação com as pressões normais e rapidamente se 
dissipariam, fazendo com que a pressão da zona se tornasse normal. Quando uma 
rocha reservatório, que possui hidrocarbonetos, está envolta por uma rocha 
capeadora, que apresenta baixa permeabilidade e porosidade, esta segunda rocha irá 
formar um selo ao redor deste reservatório. Diz-se, então, que os fluidos do 
reservatório estão “trapeados”, isto é, estão aprisionados pela rocha capeadora, que 
não permite que estes fluidos se movam e fluam para outras zonas de menor pressão. 
Este mecanismo faz com que estes fluidos altamente pressurizados permaneçam na 
rocha reservatório, mantendo as altas pressões da zona. 
A presença deste selo ao redor das rochas depende de diferentes fatores, como 
litologia, mineralogia, atividade tectônica, taxas de sedimentação, ambiente e ação de 
sedimentação, presença ou não de falhas geológicas, terremotos, entre outros, 
citados por Adams (1980, apud Fertl). 
21 
 
 
 
Santos (2014) também comenta a respeito da origem destas altas pressões, 
mencionando o fenômeno da subcompactação, que ocorre devido à rápida deposição 
de sedimentos naquela região, impedindo que a água presente nestes sedimentos 
seja expulsa gradualmente e flua em sua velocidade normal para outros poros durante 
o processo de compactação. Desta forma, ela fica “presa” nos poros da rocha e 
suporta parte das pressões de sobrecarga. 
De acordo com Rocha e Azevedo (2009), no que diz respeito à temperatura, uma taxa 
normal para seu aumento, o gradiente geotérmico normal, varia entre 1,37 a 1,65°F a 
cada 100 pés (30,48 metros) perfurados. Como exemplo, se um poço terrestre com 
4.500 metros de profundidade e temperatura de superfície de 20°C, for perfurado em 
uma região cujo gradiente geotérmico é de 25°C/km e o gradiente de pressão de poros 
corresponde a 9 lbm/gal, seus respectivos valores no fundo do poço seriam 132,4°C 
e aproximadamente 6.900 psi. Neste mesmo caso, porém, com gradiente geotérmico 
e pressão de poros com características HPHT, 35°C/km e 15,3 lbm/gal de pressão de 
poros, no fundo do poço estes valores excederiam 177°C e 11700 psi. 
 
3.3. PRINCIPAIS DESAFIOS NAS OPERAÇÕES HPHT 
O planejamento para um poço HPHT deve ser cuidadoso e requer a participação de 
especialistas de diferentes áreas. A prevenção e o controle de kicks é a prioridade 
nestas operações, mas nestes tipos de poços, os riscos são amplificados. A Figura 
3.33 apresenta um fluxograma básico para um projeto. 
Em projetos de poços HPHT, desafios são encontrados desde a primeira etapa, como 
a obtenção de informações, até o projeto do poço. Os equipamentos, os fluidos de 
perfuração e pastas de cimento, a ocorrência de kicks, dentre outras situações, são 
impactados diretamente pelas altas pressões e temperaturas neste ambiente. 
A predição das pressões da formação sempre foi um desafio para a perfuração. O 
conhecimento prévio geológico nos permite prever condições de temperatura e 
pressão no reservatório, facilitando a escolha dos equipamentos que serão usados 
nas operações subsequentes. O avanço da tecnologia também tornou as operações 
mais seguras, com o surgimento de diferentes ferramentas de aquisição de dados, 
22 
 
 
 
como perfis e ferramentas de LWD (Logging While Drilling), MWD (Measure While 
Drilling) e PWD (Pressure While Drilling), que fornecem decisivos parâmetros em 
tempo real, como as pressões no fundo do poço, perdas de carga no anular e pressão 
da formação. 
 
Figura 3.3– Fluxograma básico de um projeto 
Fonte: (FALCÃO, 2007) 
Entretanto, apesar de muitas dessas ferramentas suportarem altas temperaturas, sua 
vida útil é comprometida pela exposição contínua. Muitos destes equipamentos 
podem trabalhar em ambientes com temperaturas superiores a 150°C, mas sua 
utilização não é possível durante todo o tempo necessário requerido para a operação, 
oque inviabiliza seu uso e aumenta o custo total da operação. 
Além dos desafios tecnológicos, os fluidos apresentam um diferente comportamento 
em condições dinâmicas, consequentemente, a detecção de kicks pode ser 
dificultada. Com isso, é necessária uma análise detalhada para a determinação da 
janela operacional, as profundidades de assentamento dos revestimentos, a 
estabilidade do poço, dentre outros fatores limitantes. 
Obter Informações 
Calibrar Dados 
Avaliar Geopressões 
Avaliar Estabilidade 
Perfis Elétricos, 
Poços de Correlação, 
Objetivos, etc. 
Peso de Lama, 
Kicks, Perdas, 
RFR, DST 
Pressão de Poros 
Gradiente de Fratura 
Assentamento 
Sapatas 
Definição do 
Pesos da Lama 
Dimensionamento 
do Revestimento 
Projeto de 
Cimentação 
Etc. Projeto do Poço 
23 
 
 
 
Segundo Júnior (2008), as operações de poços HPHT demandam novas tecnologias 
e ainda apresentam desafios e problemas comuns às operações convencionais, como 
ocorrência de kicks, perda de circulação, aprisionamento de ferramenta e alguns 
problemas adicionais, tais como: 
 Identificação das zonas de transição; 
 Medição da pressão de poros, de fratura e temperatura no fundo do poço; 
 Posicionamento dos revestimentos; 
 Novos critérios de dimensionamento para revestimentos; 
 Poços profundos, com alta perda de carga anular; 
 Ocorrência de hidratos; 
 Dificuldade na detecção de kicks em fluidos sintéticos; 
 Efeito balão e breathing formation. 
Do ponto de vista do tempo operacional e dos riscos da operação, Falcão (2007) 
ressalta que poços HPHT demandam 30% a mais de tempo para serem perfurados e 
apresentam um tempo de perfuração três vezes maior, com chances de 
aprisionamento de coluna 30% maiores. Em relação à ocorrência de kicks, quando da 
perfuração de poços convencionais a média é de um kick a cada dez poços 
perfurados, em poços HPHT a ocorrência é de dois a cada poço. 
 
 
24 
 
 
 
4. MODIFICAÇÕES NO PROJETO DO POÇO DEVIDO AO AMBIENTE HPHT 
O maior risco de kicks durante operações de poços HPHT, unido à maior ocorrência 
de kicks, fez com que a indústria desenvolvesse estudos cada vez mais detalhados e 
tecnologias capazes de fornecer informações provenientes do poço mesmo em 
temperaturas elevadas. Os desafios para a perfuração deste tipo de poços são ainda 
maiores e muitos obstáculos precisam ser vencidos para se alcançar uma operação 
bem-sucedida. Este capítulo faz uma comparação entre o controle de poços 
convencionais e os impactos que as altas pressões e altas temperaturas têm no 
comportamento do poço e dos fluidos de perfuração. 
 
4.1. MÉTODOS DE PREDIÇÃO E AVALIAÇÃO DAS PRESSÕES DA 
FORMAÇÃO 
A previsão da pressão de poros é de fundamental importância para o planejamento 
de um poço HPHT. É a partir desta previsão que parte da janela operacional pode ser 
determinada. Portanto, técnicas bem precisas devem ser aplicadas. 
A Tabela 4.1 evidencia algumas destas técnicas usadas antes do início do poço e 
durante a perfuração. 
Como abordado no item 3.2, Origem das Altas Pressões e TEMPERATURAS, estas 
pressões estão associadas à permeabilidade da formação, existência de rochas 
selantes, velocidade de compactação, efeito de sobrecarga, tectonismo, transferência 
de pressão lateral, tipo de fluido, presença de hidrocarbonetos, entre outros. Portanto, 
a análise dos períodos geológicos e litologia da região auxiliam diretamente nesta 
estimativa, além da utilização de perfis e dados sísmicos para identificar a presença 
de geradores de zonas anormalmente pressurizadas. 
Além da identificação destas zonas, Rocha e Azevedo (2009) também citam a 
necessidade de se estimar a pressão de poros previamente para que a determinação 
do BOP adequado possa ser feita, tendo em vista a segurança nas futuras operações. 
 
 
25 
 
 
 
Tabela 4.1– Técnicas disponíveis para prever, detectar e avaliar sobre pressões antes e 
durante as operações de perfuração 
Fonte de dados Indicadores de pressão Momento de registro 
Métodos 
geológicos 
Sísmica (velocidade de formação) Antes do início da 
perfuração Gravidade 
Magnetismo 
Métodos de prospecção elétrica 
Parâmetros de 
perfuração 
Taxa de penetração Durante a perfuração (em 
tempo real) Expoente-D 
Expoente-D modificado 
Equações de taxa de penetração 
Porosidade e registros de pressão da 
formação 
LWD 
Torque 
Drag 
Parâmetros do 
fluido de 
perfuração 
Fluido cortado por gás Durante a perfuração 
(considerando o atraso 
devido ao retorno do 
fluido que vem do fundo 
do poço) 
Peso do fluido na linha de retorno 
Kicks 
Temperatura do fluido na linha de 
retorno 
Resistividade, concentração de 
cloreto e outros parâmetros do fluido 
Nível do tanque e volume total do 
tanque 
Volumes de abastecimento do poço 
Taxa de retorno do fluido 
Parâmetros dos 
cascalhos 
perfurados 
Densidade do folhelho Durante a perfuração 
(considerando o atraso 
devido ao retorno do 
fluido que vem do fundo 
do poço) 
Volume, tamanho e formato 
Fonte: (ADAMS, 1980) 
26 
 
 
 
Uma estimativa do perfil de temperatura do poço também deve ser realizada, pois a 
temperatura interfere diretamente nos fluidos que circularão no poço e no tipo de 
equipamento que poderá ser utilizado na operação. Os fluidos de perfuração são 
afetados diretamente pelas altas temperaturas, principalmente na instabilidade do 
peso, solubilidade do gás no fluido e consequente capacidade de detecção de kicks, 
e, quando em águas profundas, a formação de hidratos é um fator para o qual a equipe 
deve atentar. Em segundo lugar, os equipamentos possuem limites operacionais, as 
ferramentas convencionais de LWD, por exemplo, estão limitadas às temperaturas até 
150°C. (JÚNIOR, 2008) 
É este conhecimento prévio o ponto de partida para se trabalhar com as condições de 
temperatura e pressão de um poço, permitindo que a equipe de planejamento tenha 
parâmetros de referência sobre as condições esperadas durante as operações de 
perfuração. 
Além das técnicas supracitadas, Santos (2014) e Boots and Coots (2014) também 
citam a utilização de métodos de normalização da taxa de penetração, como o 
expoente “d”. 
 
4.1.1. Expoente “d” 
As variações na taxa de penetração podem ser indicadores diretos de mudanças nas 
pressões de poros. Quando uma zona está sendo perfurada, parâmetros previamente 
planejados, como pressão de bombeio, taxa de rotação, peso sobre a broca e 
consequente taxa de penetração devem ser mantidos constantes. Qualquer mudança 
neste último parâmetro pode indicar que o poço está entrando em uma zona de 
transição. 
A taxa de penetração é uma função do diferencial de pressão no fundo do poço, entre 
a pressão de BHP (Bottom Hole Pressure – Pressão no fundo do poço) e a pressão 
da formação. Se este diferencial de pressão varia repentinamente, sem que a equipe 
tenha feito alguma alteração nos parâmetros, significa que a pressão da formação 
está mudando. 
27 
 
 
 
O expoente “d” é um método multi-passos de predição de pressões que tem como 
referência a taxa de penetração. Este método consiste na normalização da taxa de 
penetração em relação à rotação da broca, peso sobre a broca, diâmetro da broca e 
massa específica do fluido de perfuração. (SANTOS, 2014) 
Os valores de “d” são calculados a partir da seguinte equação: 
𝒅𝒄 = 
𝒍𝒐𝒈(
𝑹
𝟔𝟎𝒙𝑵
)
𝒍𝒐𝒈 (
𝟏𝟐𝒙𝑾
𝟏𝟎𝟔𝒙𝒅𝒃
)
𝒙 (
𝜹𝒏
𝜹𝒎
) (Eq. 4.1) 
Onde: 
𝑅 é a taxa de penetração, em pés/hora 
𝑁 é a velocidade de rotação da broca, em RPM 
𝑊 é o peso sobre a broca, em libras 
𝑑𝑏 é o diâmetro da broca, em polegadas 
𝛿𝑛 é a massa específica equivalente à pressão normal da área, em lbm/gal 
𝛿𝑚 é a massa específica do fluido de perfuração em uso, em lbm/gal 
 
Estes valores são calculados em zonas normalmente pressurizadas e tomados como 
referência ao longo da perfuração. Para que o acompanhamento seja feito, um gráfico 
semilogarítmicoé gerado, em função da profundidade, com o intuito de definir a linha 
de tendência da pressão normal. Os valores de dc aumentam com a profundidade do 
poço e no momento em que uma zona de transição é atingida, eles tendem a diminuir. 
A Figura 4.1 mostra exemplos deste gráfico em diferentes localidades nos Estados 
Unidos, onde se pode observar a tendência das pressões normais e a zona de 
transição através do método do expoente “d”. 
 
28 
 
 
 
 
Figura 4.1– Resultados de campos onde o método do expoente “d” foi utilizado para detectar 
zonas de transição 
Fonte: (ADAMS, 1980) 
A comparação entre o valor calculado de dc e o valor desviado, dcn, em uma 
profundidade D pode ser, então, utilizado para que a pressão de poros seja calculada. 
𝑃𝑝 = 0,1704 𝑥𝛿𝑛𝑥𝐷𝑥
𝑑𝑐𝑛
𝑑𝑐
 (Eq. 4.2) 
 
4.2. MÉTODOS PARA DETERMINAÇÃO DA PRESSÃO DE FRATURA 
Durante as operações de perfuração, é necessário que a formação seja capaz de 
suportar as pressões provenientes do poço sem que fluido seja perdido ou que uma 
fratura ocorra. O conhecimento desta pressão máxima é fundamental para que as 
profundidades dos revestimentos descidos possam ser estabelecidas. 
29 
 
 
 
Santos (2014) define pressão de fratura ou gradiente de fratura como a relação direta 
entre a pressão máxima que a formação pode suportar e a pressão de sobrecarga 
(overburden), pressão de poros e coeficiente de tensões na matriz da rocha. 
Testes na formação feitos são realizados após o assentamento de um revestimento. 
Com o objetivo de testar a nova formação logo abaixo do revestimento, perfura-se até 
aproximadamente 4,5 m após o revestimento assentado. 
De acordo com Boots and Coots (2014), há dois testes comumente aplicados: o teste 
de absorção (LOT – Leak-off Test) e o teste de integridade (FIT – Formation Integrity 
Test). O primeiro é utilizado quando a formação é pouco conhecida ou quando não se 
sabe sobre os limites da mesma. Em campos de desenvolvimento, onde alguns poços 
já foram perfurados, aplica-se o teste de integridade. 
O teste de absorção consiste no bombeio de fluido para dentro do poço com o BOP 
fechado. É preciso que a operação seja feita com cautela, para evitar danos 
permanentes à formação. À medida em que o fluido é bombeado, a pressão na 
superfície é registrada em um gráfico, conforme a Figura 4.2. O intervalo AO da figura 
representa a compressão do fluido dentro do poço. O ponto A registra o momento em 
que a formação começou a absorver fluido. Um teste típico é interrompido neste 
momento e a pressão do ponto A passa a representar a pressão máxima de superfície 
naquelas condições. Em alguns poços, há a necessidade de se conhecer o momento 
em que a fratura da formação efetivamente ocorre. Sendo assim, o teste é estendido 
até o ponto B. 
Quando o teste de integridade é feito, bombeia-se até um limite pré-determinado antes 
de se alcançar o ponto A da Figura 4.2. Para o teste ser considerado satisfatório, a 
pressão deve ser mantida por aproximadamente 10 minutos sem apresentar variação. 
 
30 
 
 
 
 
Figura 4.2– Exemplo de curva de um teste de absorção 
Fonte: (SANTOS, 2014) 
 
4.3. DETERMINAÇÃO DO ASSENTAMENTO DO REVESTIMENTO 
A janela operacional é determinada a partir das curvas dos gradientes de fratura, 
colapso e pressão de poros, conforme 2.2 janela operacional. Uma vez que a janela 
operacional é prevista e determinada, pode-se definir um critério para o assentamento 
dos revestimentos e uma metodologia para o peso do fluido utilizado durante a 
perfuração, não somente para evitar a ocorrência de kicks, mas para manter a 
estabilidade do poço. 
Os revestimentos são descidos com o objetivo de proteger formações já perfuradas. 
Por fatores econômicos, a sapata do revestimento deve ser assentada à maior 
profundidade possível, portanto, a seleção das profundidades dos revestimentos é de 
fundamental importância para a diminuição do tempo de operação e consequente 
custo, mas principalmente para a segurança das operações. 
Certas zonas estão sujeitas a problemas como gases rasos, outras podem estar 
submetidas a pressões anormalmente altas, com maiores chances de ocorrência de 
kicks. Além do risco de perda de circulação e fratura, consequência de pressões 
anormalmente baixas. 
31 
 
 
 
Existem diferentes critérios para a determinação das profundidades dos 
revestimentos, baseados na janela operacional e tolerância o kick. 
Na Figura 4.3, observa-se que as temperaturas neste poço podem alcançar os 200°C. 
Se este mesmo poço estivesse em uma região de temperaturas normais, a mesma 
seria de até 120°C, com uma temperatura de superfície de 20°C. Além disso, a 
pressão de poros cresce abruptamente, aproximando-se da curva de gradiente de 
fratura, isto pode levar à necessidade da descida de um novo revestimento. 
 
Figura 4.3 - Exemplos de gradiente de pressão de poros em um poço HPHT 
Fonte: (ROCHA E AZEVEDO, 2009) 
O estreitamento da janela operacional é mais acentuado em poços HPHT quando 
comparados a poços com características convencionais e, se revestimentos 
intermediários não forem considerados na fase do projeto, o poço pode não atingir o 
objetivo final. Portanto, o critério utilizado para determinação das profundidades do 
revestimento acaba sendo determinante na viabilidade econômica e técnica do poço 
e segurança da operação. 
32 
 
 
 
4.3.1. Critério Baseado na Janela Operacional 
Este critério utiliza as margens superior e inferior da janela operacional e pode ser 
aplicado com margens de segurança. A Figura 4.4 mostra sua aplicação com uma 
margem de segurança. Depois de estimada a profundidade final do poço, traça-se 
uma seta vertical para cima até tocar o limite superior da janela operacional. Em 
seguida, uma reta é traçada na horizontal até encontrar o limite inferior da janela. Os 
pontos de interseção com a curva superior serão as profundidades definidas para o 
assentamento dos revestimentos. (ROCHA E AZEVEDO, 2009) 
 
Figura 4.4 – Densidade do fluido e profundidades dos revestimentos baseados na janela 
operacional 
Fonte: (HAMARHAUG, 2011) 
No exemplo da Figura 4.4 foram utilizadas margens de segurança para ambos os 
limites de pressão de poros e de fratura. Para a determinação desta margem, não há 
uma regra estabelecida, pois interfere diretamente no número de fases a serem 
utilizadas no projeto, modificando o custo total do mesmo. 
Este critério é aplicado independentemente da geometria do poço, entretanto, não 
leva em consideração a possibilidade de ocorrência de um kick, o que modifica as 
pressões exercidas na sapata do revestimento. 
33 
 
 
 
Outros aspectos, principalmente aqueles relacionados a poços de águas profundas e 
HPHT, inviabilizam ou restringem alguns projetos, como baixo gradiente de fratura e 
alta fricção na choke line. A Figura 4.5 destaca a zona de transição em um poço HPHT. 
Utilizando-se o método convencional para determinar as profundidades de cada 
revestimento, as chances de se alcançar a zona de interesse são reduzidas, 
principalmente devido ao diâmetro do poço, pois, um número maior de revestimentos 
seria necessário, fazendo com que o poço tivesse diâmetros cada vez menores e 
custos com a operação inversamente proporcionais. 
 
Figura 4.5 – Esquema de um poço HPHT 
Fonte: (FALCÃO, 2007) 
 
4.3.2. Critério Baseado na Tolerância ao Kick 
Tolerância ao kick é definida como o máximo volume de influxo que o poço pode 
receber e circular, sem fraturar o ponto mais frágil da formação. Este ponto seria a 
formação logo abaixo da sapata do último revestimento. 
Outra definição utilizada por Lage, Nakagawa e Rocha (1997), é a máxima pressão 
de poros que pode ser admitida, de tal forma que, se um kick de determinado volume 
ocorrer em certa profundidade, o poço pode ser fechado e o kick pode ser circulado 
34 
 
 
 
de forma segura, sem que a formação frature. É importante estimar se a pressãono 
poço pode exceder a pressão de fratura, pois esta condição poderá causar perda de 
circulação e/ou um underground blowout. 
Para que a tolerância ao kick seja determinada de forma simplificada, algumas 
considerações iniciais são feitas: (1) o influxo de gás é uma única bolha, (2) o 
momento do fechamento do poço é o momento mais crítico do controle. 
Apesar de haver expansão do gás à medida em que é circulado até a sapata, 
geralmente esta expansão não exerce tanta influência quanto o tamanho do kick no 
fechamento inicial, quando o mesmo está entre o drill collar e o poço aberto. A Tabela 
4.2 - Comparação entre a condição de fechamento e o gás na sapata exemplifica este cenário. 
Tabela 4.2 - Comparação entre a condição de fechamento e o gás na sapata 
 
Condição de 
fechamento 
Gás na sapata 
Volume do Influxo (bbl) 21,4 89,9 
Altura do kick (m) 150 119 
ρgás (lbm/gal) 1,95 0,664 
ρkt (lbm/gal) 10,26 10,26 
Fonte: (LAGE, NAKAGAWA E ROCHA, 1997) 
 
Observa-se que a altura do influxo no momento do fechamento (quando o mesmo está 
entre o drill collar e o poço aberto) é superior à sua altura no momento em que chega 
à sapata. Mesmo havendo expansão de gás, o mesmo ocupa, na sapata, mais de 
quatro vezes seu volume inicial, porém a capacidade do espaço anular entre o drill 
pipe e o poço aberto é muito superior, fazendo com que a maior altura do kick no 
fechamento inicial seja compensada por essa expansão. 
A tolerância ao kick era um conceito muito utilizado para se determinar o máximo 
aumento no peso do fluido. A margem de tolerância ao kick, K, é definida pela 
diferença entre a tolerância ao kick e o peso do fluido. 
𝐾 = 𝜌𝑘𝑡 − 𝜌𝑓 (Eq. 4.3) 
35 
 
 
 
Onde: 
𝜌𝑘𝑡 é a tolerância ao kick 
𝜌𝑓 é o peso do fluido utilizado 
À medida em que o peso do fluido aumenta, a margem de tolerância ao kick diminui. 
Esta diminuição era considerada um indicador para o assentamento de um novo 
revestimento. Por exemplo, quando a margem de tolerância ao kick estivesse próxima 
de 0,5 lbm/gal, um novo revestimento deveria ser assentado. 
Este critério considera apenas o peso do fluido, que tem como base a pressão de 
poros da formação. Outros fatores, porém, também influenciam no cálculo para o peso 
do fluido, tais como: (1) margem de segurança de riser, (2) problemas com a 
estabilidade do poço e (3) qualquer outra margem de segurança. 
De acordo com Lage, Nakagawa e Rocha (1997), considerar apenas o valor de K, não 
levando em conta outros fatores mencionados, pode fazer com que um revestimento 
seja assentado muito cedo, ou seja, em profundidades mais rasas do que as 
realmente necessárias. 
Um novo critério foi determinado, baseando-se na margem de tolerância ao kick, que 
representa a margem de segurança entre a pressão máxima permissível no 
reservatório, baseada nas cargas no poço aberto e na pressão de poros esperada. 
𝛥𝜌𝑘𝑡 = 𝜌𝑘𝑡 − 𝜌𝑝 (Eq. 4.4) 
Onde: 
𝛥𝜌𝑘𝑡 é a margem de tolerância ao kick, lbm/gal 
𝜌𝑘𝑡 é a tolerância ao kick, lbm/gal 
𝜌𝑝 é a pressão de poros, lbm/gal 
A Figura 4.6 mostra o critério de margem de tolerância ao kick, K, sendo aplicado em 
dois diferentes cenários, uma sonda ancorada e uma sonda de posicionamento 
dinâmico (DP – Dynamic Positioning). Na primeira alternativa, a sonda ancorada, uma 
margem de segurança de riser não é aplicada, portanto, a única margem utilizada para 
o peso de lama foi um overbalance de 0,3 lbm/gal. Como o critério K prevê uma 
36 
 
 
 
margem de 0,5 lbm/gal, de acordo com a figura, um novo revestimento deveria ser 
assentado a 2450 m (Figura 4.6 b). Utilizando-se o cenário da sonda DP, a 
continuidade da operação seria inviável, devido à margem de segurança do riser, que 
faria com que o peso do fluido fosse superior ao mínimo utilizado para a margem K 
(Figura 4.6 c). 
 
Figura 4.6– Aplicação de K e Δρkt em um cenário de água profunda 
Fonte: (LAGE, NAKAGAWA E ROCHA, 1997) 
 
O exemplo comprova que o critério K pode inviabilizar algumas operações, mesmo 
quando estas são seguras, pelo fato de se basear apenas no peso do fluido. Pois o 
peso do fluido, muitas vezes, não está diretamente relacionado à pressão de poros 
apenas. Se o peso do fluido for muito superior à pressão de poros por diferentes 
motivos, K pode apresentar valores negativos e indicar falsas condições inseguras de 
perfuração. 
Por outro lado, o critério de Δρkt mostra que, perfurando-se o mesmo poço com uma 
sonda ancorada, o revestimento deveria ser descido a 4400m, e não a 2450m (Figura 
4.6 b). E em uma sonda DP, a operação poderia prosseguir, com um novo 
revestimento assentado apenas a 4500m (Figura 4.6 c). Esta diferença se dá, mais 
37 
 
 
 
uma vez, porque Δρkt é calculado baseando na relação entre a margem de tolerância 
ao kick e a pressão de poros. 
As Figura 4.7 eFigura 4.8 apresentam a aplicação dos dois critérios, com base na 
janela operacional e na tolerância ao kick, respectivamente. O primeiro utiliza uma 
margem de segurança de 0,5 lbm/gal em relação à curva inferior, de gradiente de 
pressão de poros. Apesar de apresentarem o mesmo número de revestimentos, o 
primeiro critério levaria a um projeto com custos teoricamente reduzidos, pois as duas 
primeiras fases, de 26 e 17,5 polegadas, seriam revestidas por colunas de assentadas 
em profundidades mais rasas. Em contrapartida, o projeto da Figura 4.8 – Aplicação do 
critério baseado na tolerância ao kick representa uma operação mais segura, pois a fase de 
12 ¼ polegadas seria menor. O detalhe é observado na curva feita pela linha 
tracejada. (ROCHA E AZEVEDO, 2009) 
 
Figura 4.7 – Aplicação do critério baseado na janela operacional 
Fonte: (ROCHA E AZEVEDO, 2009) 
38 
 
 
 
 
Figura 4.8 – Aplicação do critério baseado na tolerância ao kick 
Fonte: (ROCHA E AZEVEDO, 2009) 
 
4.4. FLUIDOS 
O princípio básico da perfuração rotativa permanece o mesmo desde que foi utilizado 
pela primeira vez há mais de um século: perfurar um poço bombeando um líquido 
através de uma coluna rotativa com uma broca. (BOOTS AND COOTS, 2014) 
Apesar de todos os avanços, a utilização de um fluido é o princípio de todo programa 
de perfuração. Nos primeiros poços, o fluido utilizado era a água. A água carreava os 
cascalhos da rocha e, na superfície, chegava uma mistura de água e argila, que 
passou a ser chamada de lama. Atualmente, a lama é uma mistura complexa de 
diferentes fluidos e compostos químicos e possui diversas funções para as operações, 
dentre as quais, as mais importantes são a limpeza do poço e o controle da pressão 
da formação. 
É preciso que o fluido seja viscoso o suficiente para carrear os cascalhos à superfície 
e mantê-los em suspensão quando a circulação é interrompida. O fluido também 
precisa ser capaz de conter a pressão da formação, e isso ocorre quando possui peso 
igual ou superior ao peso equivalente de poros. 
39 
 
 
 
Para perfurar em ambientes com altas temperaturas, acima de 270°F, o fluido mais 
indicado é o de base oleosa. Entretanto, neste ambiente as características e 
propriedades dos fluidos podem variar, afetando a precisão das análises feitas na 
superfície o suficiente para causar kicks. (BOOTS AND COOTS, 2014) 
 
4.4.1. Expansão Térmica do Fluido 
A temperatura exerce influência inversamente proporcional à densidade do fluido, com 
o aumento da temperatura, a densidade do fluido diminui, pois este aumento de 
temperatura leva a uma expansão do fluido. Em contrapartida, quando a pressão 
aumenta, sua massa permanece constante, mas seu volume é reduzido, com isso a 
densidade do fluido aumenta à medida que a pressão também aumenta. Apesar de 
atuarem de forma oposta ao comportamento da densidade do fluido base óleo, o efeito 
da temperatura predomina, principalmente sob condições de baixa pressão. Em 
fluidos com base água, o efeito da pressão é muito pequeno e em poços com baixa 
temperatura, a pressãopode ter efeito predominante em fluidos com base óleo. 
(ROCHA E AZEVEDO, 2009) 
Manter a pressão no fundo do poço constante pode ser um desafio durante a 
perfuração, devido aos significativos efeitos de compressão e expansão térmica dos 
fluidos de base oleosa. Quando a lama é circulada através do poço, além da 
densidade, a viscosidade também é afetada, resultando em variações na pressão 
hidrostática e na densidade equivalente de circulação (ECD – Equivalent Circulating 
Density). De acordo com Boots and Coots (2014), ambos os efeitos combinados 
podem fazer com que a pressão no fundo do poço varie na grandeza de 300 psi em 
poços de aproximadamente 15.000 pés (4572 metros). 
 
4.4.2. Decantação de Barita 
Quando comparados a fluidos com base água, os fluidos de base oleosa apresentam 
maior estabilidade de sólidos em ambientes HPHT, isto é, suas propriedades são 
mantidas ao longo da perfuração durante períodos extensos, sem a necessidade de 
reposição de aditivos para densidade ou viscosidade, por exemplo. A maioria 
40 
 
 
 
apresenta comportamento estável quando submetidos a temperaturas de 450°F 
aproximadamente, após 16 horas. (ROCHA E AZEVEDO, 2009) 
Poços HPHT normalmente requerem fluidos com densidades mais elevadas. Por 
consequência, sua capacidade de carreamento de sólidos também deve ser mais 
eficaz. De acordo com Hamarhaug (2011), um dos resultados de longos períodos com 
baixa ou nenhuma circulação e rotação da coluna no poço, é a sedimentação de 
sólidos. Quando isto ocorre, os aditivos do fluido se depositam no fundo do poço, 
fazendo com que as propriedades dos fluidos variem. Este fenômeno é mais 
agravado, principalmente, nas seções de maior inclinação do poço, onde a 
capacidade de carreamento de sólidos é mais exigida. Perda de material adensante 
também pode levar a problemas de controle de poços, pois a segregação de barita irá 
causar uma queda na densidade do fluido, diminuindo a pressão hidrostática exercida 
no fundo do poço. 
A maioria dos fluidos é desenvolvida para evitar decantação de sólidos, mas a 
presença de fluidos da formação no poço, seja por meio da difusão, lama cortada por 
gás ou kicks, pode afetar a capacidade do fluido de prevenir a ocorrência deste evento. 
 
4.4.3. Solubilização do Gás 
A mudança nas propriedades do fluido de base oleosa quando comparados aos 
fluidos de base aquosa podem ser fatores determinantes na detecção e manutenção 
das pressões no poço. Quando perfurando poços de gás, kicks de gás são 
especialmente perigosos em fluidos com base óleo. Os principais problemas 
causados por estes kicks são destacados por Boots and Coots (2014) e Santos (2014): 
 A solubilidade do gás no óleo e os efeitos na detecção do kick 
 Os problemas para o tratamento do gás na superfície 
 Equipamentos de limpeza de fluido e separação de gás podem ser 
sobrecarregados 
 Kicks possuem maiores volumes devido à compressibilidade do fluido 
 Pode haver gás trapeado após o fechamento, devido à expansão térmica do 
fluido 
41 
 
 
 
A maior parte do gás entrará em solução na lama, mascarando o volume real do kick. 
O primeiro sinal de que um kick está ocorrendo é um aumento no fluxo de retorno 
seguido de um aumento no nível do tanque, podendo também fazer com que a 
pressão de circulação diminua. Um kick de gás no fundo de um poço HPHT com fluido 
de base oleosa, entrará sem que o sondador possa observar mudanças na superfície. 
Nestes casos, a sonda deve possuir equipamentos confiáveis e precisos, para auxiliar 
a equipe na detecção deste evento. 
Se o kick não for detectado e as operações prosseguirem, o mesmo irá permanecer 
em solução líquida na medida em que migra ou é circulado em direção à superfície 
até que atinja o ponto de bolha, a pressão na qual o gás sai de solução. Esta pressão 
é atingida próximo à superfície, em sondas submarinas pode ocorrer no riser, ou na 
superfície, após a passagem pelo choke, trazendo a possibilidade de sobrecarga nos 
equipamentos de superfície, como separadores e sistema de limpeza de fluidos. Estes 
equipamentos devem ser bem dimensionados, pois o volume de gás que irá se 
expandir após a passagem pelo choke poderá ser grande, especialmente em poços 
HPHT. 
 
4.4.4. Difusão dos Gases 
Durante a perfuração convencional, a pressão no poço é mantida acima da pressão 
da formação e não há fluxo de fluidos da formação para o poço. Em poços HPHT, 
mesmo em condições de overbalance, pode haver entrada de gases da formação para 
o poço. 
Quando o poço fica em condições estáticas por um longo período de tempo, pode 
ocorrer o fenômeno de difusão de gases da formação para dentro do poço, 
representando um problema de controle em potencial quando a circulação é retomada 
ou em operações de stripping do tubo para o fundo do poço. 
Hamarhaug (2011) e Júnior (2008) explicam o fenômeno. Mesmo que o poço esteja 
em overbalance, quando a broca penetra formações porosas um pequeno volume de 
fluido é perdido para a formação. É normal que este fluido, filtrado, entre na formação 
no início da perfuração, dando origem à formação do reboco, que irá proteger as 
paredes do poço e reduzir a taxa de filtrado perdido para a formação. Entretanto, 
42 
 
 
 
quando a circulação é interrompida por longos períodos, o gás presente na formação 
pode se difundir no fluido de perfuração através do filtrado e do reboco em 
quantidades significativas, levando a sérias situações de controle de poços e fazendo 
com que as propriedades do fluido sejam modificadas, diminuindo sua densidade. 
Este fenômeno é diretamente proporcional à capacidade de solubilização de gases no 
fluido de perfuração e ao tempo de exposição, isto é, ao período em que o poço é 
mantido sem circulação. Portanto, quanto maior a solubilidade de gás no fluido, maior 
será o fluxo difusivo. 
 
4.4.5. Hidratos 
Hidratos são produto de uma mistura de gás natural e água. Quando submetidos a 
baixas temperaturas e altas pressões esta mistura se solidifica e apresenta um 
aspecto de gelo. A formação de hidratos pode entupir linhas, obstruir o espaço anular 
ou até causar o aprisionamento de ferramentas no poço. 
Mudanças bruscas de pressão e as baixas temperaturas causadas pelas extensas 
lâminas de água podem contribuir para a formação de hidratos em poços HPHT. De 
acordo com Santos (2014), os problemas com hidratos vão além de obstruções no 
poço, pois a dissolução do hidrato pode gerar altas pressões e liberar grandes 
volumes de gás, da ordem de 170 pés cúbicos para 1 pé cúbico de hidrato, quando 
submetidos a temperaturas e pressões normais. 
Rocha e Azevedo (2009) reforçam a importância da previsão da mínima temperatura 
nas operações, para que medidas de prevenção possam ser tomadas contra a 
formação destas misturas, como a utilização de sistema de fluidos à base de 
polímeros de alta salinidade ou sintéticos, ou o bombeio de misturas de glicol, caso o 
poço permaneça fechado por longos períodos. 
 
4.4.6. Desempenho dos Fluidos em Poços HPHT 
Procedimentos operacionais e equipamentos requerem um planejamento especial, 
principalmente quando fluido com base óleo está sendo utilizado. Como visto 
previamente, o planejamento do poço deve ser feito de forma cuidadosa, pois vários 
43 
 
 
 
são os efeitos das altas pressões e temperaturas, principalmente no que diz respeito 
ao programa de fluidos. Muitos critérios são considerados na elaboração do programa 
de fluidos para poços HPHT, aTabela 4.3 apresenta os objetivos que devem ser 
alcançados quanto ao desempenho dos fluidos neste ambiente. 
Tabela 4.3 – Efeito no desempenho de algumas propriedades do fluido em ambientes HPHT 
Propriedades do fluido 
de perfuração 
Desempenho requerido em poços HPHT 
Viscosidade plástica Deve ser a mais baixa possível para minimizar o ECD 
Limite de escoamento e 
força gel 
Deve ter um valor suficiente para segregação por 
ação da gravidade (sagging),mas não tão alto que 
cause gelificação, ou altas pressões de pistoneio 
(surge e swab). 
Perda de fluido 
Deve ser a mínima possível, de forma a prevenir 
danos à formação e riscos de prisão por diferencial 
Reologia 
Deve ser previsível de forma a controlar a 
decantação, força gel e ECD 
Compressibilidade 
Deve ser conhecida para que estimativas de pressão 
no fundo e ECD sejam realizadas 
Estabilidade em relação a 
agentes contaminadores 
Deve ser estável na presença de gás, salmoura e 
cimento 
Solubilidade do gás 
Necessária para detecção e modelagem precisa do 
kick 
Estabilidade com o tempo 
As propriedades não devem se alterar ao longo do 
tempo, seja em condições dinâmicas ou estáticas 
Tolerância a sólidos 
As propriedades não devem ser afetadas pela 
presença de sólidos provenientes da perfuração 
Aumento do peso 
Devem ser de fácil e rápido adensamento, caso um 
kick ocorra 
Fonte: (ADAMSON, 1998) 
Rocha e Azevedo (2009) adicionam que o efeito acumulativo da temperatura nas 
propriedades reológicas dos fluidos pode levar a registros errôneos do poço, durante 
o procedimento do teste de absorção (Leak-off test) e fechamento, causando uma 
44 
 
 
 
possível interferência nas leituras das pressões de fechamento através do drill pipe 
(SIDPP – Shut in Drill Pipe Pressure) e do revestimento (SICP – Shut in Casing 
Pressure). 
 
4.5. FALSOS KICKS 
Diversas operações de rotina podem causar um aumento no nível dos tanques. Por 
exemplo, uma transferência de fluido na superfície ou equipamentos de controle de 
sólidos, quando são ligados ou desligados interferem nas leituras de volume dos 
tanques. Durante uma conexão, se a bomba não for completamente desligada, uma 
falsa impressão de fluxo de retorno poderia indicar um falso kick. Para evitar tais 
circunstâncias, é essencial que a equipe seja treinada e possua uma boa 
comunicação. (BOOTS AND COOTS, 2014) 
Identificar um kick no momento exato em que este entra no poço não é simples, pois 
diferentes fatores influenciam este reconhecimento. Além da comunicação, os tipos 
de fluido utilizado e fluido invasor devem ser considerados. Kicks de gás que entram 
em um poço cujo fluido de perfuração é base óleo, são especialmente perigosos, 
devido à solubilidade do gás no fluido, mascarando seu potencial risco. 
Os principais indícios da ocorrência de kicks, que levam o sondador a fechar o poço 
são aumento na vazão de retorno de fluido e/ou aumento no nível dos tanques na 
superfície. Além dos cenários citados previamente, operações em poços HPHT 
possuem condições particulares que podem fazer com que o fluxo de retorno e o nível 
do tanque variem, sem que um kick, de fato, tenha ocorrido. 
As altas temperaturas do poço modificam as características de compressibilidade dos 
fluidos. Segundo Lomba e Silva (2007), quando isso ocorre há um aumento na 
vibração e na frequência dos átomos que compõem o fluido, causando uma assimetria 
entre a energia de ligação e a distância entre os átomos. Desta forma a energia de 
repulsão se sobrepõe à energia de atração, fazendo com que o volume do fluido 
aumente. Pode-se observar a partir da Figura 4.9 que a pressão e a temperatura 
exercem influência significativa no volume do fluido. 
45 
 
 
 
A pressão e o volume são inversamente proporcionais, entretanto, para uma pressão 
constante, um aumento na temperatura faz com que o volume do fluido aumente, 
podendo causar uma falsa impressão de ganho no tanque. 
A compressibilidade dos fluidos com base óleo e com base água varia de acordo com 
o tipo de óleo e a razão óleo-água. A expansão do fluido devido ao alívio de pressão 
na coluna e no anular é da ordem de dois a seis barris, e o fator de compressibilidade 
dos fluidos com base óleo é bem maior quando comparado aos fluidos cuja base é a 
água. (CAMBOIM, 2011) 
A relação entre volume e temperatura está relacionada à taxa de transferência de 
calor e ao coeficiente de expansão térmica do fluido. Fluidos de alta 
compressibilidade, como aqueles com base óleo, possuem um coeficiente de 
expansão térmica superior aos fluidos com base água. (CAMBOIM, 2011) 
 
Figura 4.9 – Comparação do aumento de volume do fluido de perfuração para diferentes 
pressões e temperaturas 
Fonte: (LOMBA E SILVA, 2007) 
 
Durante conexões e flow checks, a identificação de um influxo também é fonte de 
preocupação por parte da equipe de perfuração devido a fenômenos como breathing 
46 
 
 
 
formation e efeito balão, que dificultam a detecção do kick e podem levar o sondador 
a fechar o poço sem que este evento, de fato, ocorra. 
Quando a circulação é iniciada, as perdas de carga devido ao bombeio de fluido pelo 
anular começam a exercer uma pressão extra no fundo do poço. Com isso, a pressão 
no fundo passa a ser uma função da hidrostática e da perda de carga no anular. No 
momento em que a circulação é interrompida e as bombas são desligadas, a pressão 
no fundo do poço volta ao seu valor original, a pressão hidrostática do fluido de 
perfuração. Esta variação de pressão durante a circulação e quando o poço está em 
estática pode desencadear fenômenos conhecidos como breathing formation e efeito 
balão. 
Estes fenômenos podem ser, por vezes, confundidos com perda e ganho de fluido da 
formação, que ocorre quando ela é porosa e permeável e sofre fraturas devido ao 
aumento de pressão no fundo do poço e consequente perda de pressão hidrostática, 
devido à queda no nível de fluido no anular. 
Breathing formation ocorre durante a perfuração de zonas pouco ou não permeáveis, 
quando o peso do fluido se aproxima da curva de fratura da formação. Durante o 
bombeio, o aumento da pressão no fundo do poço, devido às perdas de carga no 
anular, faz com que a formação sofra pequenas fraturas. Desta forma, uma pequena 
quantidade de fluido de perfuração penetra na formação, e na superfície pode-se 
observar perda de circulação. Por outro lado, quando as bombas são desligadas e a 
pressão no fundo do poço diminui, as fraturas se fecham e o fluido que, antes tinha 
sido perdido para a formação, retorna parcialmente junto ao fluido presente na 
formação (água, óleo ou gás). É importante ressaltar que esta contaminação de fluido 
pode se agravar em fluidos com base óleo, devido à grande capacidade de 
solubilização do gás. (CAMBOIM, 2011) 
Diferentemente do breathing formation, o efeito balão ocorre somente em formações 
impermeáveis e não causa fraturas na formação ou contaminação do fluido de 
perfuração, é apenas uma deformação elastoplástica do folhelho, que pode ser 
comparada ao efeito que ocorre nas formações salinas, por possuírem 
comportamento plástico. A causa deste efeito é semelhante ao breathing formation. 
Devido à condição dinâmica de bombeio, as paredes do poço se expandem, de forma 
47 
 
 
 
análoga a um balão, dando a impressão de que fluido de perfuração está sendo 
perdido para a formação. Quando o poço volta à condição estática, as paredes do 
poço retornam ao seu diâmetro normal, fazendo com que haja retorno de fluido após 
o desligamento da bomba. Este cenário, observado da superfície, pode ser confundido 
com um kick. Porém, o retorno adicional de fluido após o desligamento é decrescente 
e a variação de volume de fluido é pequena. (CAMBOIM, 2011) 
A identificação destes eventos é fundamental para que a equipe possa evitar sérios 
eventos de controle de poço. Para que isto ocorra, é preciso ter um conhecimento dos 
comportamentos dinâmico e estático do poço. Júnior (2008) e Boots and Coots (2014) 
falam sobre a técnica aplicada para a medição destas variáveis, o fingerprinting. Este 
método tem como objetivo identificar de forma rápida e eficaz uma situação real de 
kick, e consiste na comparação de dados obtidos em operações anteriores com os 
dados em tempo real. 
Diferentes parâmetros da sonda e do poço são medidos e documentados 
precisamente, quando operações específicas são executadas,como, por exemplo, 
movimentação da coluna, partida e parada das bombas, alterações na temperatura 
do fluido de perfuração. Um padrão é, então, definido e qualquer variação e desvio da 
tendência devem ser avaliados e tratados como um kick. Em outras palavras, o 
método prevê o comportamento “esperado” dos parâmetros do poço, comparando 
com o comportamento real durante determinadas operações. A aplicação deste 
método é possível devido ao comportamento padrão das pressões no anular, que são 
medidas e registradas graficamente através das ferramentas de PWD e Mudlogging, 
que são capazes de medir as pressões dinâmica e estática do interior da coluna e na 
broca. 
Apesar de estes fenômenos ocorrerem em poços convencionais, durante a perfuração 
de poços HPHT seus registros são mais numerosos, devido às grandes 
profundidades. Segundo Júnior (2008), a técnica do fingerprinting surgiu devido ao 
grande dinamismo dos sistemas HPHT, onde pressão, temperatura e volumes de 
tanque mudam continuamente, mesmo quando as bombas são desligadas. 
48 
 
 
 
Diante destes falsos indícios de kicks e dos efeitos balão e breathing formation, Rocha 
e Azevedo (2009) sugerem um fluxograma para auxiliar na identificação de um falso 
kick após o fechamento do poço, Figura 4.10. 
Seguindo a sequência do fluxograma, para que o evento seja classificado como um 
verdadeiro kick, é preciso que a pressão na coluna de perfuração (SIDPP), convertida 
em peso equivalente de fluido, seja maior do que a densidade equivalente de 
circulação (ECD). Isto significa que a pressão da formação é maior do que a pressão 
no fundo do poço em dinâmica. Além disso, não pode ter havido perda de circulação 
nas últimas 24 horas de perfuração, pois um retorno poderia ser apenas um retorno 
de fluido, conhecido como flowback. 
 
Figura 4.10 – Fluxograma para identificação de um falso kick 
Fonte: (ROCHA E AZEVEDO, 2009) 
 
Em seguida, é preciso observar a pressão de fechamento do revestimento (SICP), 
que deve ser maior do que a pressão de fechamento no drill pipe SIDPP, pois a 
entrada de um influxo no poço faz com que a pressão hidrostática diminua no espaço 
anular. Devido à menor hidrostática no espaço anular em comparação com a coluna, 
49 
 
 
 
o valor de SICP será maior do que SIDPP. Algumas situações podem fazer com que 
SICP seja menor, como, por exemplo, excesso de cascalho no espaço anular, 
manômetros descalibrados, peso do fluido invasor maior do que o peso do fluido de 
perfuração, gás no interior da coluna ou alguma obstrução do espaço anular. Por fim, 
antes do fechamento do poço, não deve haver redução no fluxo de retorno, pois isso 
caracterizaria um falso kick. (ROCHA E AZEVEDO, 2009) 
 
4.6. BOAS PRÁTICAS 
A transição para as zonas HPHT representa o grande desafio destes poços. A pressão 
de poros mostra um rápido aumento, que pode levar a condições de underbalance e 
perigosas situações de controle, devido à expansão dos influxos de gás em poços de 
alta temperatura e alta pressão. Como visto anteriormente, a janela operacional se 
estreita bruscamente nestas zonas de transição e válvulas inferiores de segurança da 
coluna (float valves) ventiladas são recomendadas, para que a pressão de SIDPP seja 
precisamente registrada em uma situação de kick. 
Boots and Coots (2014) listam algumas boas práticas que podem ser aplicadas 
quando a circulação é retomada: 
 Após uma manobra ou longos períodos sem circulação, deve-se ligar as 
bombas cuidadosamente, de forma a evitar pressões excessivas e 
consequente fratura ou o efeito balão da formação. 
 Pode-se considerar revisar os registros de PWD para indicadores de surge 
antes da retomada da circulação. 
 Rotacionar a coluna lentamente antes do início do bombeio, se possível. 
 Ligar somente uma bomba, em incrementos de 10 spm, até atingir a velocidade 
de bombeio. Em seguida, repetir o processo com a segunda forma, se 
aplicável. 
Durante a perfuração é recomendado controlar a taxa de penetração, para que o 
espaço anular não fique sobrecarregado de cascalhos, o que resultaria em um 
significativo aumento no ECD e possível efeito balão da formação, ou até perda de 
50 
 
 
 
circulação. É recomendado o planejamento de limpezas mais frequentes, com o 
objetivo de controlar o aumento do ECD. 
A compressibilidade e expansão térmica dos fluidos, o fluxo de retorno (flow back) e 
pressões trapeadas podem ser mais comuns em poços HPHT. Desta forma, os 
manômetros e a instrumentação do poço e tanques devem ser calibrados e testados 
antes do registro do fingerprinting. Segundo Boots and Coots (2014), o manômetro 
recomendado para registro destas pressões é o manômetro do painel do choke. 
Para que a detecção do kick seja mais eficaz, Júnior (2008) recomenda que os 
procedimentos de flow check sejam mais longos que 10 minutos e que o volume de 
ganho nos tanques não é, necessariamente, limitado ao volume de gás no poço. E 
reforça que uma pequena quantidade de gás não detectada, poderá atingir o ponto de 
bolha no anular (ou no riser). Desta forma, deve-se estabelecer modelos e 
compreender adequadamente os fundamentos de solubilização do gás nos fluidos de 
base oleosa, permitindo-se prever a ocorrência deste fenômeno para diversas 
condições de temperatura e pressão. 
 
 
51 
 
 
 
5. CONCLUSÃO 
Operações de poços HPHT exigem cuidados especiais, não só devido às mudanças 
no fluido de perfuração, mas na dinâmica de toda a operação. A maior incidência de 
kicks e as pressões elevadas, que podem atingir a superfície, aumentam ainda mais 
os riscos à equipe. É necessário um treinamento especial para que toda a equipe 
esteja preparada, pois são muitos os efeitos das temperaturas e pressões nos 
parâmetros de perfuração, o que influencia diretamente a detecção de kicks e falsos 
kicks. 
Para o programa de fluidos, muitas vezes o desempenho de uma determinada 
propriedade só pode ser alcançado quando outra é modificada ou afetada. Por isso o 
estudo das propriedades do fluido é essencial para que a melhor decisão seja tomada. 
No presente trabalho foram apresentados critérios utilizados desde o planejamento do 
poço até a detecção de kicks. Os cuidados e as diferenças a serem consideradas 
quando perfurando poços HPHT, comparando-se a operações de controle de poços 
convencionais. 
Para futuros trabalhos, propõe-se um estudo sobre os simuladores e modelos 
matemáticos utilizados atualmente para a previsão e acompanhamento do 
comportamento dos parâmetros de perfuração e programa de fluidos antes das 
operações e em tempo real. 
 
 
 
 
 
 
52 
 
 
 
6. REFERÊNCIAS BIBLIOGRÁFICAS 
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Publishing Company, 1980. 683 p. 
 
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BOOTS AND COOTS, HALLIBURTON. Pressure Control for Drilling/Workover 
Operations Manual. Houston, 2014, 363 p. 
 
CAMBOIM, F. C. Aspectos do Fenômeno de Perdas e Ganhos de Fluido em Poços 
HPHT. Dissertação de Pós Graduação em Engenharia de Petróleo e Gás Natural – 
Universidade Petrobras, Salvador. 2011. 
 
FALCÃO, J. L. Construção de Poços HPHT. Salvador, 2007. 94 slides. 
 
HAMARHAUG, M. Well Control and Training Scenarios. 2011. 94 f. Dissertação 
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Stavanger, Faculty of Science and Technology, Stavanger.2011. 
 
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10 set. 2016. 
 
JÚNIOR, R. R. P. Modelagem de Controle de Poço com Fluidos de Perfuração Não 
Aquosos e Estudos de Casos. 2008. 137 f. Dissertação de Mestrado em Ciências e 
Engenharia de Petróleo – Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de 
Engenharia Mecânica e Instituto de Geociências, São Paulo. 2008. 
 
LAGE, A. C. V. M., NAKAGAWA, E. Y., ROCHA, L. A. S. Description and Application