Completação de Poços_Resumo

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Completação de Poços 
Prof. Rômulo Farias 
2019/2 - Prova I 
Aula 1 
Aspectos técnicos e operacionais 
 Otimização da vazão de produção/injeção 
 Tornar a completação a mais permanente 
possível (minimizar as intervenções) 
 
Após a perfuração 
 Poço produtor ou injetor? 
 Qual planejamento operacional? 
 Zonas produtoras; coleta de dados; 
 
Tipos de completação – quanto ao... 
 Posicionamento da cabeça de poço 
o Árvore de natal convencional (ANC) 
o Árvore de natal molhada (ANM) 
 
 Revestimento de Produção 
o Poço aberto 
o Com linear rasgado ou canhoneado 
o Com revestimento canhoneado 
 
 Número de zonas explotadas 
o Simples 
o Múltipla (seletiva e dupla) 
 
Perguntas I Perguntas II 
- Qual o tipo de rocha 
- Que problema ocorreu na 
perfuração 
- Conseguiram obter dados 
de pressão 
- Como foram as 
cimentações (normais, 
secundárias) 
- Ocorreram pescarias 
(peixe no poço) 
- Quais perfis foram corridos 
- Houveram 
testemunhagens (rocha 
consolidada ou não) 
- Alguma análise de fluido 
recuperado 
- Como o óleo vai sair da 
rocha reservatório 
- Como o óleo vai chegar a 
superfície 
- Como garantir a produção 
esperada 
- Como o óleo vai chegar ao 
seu destino final (navio de 
processo, estação coletora) 
- Como vamos manter a 
produção/injeção ao longo 
do tempo 
- A produção esperada 
compensará investimento 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
Aula 2 
Conceito I: Primeira e principal etapa após a 
perfuração. Tem como objetivo equipar o poço para 
produção de óleo e gás, ou para injetar fluidos no 
reservatório, preparando-o para produção. 
 
Conceito II: Conjunto de serviços efetuados no poço 
desde o momento no qual a broca atinge a base da 
zona produtora e ocorre a cimentação do revestimento 
de produção. Consiste em transformar o poço em uma 
unidade produtora. 
 Uma completação adequada deve oferecer: 
I. Segurança na operação do poço, seja durante as 
intervenções ou durante a vida produtiva do poço; 
II. Proteção do meio ambiente, evitando derramamento 
de óleo ou escape de gases para a atmosfera; 
III. Possibilidade de se obter a maior vazão de óleo/gás 
permitida pelo gerenciamento do reservatório, 
otimizando a produção do poço; 
IV. Maior longevidade possível, reduzindo o número de 
intervenções e o custo total do projeto; 
V. Facilitar futuras intervenções (registro de pressão, 
substituição de equipamentos de elevação artificial); 
VI. O menor custo possível e o mínimo de 
complexidade necessária. 
 
Revestimento 
Tão importante quanto perfurar um poço. 
Operações: Perfurar, condicionar o poço, perfilar, 
condicionar o poço, descer os revestimentos, cimentar 
os revestimentos, descer a coluna de perfuração e 
perfurar avante. 
As profundidades de assentamentos das colunas de 
revestimentos são baseadas em critérios (segurança e 
custos) que variam entre as companhias. 
 Fases de Revestimento 
- Condutor Casing / Revestimento Condutor (30”); 
- Surface Casing / Revestimento de Superfície (20”); 
- Intermediate Casing I/ Revestimento Intermediário I 
(13 3/8”); 
- Intermediate Casing II/ Revestimento Intermediário II 
(9 5/8”); 
- Production Casing / Revestimento de Produção (7”). 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 Funções das colunas de Revestimento 
 Prevenir o desmoronamento das paredes do poço; 
 Evitar a contaminação da água potável dos lençóis 
freáticos mais próximos a superfície; 
 Prover meios de controle de pressões dos fluidos, 
permitindo aplicação de pressão adicional desde a 
superfície; 
 Permitir a adoção de sistema de fluido de perfuração 
diferente, mais compatível com as formações a 
serem perfuradas adiante; 
 Impedir a migração de fluidos das formações; 
 Sustentar os equipamentos de segurança de 
cabeça de poço; 
 Sustentar outra coluna de revestimento; 
 Alojar os equipamentos de elevação artificial; 
 Confinar a produção ao interior do poço. 
 
Janela de Operação 
Trabalha em duas pressões: Poro pressão e Pressão 
de fratura. 
 
Características Essenciais das Colunas 
- Ser estanque; 
- Ter resistência compatível com as oscilações; 
- Ter dimensões compatíveis com as atividades futuras; 
- Ser resistente à corrosão e abrasão; 
- Apresentar facilidade de conexão; 
- Ter a menor espessura possível. 
 
*Espaço anular: Espaço entre revestimento e rochas 
formação. É o espaço para circular o fluido. 
 
- Poço Aberto: 
Vantagem: maior área aberta ao fluxo, 
economia de revestimento e canhoneio (menor custo), 
minimiza o dano a formação. 
Desvantagem: impossível colocar em 
produção somente parte do intervalo aberto, produção 
de areia, não se faz Offshore por causa da pressão 
hidrostática. 
 
- Liner Rasgado: 
O liner pode ser descido previamente rasgado, 
posicionando os tubos rasgados em frente às zonas 
produtoras ou então cimentado e posteriormente 
canhoneado nas zonas de interesse. Embora em 
desuso nos poços convencionais, encontra uma boa 
aplicação em poços horizontais. 
Vantagem: maior área aberta ao fluxo, redução 
dos custos com revestimento e canhoneio, consegue 
trabalhar com diferentes zonas produtoras. 
Desvantagem: falta de seletividade (não 
seleciona zonas), custo adicional (em relação ao poço 
aberto), dificuldades para a passagem de 
equipamentos (mudança de diâmetro dentro do poço). 
 
- Canhoneado (mais utilizado atualmente): 
O poço é perfurado até a profundidade final e, 
em seguida, é descido o revestimento de produção até 
p fundo do poço, sendo posteriormente cimentado e 
espaço anular entre os tubos de revestimento e a 
parede do poço. Finalmente, o revestimento é 
canhoneado na zona de interesse. 
Vantagem: Seletividade da produção ou 
injeção de fluidos em diversos intervalos de interesse e 
na maior facilidade das operações de 
restauração/estimulação. 
Desvantagem: Custos adicionais do 
revestimento e do canhoneio. 
 
 Quanto ao número de Zonas Produtoras 
 
 Simples: Apenas UMA coluna de perfuração. 
É produzido de forma controlada e independente 
(apenas UMA zona). 
 
 Duplas: possibilita produzir DUAS zonas 
simultâneas ou reservatórios diferentes, de modo 
controlado e independente. Não é comum em poços 
marítimos. Instalação de duas colunas de produção 
com obturadores (packers). 
 
 Seletiva: É descida apenas UMA coluna de 
produção, essa coluna produz várias zonas ou 
reservatórios selecionados (uma por vez). Perfeito 
controle dos fluidos produzidos em cada reservatório, 
bem como a facilidade operacional de se alterar a zona 
em produção. 
 
Completação 
- Seca; 
- Molhada. 
 
Fluidos de Completação 
Geralmente é uma solução salina isenta de 
sólidos, compatível com o reservatório e com os fluidos 
nele contidos, evitando dano à formação. A solução 
garante overbalance de 200 psi para um poço de óleo 
e 400 psi para um poço de gás (nosso coeficiente de 
segurança). 
*Solução Salina: Sal inorgânico para evitar a 
hidratação das argilas (NaCl e KCl). 
 
 
 
 
 
 
 Tipos de Fluidos de Completação 
 
 Fluidos à base água: 
 
 Fluidos de Perfuração Modificados: 
Fluidos que foram utilizados na perfuração da 
zona de interesse. Após a remoção de sólidos em 
suspensão e um controle mais rígido do filtrado e da 
massa específica. 
Vantagens: Disponibilidade (já se encontram 
no poço e tanque), necessitam de pouco ou nenhum 
ajuste das suas propriedades, mais econômico. 
Desvantagens: Possibilidade de dano a 
formação devido a presença de sólidos insolúveis, 
inviabilizam as operações de squeeze. 
 Soluções Salinas: 
Isentas de sólidos, uma vez que o sal será 
totalmente dissolvido. O controle de densidade é 
realizado pelo volume de sal adicionado (mais sal 
aumenta a densidade, mais água diminui a densidade). 
Vantagens: Causam poucos danos a formação 
(pois são livres de sólidos suspensos e promovem a 
inibição do inchamento da argila), fácil preparo, 
excelente estabilidade físico-química, fáceis de serem 
recondicionados para posterior utilização. 
Desvantagens: Corroem a coluna eos 
equipamentos (uso de inibidores), baixa viscosidade 
(dificultando o controle de filtrado), são altamente 
tóxicos, devido a toxidade e altos custos são utilizados 
somente em extrema necessidade (Brometo de 
potássio e Brometo de cálcio). 
 Soluções Poliméricas: 
Quando se necessita de um fluido de 
completação, com CONTROLE DA FILTRAÇÃO, são 
normalmente empregados soluções poliméricas. 
Vantagens: Fluido viscoso, quase nenhuma 
perda para formação, eficaz na limpeza do poço. 
Desvantagens: Limitações quanto a 
temperatura, custo elevado. 
 
Aula 3 
 
 Fluidos à base óleo: 
 
 Petróleo (óleo cru): 
Baixo peso específico é usado em 
reservatórios com baixa pressão original. 
Vantagens: Disponibilidade, nenhuma 
alteração no sistema. 
Desvantagens: Não leva detritos na limpeza. 
 Packer Fluid: 
Não deve ser corrosivo ou então deve permitir 
um controle de corrosão. Deve ser livre de sólidos ou 
ter condições de manter os sólidos em suspensão por 
longos períodos em condições estáticas. 
Pressão 
 Hidrostática 
Pressão exercida pelo peso de uma coluna de 
perfuração. 
𝐏𝐡 = 𝟎, 𝟏𝟕 ∗ 𝛒 ∗ 𝐃𝐯 
Onde: 
𝐏𝐡: psi; 𝛒: lbf/gal; 𝐃𝐯: m 
𝐏𝐡 = 𝟎, 𝟎𝟓𝟐 ∗ 𝛒 ∗ 𝐃𝐯 
Onde: 
𝐏𝐡: psi; 𝛒: lbf/gal; 𝐃𝐯: ft 
 
 Seleção do fluido de completação 
O planejamento para escolha do fluido de 
completação vai depender de diversos parâmetros que 
compõe o cenário de completação do poço: 
1) TVD, BHP e Overbalance 
Precisa que a pressão seja superior que a pressão 
da formação (pressão de poros) 
P = BHP + Overbalance 
*Overbalance: 200 psi – poço de óleo; 400 psi – poço 
de gás. 
 
Algumas Fórmulas do Ramo de Petróleo 
Capacidade de Tubo 
Capacidade em barris por pé linear: 0,0009714 ∗ D2 
Capacidade em pé linear por barril: 
1029,4
D2
 
Capacidade em pés cúbicos por pé linear: 0,005454 ∗
D2 
Capacidade em pés lineares por pés cúbicos: 
183,35
D2
 
Capacidade em galões por pé linear: 0,0408 ∗ D2 
Capacidade em pés lineares por galões: 
24,51
D2
 
Onde: 
D = Diâmetro do tubo em polegadas. 
 
 Peso de Tubo Mergulhado no Fluido 
𝐅𝐚𝐭𝐨𝐫 𝐝𝐞 𝐟𝐥𝐮𝐭𝐮𝐚çã𝐨 = 𝟏 − (𝟎, 𝟎𝟏𝟓𝟐𝟖 ∗ 𝐩𝐞𝐬𝐨 𝐝𝐨 𝐟𝐥𝐮𝐢𝐝𝐨) 
𝐏 = 𝐖 ∗ 𝐅𝐅 
Onde: 
P = Peso do tubo no fluido (lbs/pés); 
W = Peso do tubo no ar (lbs/pés); 
FF = Fator de Flutuação. 
Utiliza-se mais Drill Pipes, para dar “mais volume”. 
 
 
Margem de Segurança de Riser - MSR 
É o peso específico adicional que deve ser 
adicionado ao fluido de completação no caso de uma 
desconexão de emergência. 
*No caso em que a intervenção estiver sendo 
realizada com BO que possua duas gavetas 
cisalhantes, pode-se abrir mão do MSR. 
𝐌𝐒𝐑 =
𝐃𝐯 ∗ 𝛒𝐩 − 𝐃𝐰 ∗ 𝛒𝐰
𝐃𝐯 − 𝐃𝐰
− 𝛒𝐩 
Onde: 
Dv: Profundidade do Poço (m); 
Dw: Lâmina d’água (m); 
ρp: Massa específica poros (lb/gal); 
ρw: Massa específica água (8,5 lb/gal); 
MSR: Margem de Segurança de Riser (lb/gal). 
 
 Compatibilidade do Fluido de Completação: 
 Compatibilidade com Elementos de Vedação 
O fluido de completação deve ser compatível 
para não haver corrosão. – óleo resseca a borracha 
(lama base óleo), ou troca-se o fluido ou o elemento de 
vedação. 
 Compatibilidade com Metalurgia da Coluna de 
Equipamentos 
Uma das funções do fluido de completação é 
proteger os equipamentos aos quais terá contato direto, 
como: revestimento, coluna de trabalho e produção, 
além de ferramentas, risers, etc... 
Aditivos que evitem a corrosão causado pelos 
sais no fluido base água. Propriedades controladas: pH, 
grau de aeração e salinidade. 
Outros fatores que levam a corrosão: 
Temperatura, contaminação com gases de formação 
(CO2 e H2S), metalurgia e bactérias (BRS). 
No Packer Fluid o controle é feito com a adição 
de inibidores de corrosão. Sequestradores mais 
comuns de oxigênio: Bissulfato de sódio e Eritorbato de 
sódio. 
 Compatibilidade com Fluidos da Formação 
O fenômeno conhecido como dano ao 
reservatório pode ocorrer durante a própria produção, 
na perfuração, nas operações de intervenção 
(workover) e mesmo em operações de estimulação 
como faturamento e acidificação. Toda operação 
causa dano, sendo leve ou grave. 
Causas mais variáveis: Físico-química, 
química, hidrodinâmica, biológica, mecânica. 
Existem operações para tentar remover o dano, 
contudo, estes métodos constituem em operações 
onerosas e de sucesso incerto, podendo aumentar o 
dano. 
 
 Incompatibilidades: 
 Deposição de Material Insolúvel (Scaling ou 
Scale Formation) 
Pode ocorrer precipitação devido a 
incompatibilidade de íons dissolvidos em um fluido 
invasor e os íons dos fluidos da formação. 
Principais precipitados: Sulfato de cálcio, 
Sulfato de bário, Sulfato de estrôncio, Sulfito de ferro e 
óxidos e hidróxidos de ferro. – estes sais solúveis irão 
se depositar no espaço poroso diminuindo a porosidade 
e, portanto, a permeabilidade da rocha. 
 Formação de Borra 
Reação entre fluidos e óleos pesados pode 
resultar na formação de uma borra semi-sólida que 
pode entupir os poros reduzindo a permeabilidade 
absoluta da formação. 
Operações de estimulação ácida e acidificação 
podem causar este tipo de dano. 
 Formação de Emulsão 
Ocorre devido a incompatibilidade entre um 
fluido de base não-aquosa e a água de formação ou 
entre hidrocarbonetos da formação e a água presente 
em um fluido aquoso. 
Para evitar tal fato é imperativo o uso de 
preventores de emulsão, já que não existe durante a 
completação uma barreira efetiva (reboco) para 
controlar o filtrado e minimizar a invasão de fluido. 
 
 Mudança de Saturação de Fluido ou Bloqueio 
por Fluido 
Cada interface sólida-líquida possui uma dada 
estabilidade. 
O sistema composto pelo fluido que se 
encontra no espaço poroso e a área de contato 
referente a este espaço apresenta uma certa 
estabilidade. 
Se o fluido dentro da formação invade a 
formação e forma um sistema de estabilidade maior, a 
passagem do fluido original será dificultada. 
 
 
 
 
 
 
Aula 4 
 Compatibilidade com Rocha 
Inchamento de Argilas 
- Diminuição do espaço intersticial entre grãos 
e/ou entupimento de gargantas de poro devido o 
aumento do seu volume. 
- Diminuição da permeabilidade da formação. 
* Usar fluidos com inibição ou usar um fluido 
composto por uma base não-aquosa. 
 
Gradiente 
Gradiente de pressão é a pressão devida a uma 
coluna de fluido por uma unidade de comprimento. 
𝐆 =
𝐏
𝐡
 
Unidades usuais: Psi/m; psi/ft; kg/cm²; kg/m². 
 
Pressão da Formação (Pp) 
Pressão existente nos poros. 
- 1,42 psi/m < Gp < 1,53 psi/m  Normal; 
- Gp > 1,53 psi/m  Anormalmente alta; 
- Gp < 1,42 psi/m  Anormalmente baixa. 
Obs.: 1,42 psi/m  Gradiente de água doce; 1,53 psi/m 
 Gradiente de água salgada. 
 
Pressão na Cabeça do Poço 
Pressão registrada na superfície, podendo ser 
tanto no interior da coluna quanto no anular. 
Pressão num Ponto do Poço 
É função da pressão atuando na superfície (Ps) 
e da respectiva hidrostática (Ph) até aquele ponto. 
𝐏𝐩 = 𝐏𝐬 + 𝐏𝐡 
 
Pressões em Condições Dinâmicas 
Quando existe circulação em um poço, a 
somatória das resistências ao movimento do fluido ao 
longo do seu percurso é o principal elemento que 
fornece a medida da pressão de bombeio. 
Resistências nominadas como Perdas de 
Carga no sistema de circulação. 
O tubo em U apresentado representa, através 
de seus ramos, o interior da coluna, o anular e na base 
a broca. 
𝐏𝐁 = ∑𝐀𝐏𝐂 = 𝚫𝐏𝐬 + 𝚫𝐏𝐢𝐧𝐭 + 𝚫𝐏𝐛 + 𝚫𝐏𝐚𝐧 
Onde: 
PB: Pressão de Bombeio; 
∑APC: Somatório das Perdas de Carga; 
ΔPs: Perda de Carga na Superfície; 
ΔPint: Perda de Carga no Interior da Coluna; 
ΔPb: Perda de Carga na Broca; 
ΔPan: Perda de Carga no Espaço Anular e na Base da 
Broca. 
𝐏𝐁 = ∑𝐀𝐏𝐂 = 𝚫𝐏𝐬 + 𝚫𝐏𝐢𝐧𝐭 + 𝚫𝐏𝐛 + 𝚫𝐏𝐚𝐧 + (𝐏𝐡𝐚 − 𝐏𝐡𝐢) 
Onde: 
Pha: Pressão Hidrostática no Anular; 
Phi: Pressão Hidrostática no Interior da Coluna. 
 
Pressão no Fundo do Poço (BHP) Estática e 
Dinamicamente 
Quando não há circulação, a única pressãoatuando no fundo do poço (BHP) é a pressão 
hidrostática, então: 
𝐁𝐇𝐏 = 𝐏𝐡 
Em condições dinâmicas (lama pressurizada 
no fundo do poço). Então: 
𝐁𝐇𝐏 = 𝚫𝐏𝐚𝐧 + 𝐏𝐡 
Caso a circulação esteja sendo realizada pelo 
Choke, onde se constata uma perda de carga 
localizada, Pch, então BHP é: 
𝐁𝐇𝐏 = 𝚫𝐏𝐚𝐧 + 𝐏𝐡 + 𝐏𝐜𝐡 
 
Pressão de Absorção (Pabs) 
É aquela pressão que, atuando numa 
formação, faz com que a mesma inicie a absorção do 
fluido. 
O controle é feito por monitoramento de 
pressão na superfície. 
 
Pressão de Fratura (Pfra) 
Neste caso, em face da pressão atuar numa 
determinada formação, a mesma atinge o rompimento 
mecânico. O limite pode ser atingido intencionalmente. 
 
Pressão Gerada no Pistoneio 
O Pistoneio é o efeito pistão no poço. Quando 
ocorre na descida da coluna, cria-se uma sobrecarga 
na formação que pode fraturá-la e provocar uma perda. 
Se ocorrer na retirada da coluna promove um alívio da 
pressão no fundo do poço. 
 
Relação Volume-Altura e seu Efeito na Pressão 
Supondo que em um revestimento tem-se uma 
altura “h” de fluido. 
𝐕 = 𝐡 ∗ 𝐂𝐫𝐞𝐯 
Onde: 
V: Volume; 
h: Altura do fluido; 
Crev: Capacidade de revestimento. 
Capacidade Hidrostática 
𝐏𝐡 = 𝟎, 𝟏𝟕 ∗ 𝛒 ∗ 𝐃𝐯 
No revestimento h =
V
Crev
, então: 
𝐂𝐡𝐢𝐝 =
𝐏𝐡
𝐕
  𝐂𝐡𝐢𝐝 =
(𝟎,𝟏𝟕∗𝛒)
𝑪𝒓𝒆𝒗
 𝐏𝐡 = 𝐂𝐡𝐢𝐝 ∗ 𝐕 
 
Área entre Círculos 
𝐀𝐞𝐟𝐞𝐭 = 𝐀𝐎𝐃 − 𝐀𝐈𝐃 
Obs.: Nunca ache a diferença entre OD e ID 
porque o resultado não é certo. Ache a diferença entre 
o resultado dos cálculos das duas áreas. 
 
 Cimentação 
A operação de cimentação consiste em um 
trabalho de extrema importância para as fases de 
perfuração. 
 Cimentação Primária 
Denomina-se Cimentação Primária a 
cimentação principal de cada coluna de revestimento, 
levada a efeito logo após sua descida ao poço. 
Sequência Operacional de Uma Cimentação Primária: 
I. Montagem das linhas de cimentação; 
II. Circulação para condicionamento e preparação do 
colchão de lavagem; 
III. Bombeio do colchão de lavagem; 
IV. Teste de pressão das linhas de cimentação, onde 
são feitos testes até uma pressão superior à máxima 
prevista durante a operação; 
V. Lançamento do tampão de fundo (opcional); 
VI. Mistura da pasta mais leve, devendo cobrir o 
intervalo programado; 
VII. Mistura da pasta mais densa e mais resistente a 
compressão; 
VIII. Lançamento do tampão de topo; 
IX. Deslocamento com fluido de perfuração; 
X. Pressurização do revestimento para teste de 
vedação do tampão de topo. 
 
 Cimentação Secundária 
São assim denominadas as demais operações 
de cimento realizadas no poço, executando-se a 
cimentação primária. 
 
 Tampões de Cimento 
Consistem no bombeamento para o poço de 
determinado volume de pasta, com o objetivo de 
tamponar um trecho do poço. São usados nos casos de 
perda de circulação, abandono definitivo ou temporário 
do poço, como base para desvios, compressão de 
cimento, etc. 
* Pesquisar sobre Regime para o Tratamento da 
Cimentação no Descomissionamento. 
 
Aula 5 
 Recimentação 
É a correção da Cimentação Primária, quando 
o cimento não alcança a altura desejada no anular ou 
ocorre canalização severa. O revestimento é 
canhoneado em dois pontos. 
Só é feita quando se consegue circulação no 
anular. Para possibilitar a circulação com retorno, a 
pasta é bombeada através de coluna para permitir a 
pressurização necessária para a movimentação da 
pasta pelo anular. 
 Compressão de Cimento ou Squeeze 
Consiste na injeção forçada de pequeno 
volume de cimento sob pressão, visando corrigir 
localmente a Cimentação Primária, sanar vazamentos 
no revestimento ou impedir a produção de zonas que 
passaram a produzir água ou gás em excesso. 
Exceto em vazamentos, o revestimento é 
canhoneado antes da compressão propriamente dita. 
 
 Os principais componenetes do cimento Portland 
são – óxido de cálcio, alumina e ferro, que 
combinados formam os seguintes compostos: 
 
 Silicato Tricálcico ou Alita (C3S): 
Composto mais abundante e mais importante 
da composição do cimento. Papel fundamental no 
controle da pega e no desenvolvimento de resistência 
inicial do cimento. 
Depois do C3A, é o constituinte que apresenta 
maior velocidade de hidratação. 
 Ferro Aluminato Tricálcico ou Ferrita (C4AF): 
Composto que da a cor acinzentada ao 
cimento, devido a presença de ferro e controla a 
resistência a corrosão química do cimento. 
 Silicato Dicálcico ou Belita (C2S): 
Composto que apresenta menor velocidade de 
hidratação. Exerce pouca influência no 
desenvolvimento da resistência inicial do cimento, mas 
é muito importante no desenvolvimento da resistência 
final. 
 Aluminato Tricálcico ou Celita, (𝐶3𝐴): 
Apresenta maior velocidade de hidratação; 
Controle por meio de gesso; 
Teor de 𝐶3𝐴 tem que ser baixo, utilizando 
inibidores de sulfato. 
A proporção destes compostos no cimento 
determina suas propriedades, como resistência inicial, 
retardamento, velocidade de hidratação, resistência 
aos sulfatos, etc. 
 
 Classificação dos Cimentos, estabelecida pela 
API 
Temperatura, pressão e profundidade; 
Divido em 8 categorias/classes (A até H). 
 
 Aditivos para Cimentação 
Podem ser fornecidos em pó ou líquido. 
É um composto químico adicional a pasta de 
cimento visando a adequação às necessidades do 
poço. 
Podem ser classificados como: 
 Aceleradores: Visa diminuir o tempo de 
espessamento e aumentar a resistência compassiva 
inicial da pasta. 
 O acelerador mais comum é Cloreto de Cálcio 
(CaCl2) e Cloreto de Sódio (NaCl). 
 
 Retardadores: Retarda o início da pega da 
pasta para permitir o deslocamento quando a 
temperatura e pressão muito altas para o uso de 
cimento sem aditivos. 
 Fabricados a base de lignosulfonatos e seus 
derivados, ácidos orgânicos, derivados de celulose 
e derivados de glicose. 
 
 Extendedores: Permite obter maior 
rendimento da pasta, resultando em pastas mais 
leves, possibilitando maiores alturas de pasta por 
causarem menor pressão hidrostática. 
 Utiliza-se nitrogênio ou microesferas de 
cerâmica para criar pastas leves. 
 
 Redutores de Fricção (ou Dispersantes): 
Permite afinamento da pasta, com isso permitindo a 
adoção para maiores vazões e menores perdas de 
carga. 
 
 Controladores de Filtrado: Visa evitar a 
desidratação prematura da pasta frente a zona 
permeável, mantendo bombeabilidade e impedindo 
que se cause danos à formação produtora. 
 Fator que afeta o controle de filtrado da pasta é 
seu grau de dispersão, por isso sempre são usados 
com os dispersantes. 
 
 Outros: Antiespumante (evita aeração da 
pasta), adesantes (controladores de perda), 
descontaminantes (traçadores radioativos) e 
corantes (para detectar a presença do cimento e 
areias de granulometria controlada para evitar a 
degradação do cimento a altas temperaturas). 
 
 
Aula 6 
 
 Principais testes de laboratório 
Finura – determina o ensaio de granulometria do 
cimento; 
Água livre – determina a quantidade de água que 
tenderá a migrar através da pasta; 
Resistência a compressão – medem o esforço 
necessário para romper corpos de prova moldados em 
condições que simulem as do fundo do poço. São 
realizados com tempos padronizados de 8, 24, 48 e 72 
horas; 
Perda de fluido – determina o grau de filtração da água 
da pasta; 
Reologia – consiste na obtenção das leituras em 
viscosímetros rotativos, a partir da leitura em 
viscosímetros rotativos; 
Densidade e peso específico – 
Tempo de espessamento – é o teste mais importante, 
por indicar o tempo (antes da pega) em que a pasta tem 
consistência (consegue) ser bombeado para dentro do 
poço; 
 
 Equipamentos de Cimentação 
Silos de cimento - armazenagem 
Para operações de perfuração em terra, em 
geral o cimento é estocado na base da companhia de 
cimentação, em grandes silos, sendo enviados para a 
sonda por meio de carretas apropriadas. 
Nas plataformas marítimas são 
disponibilizados materiais a granel.Os silos operam a baixa pressão (cerca de 30 
psi), quando da descarga do cimento. 
Para haver a cimentação, são necessários 
diversos equipamentos, para armazenagem, 
preparação e transporte do cimento. Além de ser difícil 
bombeá-lo nas condições necessárias. 
Unidades de Cimentação 
Responsável pela mistura do pó, água e 
aditivos  Pasta de cimento. 
Sistema Onshore  Caminhão com bomba; 
Sistema Offshore  Homogeneizado na 
superfície, deslocado por bomba para o poço. 
Linhas de Cimentação 
A ligação entre a unidade de cimentação e o 
poço é feita por tubulação de alta pressão, formada por 
uma série de tubos curtos interligados por meio de 
conexões móveis (Chicksan) dotados do rolamento 
para possibilitar montagem até qualquer posição que 
fique o topo do revestimento. Atualmente, existe a 
tendência de utilização de mangueiras especiais de 
borracha, mais práticas. 
Sapata 
Colocada na exterminada da coluna, a sapata 
serve de guia de introdução no poço, podendo receber 
em seu interior um mecanismo de vedação, para evitar 
que a pasta, por ser mais pesada que o fluido de 
perfuração, retorne ao interior do revestimento após 
seus deslocamentos. 
O tipo mais comum é a Sapata Flutuante, com 
válvula que impede o fluxo para interior da coluna, 
exigindo que esta seja preenchida com fluido de 
perfuração e intervalos regulares durante a descida, 
para evitar o colapso da tubulação. 
Sapata Diferencial: Permite passagem de fluido 
nos 2 sentidos, até que uma esfera é lançada na 
superfície bloqueando o fluxo do anular para o interior 
da coluna, passando a funcionar como flutuante. 
“Boreste (BE): Direita, Bombordo (BB): Esquerda, Proa: Parte 
dianteira da embarcação; Popa: Extremidade traseira de uma embarcação. ”