Exploração de Petróleo e Gás

Prévia do material em texto

sÉRIE PETRÓLEO E GÁs
Exploração 
onshore
E offshore
sÉRIE PETRÓLEO E GÁs
Exploração 
onshore
E offshore
CONFEDERAÇÃO NACIONAL DA INDÚSTRIA – CNI
Robson Braga de Andrade
Presidente
DIRETORIA DE EDUCAÇÃO E TECNOLOGIA – DIRET
Rafael Esmeraldo Lucchesi Ramacciotti
Diretor de Educação e Tecnologia
SERVIÇO NACIONAL DE APRENDIZAGEM INDUSTRIAL – SENAI
Conselho Nacional
Robson Braga de Andrade
Presidente
SENAI – Departamento Nacional
Rafael Esmeraldo Lucchesi Ramacciotti
Diretor Geral 
Gustavo Leal Sales Filho
Diretor de Operações
Exploração 
onshore
E offshore
sÉRIE PETRÓLEO E GÁs
© 2014. SENAI – Departamento Nacional
© 2014. SENAI – Departamento Regional do Rio de Janeiro
Reprodução total ou parcial desta publicação por quaisquer meios, seja eletrônico, 
mecânico, fotocópia, de gravação ou outros, somente será permitida com prévia 
autorização, por escrito, do SENAI.
Esta publicação foi elaborada pela equipe do Núcleo de Educação a Distância do SENAI do 
Rio de Janeiro, com a coordenação do SENAI Departamento Nacional, para ser utilizada por 
todos os Departamentos Regionais do SENAI nos cursos presenciais e a distância.
SENAI – Departamento Nacional
Unidade de Educação Profissional e Tecnológica – UNIEP
SENAI – Departamento Regional do Rio de Janeiro
Núcleo de Educação a Distância – NUCED
Ficha catalográFica
Catalogação-na-Publicação (CIP) – Brasil 
Biblioteca Artes Gráficas – SENAI-RJ
SENAI/DN.
Exploração onshore e offshore / SENAI/DN [e] SENAI/RJ. – Brasília : 
SENAI/DN, 2014.
200 p. : il. ; 29,7 cm. – (Série Petróleo e Gás).
ISBN 978-85-7519-699-1
1. Indústria petroquímica. 2. Petróleo. 3. Petróleo – exploração. I. SENAI/RJ. 
II. Serviço Nacional de Aprendizagem Industrial. III. Título. IV. Série.
CDD: 665.5
S491e
Sede
Setor Bancário Norte • Quadra 1 • Bloco C • Edifício Roberto 
Simonsen • 70040-903 • Brasília – DF • Tel.: (0xx61) 3317-9001
Fax: (0xx61) 3317-9190 • http://www.senai.br
SENAI
Serviço Nacional de 
Aprendizagem Industrial
Departamento Nacional
Lista de ilustrações
Figura 1 – Plataforma em operação no Campo de Marlim – Bacia de Campos ..........................................15
Figura 2 – Exemplo de um reservatório de petróleo ............................................................................................19
Figura 3 – Campo de Urucu na Amazônia ................................................................................................................20
Figura 4 – Exemplo de uma sonda de perfuração a percussão ........................................................................23
Figura 5 – Demonstração do fosso de lama ...........................................................................................................23
Figura 6 – Esquema de uma sonda e os principais equipamentos .................................................................24
Figura 7 – Estaleiro na horizontal (plataforma terrestre) ....................................................................................25
Figura 8 – Estaleiro na vertical (plataforma marítima) .........................................................................................26
Figura 9 – Torre da plataforma autoelevatória P-3 operando no litoral da Bahia ......................................27
Figura 10 – Drill pipe – Tubo de perfuração..............................................................................................................28
Figura 11 – Tipos de reforços padronizados ............................................................................................................29
Figura 12 – Meio de conexão dos tubos de perfuração ......................................................................................30
Figura 13 – Substitutos ....................................................................................................................................................31
Figura 14 – Estabilizadores ............................................................................................................................................32
Figura 15 – Escareadores ................................................................................................................................................32
Figura 16 – Alargador (holeopener) .............................................................................................................................33
Figura 17 – Detalhe dos comandos simples e espiralado ..................................................................................33
Figura 18 – Tubos pesados – Drill pipe – HWDP ......................................................................................................34
Figura 19 – Chave flutuante ...........................................................................................................................................34
Figura 20 – Cunha para revestimento ........................................................................................................................35
Figura 22 – Colar de segurança para Drill collar ................................................................................................... 35
Figura 21 – Cunha para perfuração ............................................................................................................................35
Figura 23 – Swivel – Cabeça de injeção .....................................................................................................................35
Figura 24 – Mesa rotativa ...............................................................................................................................................36
Figura 25 – Tubo Kelly ......................................................................................................................................................37
Figura 26 – Bucha do Kelly ........................................................................................................................................... 37
Figura 27 – Top drive ...................................................................................................................................................... 38
Figura 28 – Motor de fundo tipo turbina ..................................................................................................................39
Figura 29 – Motor de fundo com sistema elastômeros .......................................................................................39
Figura 30 – Sistema de circulação de fluidos ..........................................................................................................39
Figura 31 – Bombas de lama .........................................................................................................................................40
Figura 32 – Peneira............................................................................................................................................................42
Figura 33 – Esquema do sistema de movimentação 
de cargas e seus equipamentos ............................................................................................................44
Figura 34 – Guincho .........................................................................................................................................................45
Figura 35 – Bloco de coroamento ...............................................................................................................................46
Figura 36 – Catarina, amortecedor e gancho ..........................................................................................................47
Figura 37 – Elevador para tubos de perfuração .....................................................................................................47
Figura 38 – Esquema do BOP ........................................................................................................................................48Figura 39 – Mecanismo do BOP ...................................................................................................................................49
Figura 40 – Arranjo de cabeça de revestimento ....................................................................................................50
Figura 41 – Broca sem partes móveis .........................................................................................................................52
Figura 42 – Broca com partes móveis ........................................................................................................................52
Figura 43 – Broca sem partes móveis (rabo de peixe) ..........................................................................................52
Figura 44 – Brocas de diamantes naturais ................................................................................................................53
Figura 45 – Exemplo do mecanismo de esmerilhamento da formação ........................................................54
Figura 46 – Broca PDC .....................................................................................................................................................54
Figura 47 – Mecanismo de cisalhamento .................................................................................................................55
Figura 48 – Brocas PDC com corpo de matriz .........................................................................................................55
Figura 49 – Broca impregnada e desgastada ..........................................................................................................56
Figura 50 – Broca de testemunho ...............................................................................................................................56
Figura 51 – Corpo de provas no compactador giratório
Super Pave – do laboratório de asfalto 12028 ................................................................................57
Figura 52 – Componentes de uma broca tricônica ...............................................................................................57
Figura 53 – Broca tricônica com insertos de carboneto de tungstênio .........................................................58
Figura 54 – Broca tricônica com dentes de aço fresados ....................................................................................58
Figura 55 – Broca tricônica de dentes fresados ......................................................................................................58
Figura 56 – Lama de perfuração de um poço terrestre .......................................................................................59
Figura 57 – Fluxograma dos tipos de fluidos de perfuração .............................................................................62
Figura 58 – Exemplo de densidade .............................................................................................................................63
Figura 59 – Bentonita .......................................................................................................................................................66
Figura 60 – Riser de perfuração ....................................................................................................................................67
Figura 61 – Kick em um poço offshore ..................................................................................................................... 70
Figura 62 – Blowout em uma plataforma onshore ............................................................................................... 70
Figura 63 – Laboratório de Testemunhos do Centro de Pesquisas 
e Desenvolvimento Leopoldo A. Miguez de Mello (Cenpes) .......................................................72
Figura 64 – Poço offshore a partir da costa ...............................................................................................................74
Figura 65 – Poço onshore a partir do mar e em local inóspito ..........................................................................74
Figura 66 – Exploração em lugar inviabilizado por cidade ................................................................................75
Figura 67 – Exploração em área montanhosa .........................................................................................................75
Figura 68 – Poço horizontal é utilizado para aumentar 
a área de produção em reservatórios de baixa espessura ..........................................................76
Figura 69 – Tipos de poços direcionais ......................................................................................................................77
Figura 70 – Detalhe do bent sub e do motor de fundo ........................................................................................78
Figura 71 – Detalhe do MWD ........................................................................................................................................79
Figura 72 – Esquema de uma coluna de revestimento de um poço de petróleo ......................................80
Figura 73 – Ilustração de um poço com revestimento ........................................................................................86
Figura 74 – Ilustração clara de um poço revestido e cimentado .....................................................................86
Figura 75 – Ilustração de um poço revestido com falha na cimentação .......................................................87
Figura 76 – Imagem do equipamento cabeça de poço ......................................................................................90
Figura 77 – Equipamentos utilizados na cimentação ..........................................................................................90
Figura 78 – Sapata guia ...................................................................................................................................................91
Figura 79 – Sapata flutuante .........................................................................................................................................91
Figura 80 – Sapata diferencial .......................................................................................................................................91
Figura 81 – Três tipos principais de colares ..............................................................................................................92
Figura 82 – Tampões de fundo .....................................................................................................................................92
Figura 83 – Esquema de uma perfilagem .................................................................................................................97
Figura 84 – Registro de uma perfilagem ...................................................................................................................98
Figura 85 – Exemplo de perfil ultrassônico ..............................................................................................................98
Figura 86 – Operação de off-loading com o 
navio de produção FPSO P-34 e o navio Elka Vassiliki ............................................................... 107
Figura 87 – Sonda-terra SC-106 operando no Campo de Macau ................................................................. 108
Figura 88 – Plataforma autoelevatória P1.
Ao lado, o esquema de uma plataforma autoelevatória ........................................................... 109
Figura 89 – Plataforma fixa de Garoupa operando na Bacia de Campos ................................................... 110
Figura 90 – Esquema de uma plataforma submersível .................................................................................... 111
Figura 91 – Plataforma semissubmersível SS-47 – Plataforma de 
perfuração operando no Campo deMarlim na Bacia de Campos ........................................ 112
Figura 92 – Navio-sonda P2 ........................................................................................................................................ 113
Figura 93 – Sonda do Navio-sonda NS-21 operando na Bacia de Campos ............................................... 114
Figura 94 – Unidade de destilação da Refinaria de Paulínia (REPLAN) ....................................................... 117
Figura 95 – Tubulação e válvula ............................................................................................................................... 121
Figura 96 – Guarda corpo (corrimão), exemplo de uma 
estrutura de tubos com costura longitudinal .............................................................................. 124
Figura 97 – Duto de refrigeração, exemplo da aplicação de tubos com costura espiral ...................... 124
Figura 98 – Guarda corpo (corrimão) é exemplo de 
uma estrutura com tubos de alumínio fabricado por extrusão ............................................. 126
Figura 99 – Tubo de polipropileno ........................................................................................................................... 127
Figura 100 – Tubos metálicos com revestimento interno ............................................................................... 128
Figura 101 – Tubos metálicos com revestimento externo............................................................................... 128
Figura 102 – Espessuras (Schedule) das séries para tubos de 1” .................................................................... 131
Figura 103 – Alguns dos principais acessórios .................................................................................................... 132
Figura 104 – Joelhos e curvas para solda de topo .............................................................................................. 132
Figura 105 – Acessórios para derivações com solda de topo ......................................................................... 133
Figura 106 – Reduções com solda de topo ........................................................................................................... 133
Figura 107 – Demonstração de um tampão e um bujão em uma tubulação .......................................... 134
Figura 108 – Acessórios para ligações entre tubos ............................................................................................ 134
Figura 109 – Acessório Tê para solda de encaixe ................................................................................................ 135
Figura 110 – Acessórios para solda de encaixe.................................................................................................... 135
Figura 111 – Acessório com rosca ............................................................................................................................ 136
Figura 112 – Conjunto de acessórios com rosca ................................................................................................. 136
Figura 113 – Flange de encaixe com solda ........................................................................................................... 137
Figura 114 – Acessórios flangeados ........................................................................................................................ 137
Figura 115 – Tipos de acessórios de ponta e bolsa ............................................................................................ 138
Figura 116 – Acessório de ponta e bolsa ............................................................................................................... 138
Figura 117 – Acessórios a compressão para pneumática e engate rápido ............................................... 139
Figura 118 – Acessório para ligação a compressão ............................................................................................ 139
Figura 119 – Preparação da curva com 4 gomos (A) e 
uma curva com 3 gomos e uma redução (B) .............................................................................. 140
Figura 120 – Exemplos de curvas em gomos ....................................................................................................... 140
Figura 121 – Derivações soldadas diretamente ................................................................................................. 141
Figura 122 – Derivação – Boca de lobo .................................................................................................................. 141
Figura 123 – Ilustração de uma figura 8 e uma raquete ................................................................................... 142
Figura 124 – Demonstração da utilização da raquete entre dois flanges com orifícios ....................... 142
Figura 125 – Válvulas de bloqueio e válvula de controle ................................................................................. 143
Figura 126 – Válvula de bloqueio comum ............................................................................................................. 144
Figura 127 – Partes da válvula de gaveta............................................................................................................... 145
Figura 128 – Válvula de gaveta .................................................................................................................................. 145
Figura 129 – Esquema de uma válvula macho .................................................................................................... 146
Figura 130 – Válvula de esfera .................................................................................................................................... 147
Figura 131 – Válvula globo .......................................................................................................................................... 148
Figura 132 – Válvula de agulha .................................................................................................................................. 148
Figura 133 – Válvula borboleta ................................................................................................................................. 149
Figura 134 – Esquema da fixação da válvula borboleta ................................................................................... 149
Figura 135 – Válvula de diafragma ........................................................................................................................... 150
Figura 136 – Válvula de retenção por esfera ......................................................................................................... 151
Figura 137 – Válvula de retenção por levantamento ......................................................................................... 152
Figura 138 – Válvula de retenção por portinhola ............................................................................................... 153
Figura 139 – Válvula de pé .......................................................................................................................................... 154
Figura 140 – Válvula de controle de fluxo .............................................................................................................. 154
Figura 141 – Válvula de segurança acionada por mola .................................................................................... 155
Figura 142 – Purgador de vapor................................................................................................................................ 156
Figura 143 – Filtro provisório ..................................................................................................................................... 157
Figura 144 – Filtro permanente .................................................................................................................................157
Figura 145 – Juntas de expansão .............................................................................................................................. 158
Figura 146 – Vasos de pressão horizontal e vertical .......................................................................................... 159
Figura 147 – Tubulação na planta baixa ................................................................................................................. 163
Figura 148 – Desenho de escala real ....................................................................................................................... 164
Figura 149 – Desenho em escala de redução....................................................................................................... 164
Figura 150 – Desenho em escala de ampliação .................................................................................................. 165
Figura 151 – Demonstração de uma projeção ortogonal ou rebatimento de vistas ............................. 166
Figura 152 – Desenho de tubulação na planta baixa ........................................................................................ 166
Figura 153 – Desenho de fluxograma ..................................................................................................................... 167
Figura 154 – Isométrico de tubulação na planta baixa ..................................................................................... 168
Figura 155 – Eixos de orientação da tubulação no desenho isométrico.................................................... 168
Figura 156 – Trecho da tubulação com inclinação de
20° no plano horizontal e 30° no plano vertical ........................................................................ 169
Figura 157 – Trecho da tubulação com uma inclinação de 30° no plano vertical .................................. 169
Figura 158 – Trecho da tubulação com uma inclinação de 20° no plano horizontal ............................. 170
Figura 159 – Demonstração de alguns meios de ligação no isométrico ................................................... 170
Figura 160 – Demonstração da aplicação das simbologias em um desenho isométrico .................... 171
Figura 161 – Algumas simbologias mais utilizadas nos desenhos isométricos ....................................... 171
Figura 162 – Flanges em projeção ........................................................................................................................... 172
Figura 163 – Joelho em projeção 90° ...................................................................................................................... 173
Figura 164 – Joelho em projeção 45° ...................................................................................................................... 174
Figura 165 – Tê em projeção ...................................................................................................................................... 175
Figura 166 – Projeção de conexões em T .............................................................................................................. 175
Figura 167 – Projeção de conexões em Y – Peça em Y – Derivação a 45° ou lateral 45º ..................... 176
Figura 168 – Curvas em projeções ........................................................................................................................... 176
Figura 169 – Acessórios em projeção ...................................................................................................................... 177
Figura 170 – Mudanças de direção em projeções para cima ou para baixo a 90° ................................. 177
Figura 171 – Mudanças de direção em projeções para cima a 45°............................................................... 178
Figura 172 – Mudanças de direção em projeções para baixo a 45° ............................................................. 178
Figura 173 – Conexões em projeções ..................................................................................................................... 179
Figura 174 – Válvulas em projeções ......................................................................................................................... 181
Figura 175 – Suportes ................................................................................................................................................... 189
Figura 176 – Vasos, reatores, tambores e torres .................................................................................................. 190
Figura 177 – Absorvedor, abafador, drenagem,
borrifador, exaustão de vapor e câmara de espuma ............................................................... 191
Figura 178 – Filtros, hidrantes, juntas, purgadores,
separadores, silenciador, ventosa e visor de linha .................................................................... 192
 sumário
1. Introdução .......................................................................................................................................................................15
2. Perfuração .......................................................................................................................................................................19
2.1 Base da sonda ...............................................................................................................................................20
2.2 Métodos de perfuração marítima e terrestre ....................................................................................20
2.2.1 Coluna de perfuração ..............................................................................................................26
2.2.2 Cabeça de Injeção (Swivel) .....................................................................................................35
2.2.3 Máquinas do sistema de rotação ........................................................................................36
2.2.4 Sistema de circulação ..............................................................................................................39
2.3 Fase de injeção .............................................................................................................................................40
2.3.1 Bombas e compressores .........................................................................................................40
2.4 Fase de tratamento .....................................................................................................................................42
2.4.1 Peneira – Peneiramento .........................................................................................................42
2.5 Movimentação de cargas .........................................................................................................................43
2.6 Sistema de segurança do poço ..............................................................................................................48
2.7 Cabeça de poço ...........................................................................................................................................50
2.8 Brocas ..............................................................................................................................................................52
2.8.1 Brocas sem partes móveis .....................................................................................................52
2.8.2 Brocas com partes móveis .....................................................................................................57
2.9 Fluido de perfuração ..................................................................................................................................59
2.9.1 Densidade dos fluidos de perfuração ...............................................................................63
2.9.2 Parâmetros reológicos ............................................................................................................632.9.3 Força gel .......................................................................................................................................64
2.9.4 pH (Potencial de hidrogênio)................................................................................................65
2.10 Riser de perfuração ...................................................................................................................................66
2.11 Operações rotineiras de perfuração de poços ...............................................................................68
2.12 Operações especiais de perfuração ...................................................................................................68
2.13 Controle da trajetória da perfuração .................................................................................................72
2.14 Perfuração direcional...............................................................................................................................73
2.15 Revestimento .............................................................................................................................................80
2.16 Cimentação .................................................................................................................................................86
2.17 Avaliação da cimentação .......................................................................................................................95
2.18 Classificação dos poços de petróleo ............................................................................................... 100
3. Plataformas e navios ................................................................................................................................................. 107
3.1 Plataforma terrestre ................................................................................................................................. 108
3.2 Plataforma autoelevatória ..................................................................................................................... 109
3.3 Plataforma fixa ........................................................................................................................................... 110
3.4 Plataforma submersível ......................................................................................................................... 111
3.5 Plataforma semissubmersível .............................................................................................................. 112
3.6 Navio-sonda ............................................................................................................................................... 113
4. Operações unitárias .................................................................................................................................................. 117
5. Tubulações e válvulas ............................................................................................................................................... 121
5.1 Tubulação .................................................................................................................................................... 121
5.1.1 Processos de fabricação de tubos .................................................................................... 122
5.1.2 Principais materiais utilizados na construção dos tubos ......................................... 125
5.1.3 Tubos revestidos ..................................................................................................................... 127
5.1.4 Diâmetros de tubos e normalização ............................................................................... 130
5.1.5 Acessórios ................................................................................................................................. 132
5.2 Válvulas ........................................................................................................................................................ 143
5.3 Vasos de pressão ....................................................................................................................................... 159
6. Leitura e interpretação de desenho de tubulação ........................................................................................ 163
6.1 Escala ............................................................................................................................................................ 163
6.2 Representação de vistas (Projeção ortogonal) ............................................................................. 165
6.3 Tipos de desenhos ................................................................................................................................... 166
6.4 Simbologia .................................................................................................................................................. 171
Referências ........................................................................................................................................................................ 195
Introdução
Cl
eb
er
 M
ag
no
Figura 1 – Plataforma em operação no Campo de Marlim – Bacia de Campos
1
As indústrias do segmento de petróleo e gás estão avançando tecnologicamente a cada dia. 
Com isso, houve uma necessidade de divisões de atividades dentro do segmento, realizando tra-
balhos em equipes, onde empresas desenvolvem em parceria atividades distintas com os mes-
mos propósitos. Desta forma, cada empresa se especializa intensamente em suas atividades, 
buscando eficiência e investindo cada vez mais em novas tecnologias.
Esse livro didático de 
exploração OnshOre e OffshOre faz 
parte do Módulo Específico formado 
por unidades curriculares que 
permitem desenvolver as 
competências específicas e de gestão 
necessárias à sua formação de Técnico 
em Petróleo e Gás. Segue a matriz 
curricular do curso para facilitar seu 
entendimento sobre o percurso que 
terá que realizar.
16 Exploração onshore E offshore
Exploração Onshore e Offshore
COMPONENTES CURRICULARES CARGA HORáRIA
Módulo Básico
Módulo 
Específico 
Profissional 
(1ª Etapa)
Módulo 
Específico 
Profissional 
(2ª Etapa)
CARGA HORáRIA TOTAL – TéCNICO EM PETRóLEO E GáS: 1.200H
Fundamentos Técnicos e Científicos de Petróleo e Gás
Comunicação e Informática – 32h
Fundamentos da Indústria de Petróleo e Gás – 60h
QSMS – Qualidade, Saúde, Meio Ambiente e 
Segurança Aplicados a Petróleo e Gás – 24h
Metrologia e Instrumentação Aplicadas a Petróleo e Gás – 80h
Química Aplicada a Petróleo e Gás – 80h
Física e Matemática Aplicadas a Petróleo e Gás – 80h
Operação de Sistema Produtivo na Cadeia de Petróleo e Gás
Exploração Onshore e Offshore – 160h
Tecnologias do Sistema Produtivo Onshore e Offshore – 160h
Processamento do Petróleo e Gás – 100h
Logística e Manutenção da Cadeia de Petróleo e Gás – 64h
Planejamento e Atividade na Cadeia de Petróleo e Gás
Gestão de Pessoas – 40h
Gestão da Produção – 80h
Controle da Qualidade de Insumos, Produtos e Processos 
na Cadeia de Petróleo e Gás
Ensaios Analíticos na Cadeia de Petróleo e Gás – 80h
Avaliação de Desempenho de Insumos, 
Produtos e Processos – 60h
Manutenção em Sistemas Produtivos na 
Cadeia de Petróleo e Gás
Manutenção Industrial – 100h
356h
484h
360h
17
Anotações:
1 Introdução
O petróleo é encontrado na natureza ocupando os poros das rochas (rocha-reservatório). O po-
ço de petróleo é a ligação entre a rocha-reservatório (jazida de petróleo) no subsolo e a super-
fície. Antes de se perfurar um poço de petróleo, vários processos devem ser executados. Como 
já vimos inicialmente, um estudo sísmico é efetuado visando pesquisar entre as formações do 
subsolo as rochas com potencial para armazenar petróleo. Além disso, esta rocha deve estar en-
volta em uma formação impermeável como, por exemplo, umfolhelho (formando uma trapa), 
garantindo o aprisionamento do petróleo na rocha-reservatório, como mostra a Figura 2.
Finalizando as fases de estudos, pesquisas e definidos os prováveis pontos a serem explora-
dos, deve ser feita uma análise de campo, verificando a viabilidade da perfuração, em função 
das condições para se instalarem os equipamentos de superfície, evitando locais como:
Montanhas
Matas de preservação ambiental
Rios
Construções etc. 
Perfuração
2
Figura 2 – Exemplo de um reservatório de petróleo
In
-F
ól
io
/C
ris
 M
ar
ce
la
Óleo
Rocha 
capeadora
Água
Gás
20 Exploração onshore E offshore
Só então, inicia-se a elaboração do projeto do poço, projeto este que poderá ser 
definido para um poço vertical, quando o objetivo está exatamente na linha vertical 
do ponto escolhido na superfície, ou direcional, quando o ponto na superfície deve 
ser deslocado do ponto ideal em função de algum acidente natural ou não natural. 
Cumpridas estas etapas, podemos definir o local exato da perfuração, selecionar os 
equipamentos que deverão ser utilizados com o objetivo de alcançar a rocha-reserva-
tório em função da profundidade do poço e dar início à construção da base da sonda.
2.1 BasE da sOnda
O local para a construção da base onde será instalada a sonda de perfuração de-
verá ser definido de forma a tornar mínimos os danos ambientais e atender as condi-
ções técnicas de modo que seja possível atingir a provável jazida de petróleo. O apla-
namento da superfície é necessário para a instalação da sonda atingindo uma área 
de aproximadamente 8.000m2 para sondas de grande porte. Desta forma, teremos 
que remover uma parte da vegetação, que deverá ser realizada de forma ordenada 
para não causar danos significativos à natureza, como mostrado na Figura 3.
Figura 3 – Campo de Urucu na Amazônia
2.2 MÉTOdOs dE PERfuRaçãO MaRíTIMa E TERREsTRE
Existem dois métodos de perfuração de poços de petróleo: 
Método de perfuração a percussão 
Método de perfuração a rotação
Estes métodos não são exclusivos, podendo ser combinados entre si.
Fo
to
 w
w
w
.p
et
ro
qu
im
ic
a.
co
m
.b
r
2 PERFURAÇÃO 21
Método de perfuração a percussão
O método por percussão, também método a cabo, foi o primeiro método de per-
furação de poços de petróleo utilizado, seguindo o mesmo princípio empregado pa-
ra perfurar poços de água. Neste método, a perfuração é realizada por impacto, gol-
peando a rocha com uma broca e causando a sua fragmentação por esmagamento.
Método de perfuração por rotação
No método por rotação, a perfuração é realizada através do movimento de ro-
tação de uma broca e empurrada pelo peso da coluna de perfuração, comprimin-
do a rocha na extremidade da coluna e causando o seu trituramento. O peso da 
coluna de perfuração também contribui para isto. 
Vantagens e desvantagens do método por percussão
A perfuração por percussão não é utilizada em poços de petróleo no Brasil, mas 
continua sendo utilizada na perfuração de poços de água. Sua utilização apresen-
ta vantagens e desvantagens. Veja a seguir. 
VANTAGENS
A simplicidade do processo.
Baixos custos com equipamentos e operação.
�Baixos custos com DTM (desmontagem, transporte e montagem) e locação 
da base da torre de perfuração.
Além de baixo risco de dano à formação geológica da zona produtora.
DESVANTAGENS
�Baixa taxa de penetração se considerarmos o método rotativo que, utilizan-
do brocas e bombas mais modernas, permitem, sob certas condições, per-
furar até mil metros num só dia.
�O método de percussão vai se tornando cada vez mais demorado à medida 
que a profundidade da perfuração aumenta.
�Dificuldade de se obter amostra suficientemente grande para análise de po-
rosidade, permeabilidade e fluidos contidos nos poros.
�Dificuldade de controlar o influxo de fluidos das formações para os poços, o 
que provoca o blow-out com perdas totais do equipamento e do poço.
Nas operações de perfusão é comum a broca atingir forma-
ções com algum tipo de fluido pressurizado, causando 
uma pressão no fundo do poço que poderá causar um 
acidente que denominamos blow-out. 
Fique
alerta
22 Exploração onshore E offshore
Vantagens e desvantagens do método por rotação
A perfuração por rotação é o método de perfuração de poços de petróleo uti-
lizado no Brasil. Sua utilização também apresenta vantagens e desvantagens. 
Acompanhe a seguir.
VANTAGENS
Alcance com altas taxas de penetração.
Retirada contínua do cascalho gerado pela fragmentação da rocha.
Maior facilidade na prevenção e no controle de influxos de fluidos da formação.
DESVANTAGENS
Alto custo da locação da sonda de perfuração e dos processos de DTM. 
Necessidade de suporte marítimo, o que eleva ainda mais os custos envolvidos.
Atividades realizadas na perfuração a percussão
As atividades realizadas durante a operação das sondas de perfuração a per-
cussão são simples e procuram seguir a seguinte sequência:
1. Perfuração de aproximadamente 2,5m.
2. Retirada da coluna de perfuração.
�3. Descida de uma caçamba vazia, para retirada de material.
�4. Retirada da caçamba com o material cortado.
�5. São repetidos os itens 3 e 4 até a limpeza do poço.
�6. Descida da caçamba com água limpa para manter os cascalhos em suspensão.
�7. E assim sucessivamente de 2,5 em 2,5m.
A Figura 4 ilustra os principais equipamentos deste tipo de perfuração.
Atividades realizadas na perfuração rotativa
Após a liberação por parte dos órgãos competentes que fiscalizam o meio ambien-
te e autorizam a perfuração, começam então as atividades de preparação do local. 
Uma equipe escava um fosso de reserva e o reveste com plástico para evitar a 
contaminação do meio ambiente como mostra a Figura 5, este fosso será usado 
para descartar os cascalhos e a lama de perfuração extraída durante o processo. 
Em casos de locais ecologicamente sensíveis como: 
Mangues
Pântanos
Lagos
Regiões selvagens etc.
 Os descartes deverão ser realizados em local autorizado.
2 PERFURAÇÃO 23
In
-F
ól
io
/C
ris
 M
ar
ce
la
Figura 4 – Exemplo de uma sonda de perfuração a percussão
Figura 5 – Demonstração do fosso de lama 
Cl
eb
er
 M
ag
no
Fonte 
de energia
Roda 
motora Caçamba
Cabo de 
perfuração
Haste de aço
Broca
Balancim
24 Exploração onshore E offshore
A perfuração em terra se realiza através de uma sonda de perfuração, que é 
composta de uma torre ou mastro constituído por uma estrutura metálica com 
aproximadamente 45 metros de altura e de equipamentos especiais (Figura 6). 
A torre sustenta uma coluna de tubos com uma broca na extremidade inferior de-
nominada coluna de perfuração.
Figura 6 – Esquema de uma sonda e os principais equipamentos
Se
na
i-R
J
1. Tanque de lama 
2. Agitadores de argila 
3. Linha de sucção de lama 
4. Bomba do sistema de lama 
5. Motor 
6. Mangueira vibratória 
7. Draw-works (guincho) 
8. Standpipe
9. Mangueira da Kelly 
10. Goose-neck 
(Pescoço de ganso) 
11. Travelingblock (Catarina) 
12. Linha de perfuração 
(cabo) 
13. Crown block 
(Bloco de coroamento)
14. Derrick (torre)
15. Monkeyboard (Plataforma 
do torrista) 
16. Stand do duto de 
perfuração 
17. Pipe rack 
18. Swivel
Torre de perfuração e componenTes
19. Tubo Kelly 
20. Mesa rotatória 
21. Superfície de perfuração 
22. Bell nipple
23. Ânuládo BOP 
24. Dutos do BOP 
25. Linha ou coluna de 
perfuração
26. Broca de perfuração 
27. Cabeça do Casing
28. Duto de retorno da lama 
13
12
11
10
9
8
26
25
24
23
27
20 21
17
19
18
16
15
14
22
5
6728
4
3
2
1
2 PERFURAÇÃO 25
Subestruturas
A subestrutura é construída de vigas de aço montadas sobre a fundação ou ba-
se da sonda, com o intuito de criar um espaço para os operadores trabalharem sob 
a plataforma e onde são instalados os equipamentos de segurança do poço.
In
-F
ól
io
/P
au
la
 M
ou
ra
As fundações ou bases de 
sonda são estruturas em 
concreto ou aço, que 
apoiadas sobre o solo 
suportam com segurança 
o peso, vibrações e 
deslocamentos 
provocados pela sonda.
Figura 7– Estaleiro na horizontal (plataforma terrestre)
Fu
nd
am
en
to
s 
da
 e
ng
en
ha
ria
 d
e 
P 
G
 –
 T
ho
m
as
Quanto maior a torre, menor será o tempo de manobra,
devido à possibilidade de se desmontar e montar a coluna 
de perfuração em seções de três em três tubos. 
VOCÊ
SaBia?
Estaleiros
O estaleiro horizontal (Figura 7) é uma estrutura metálica apoiada acima do so-
lo, onde estão à disposição todas as tubulações (comandos, tubos de perfuração, 
revestimentos etc.) e uma passarela para facilitar o manuseio e transporte.
26 Exploração onshore E offshore
Figura 8 – Estaleiro na vertical (plataforma marítima)
2.2.1 COLuna dE PERfuRaçãO
A coluna de perfuração é o principal elemento de uma sonda de perfuração, os 
outros equipamentos são projetados para dar suporte para a coluna e consequen-
temente à perfuração de um poço, através de uma broca fixa na extremidade da 
coluna. Uma coluna de perfuração é composta pela união de vários tubos, com as 
seguintes funções:
Aplicar peso sobre a broca
Transmitir rotação para a broca
Conduzir o fluido de perfuração até a broca
Fu
nd
am
en
to
s 
da
 e
ng
en
ha
ria
 d
e 
P 
G
 –
 T
ho
m
as
O estaleiro é conectado no 
interior da torre para facilitar 
a manobra. Assim, essa 
operação permite o acesso 
dos tubos para que a 
conexão com a coluna de 
perfuração economize 
espaço e tempo (Figura 8).
2 PERFURAÇÃO 27
Elementos constituintes
Os principais elementos constituintes da coluna de perfuração são:
Tubos de perfuração (Drill pipes).
Comandos (Drill collars).
Tubos de perfuração pesados (Heavy weight drill pipes).
Kelly (Em casos de mesa rotativa).
A Figura 9 mostra o interior de uma torre de perfuração e alguns equipamen-
tos, visto de baixo para cima.
Figura 9 – Torre da plataforma autoelevatória P-3 operando no litoral da Bahia
Catarina
Swivel
Coluna de perfuração
Elevador
Br
un
o 
Ve
ig
a/
Ba
nc
o 
de
 Im
ag
en
s 
Pe
tr
ob
ra
s 
28 Exploração onshore E offshore
Tubos de perfuração (Drill pipes)
 São tubos de aço sem costura, com uma união cônica externa em uma de su-
as extremidades denominada de pino, e uma conexão fêmea na outra extremida-
de denominada caixa, como ilustrado na Figura 10. Estes tubos levam um trata-
mento à base de resina em seu interior, com a finalidade de se evitar o desgaste e 
a corrosão. 
Caixa Pino
In
-F
ól
io
/C
ris
 M
ar
ce
la
Figura 10 – Drill pipe – Tubo de perfuração
DIâMETRO ExTERNO
Varia de 2 3/8” (6,3cm) a 6 5/8” (16,8cm), sendo mais usados de 4 1/2” (11,4cm) 
e 5” (12,7cm).
PESO NOMINAL (lb/ft)
É um valor de referência. Os valores reais do peso linear de tubo, incluindo as 
uniões, estão tabeladas na API RP7G.
Diâmetro de 2 3/8” pesa 4,85 lb/ft (7,22kg/m)
Diâmetro de 5” pesa 19 1/2 lb/ft (29,11kg/m)
Diâmetro de 6 5/8 pesa 27,70 lb/fl (41,21kg/m)
Na especificação de um tubo 
de perfuração é extremamente 
importante considerar as 
seguintes características:
Diâmetro externo
Peso
Reforço
Grau do aço
Range (comprimento)
Uniões cônicas
2 PERFURAÇÃO 29
REFORÇO (ou upset)
A resistência da seção transversal do tubo com as conexões, você encontra na 
Figura 11. Veja quais são:
IU (Internal Upset)
EU (External Upset)
IEU (Internal-External Upset)
In
-F
ól
io
/C
ris
 M
ar
ce
la
Figura 11 – Tipos de reforços padronizados 
GRAU DO AÇO
Está relacionado ao coeficiente de dilatação do aço do tubo, definido como a 
tensão correspondente ao alongamento total de 0,5% no teste de tração. Os graus 
de aço para tubos de perfuração seguem a normalização American PetroIeum Ins-
titute (API):
GRAU DO AÇO TENSÃO DE ESCOAMENTO (PSI)
D 55.000
E 75.000
X 95.000
G (Mais usado) 105.000
S 135.000
Internal 
Upset
External 
Upset
Internal-
External 
Upset
30 Exploração onshore E offshore
Range 
É a faixa de comprimento nominal dos tubos.
Range VARIAÇÃO DE TAMANHO (ft) E (METRO)
1 18 a 22 – 5,5 a 6,7
2 (Mais usado) 27 a 30 – 8,2 a 9,1
3 38 a 45 – 11,6 a 13,7
UNIõES CôNICAS
São elementos roscados mais rígidos que o corpo do tubo, e geralmente fixa-
dos por meio de solda (Figura 12), permitindo montar e desmontar a coluna de 
perfuração através de tubos, sendo conhecidas como tool joints. 
Caixa
Conexão
Caixa PinoPino
In
-F
ól
io
/C
ris
 M
ar
ce
la
Figura 12 – Meio de conexão dos tubos de perfuração
Uma das propriedades do aço também muito importante 
para os tubos de perfuração é a tenacidade.
Tenacidade é a capacidade de o aço se deformar quando o 
mesmo está submetido a uma determinada força. Quando 
esta força é cessada e o aço volta para o seu estado inicial, 
dizemos que esta força aplicada submeteu este aço a uma 
zona elástica. E quando este aço permanece com alguma 
deformação após este esforço, dizemos que o mesmo 
atingiu a zona plástica, que é muito ruim para os tubos 
de perfuração. 
Fique
alerta
In
-F
ól
io
/P
au
la
 M
ou
ra
Fique ligado!
As roscas são padronizadas 
pelo American PetroIeum 
Institute (API).
2 PERFURAÇÃO 31
Acessórios e equipamentos
ACESSóRIOS DE UMA COLUNA DE PERFURAÇÃO
São elementos ou acessórios de muita utilidade que auxiliam nas operações de 
perfuração, e são eles:
Substitutos
Estabilizadores
Escareadores
Alargadores
Amortecedores de choque
Substitutos
É um tipo de conexão (Figura 13) e normalmente são utilizados três tipos principais:
Substituto de broca
É utilizado para fixar a broca junto à coluna de perfuração, em situações em que 
o elemento de fixação é pino e o tubo na extremidade da coluna também for pino.
Substituto de içamento
Possui diâmetro semelhante ao da coluna, e é utilizado para içar o tubo de co-
mando pelo elevador nas operações de manobras.
Substituto de cruzamento
São utilizados para conectar tubos de diâmetros e roscas diferentes.
Cl
eb
er
 M
ag
no
Figura 13 – Substitutos
32 Exploração onshore E offshore
ESTABILIZADORES
São ferramentas fixadas na coluna de perfuração (Figura 14), próximo aos co-
mandos, com a finalidade de manter o diâmetro do poço, evitar que os comandos 
sofram desgastes causados por atritos na parede do poço e ajudar no controle da 
trajetória da broca em casos de poços direcionais. 
ESCAREADOR (ReameR)
Também é uma ferramenta estabilizadora (Figura 15), sendo mais usada em ca-
sos em que perfure rochas duras. Os pontos de contato com as paredes do poço 
são os roletes; havendo tendência de desgaste do calibre da broca, o escareador 
tende a manter o diâmetro do poço. 
Figura 14 – Estabilizadores
Figura 15 – Escareadores
In
-F
ól
io
/C
ris
 M
ar
ce
la
Fu
nd
am
en
to
s 
da
 e
ng
en
ha
ria
 d
e 
P 
G
 –
 T
ho
m
as
2 PERFURAÇÃO 33
ALARGADORES
São ferramentas utilizadas para aumentar o diâmetro do poço (Figura 16), em 
um espaço já perfurado. São necessários em duas situações:
 Quando se deseja alargar o poço a partir da superfície: a ferramenta a ser usada 
é o holeopener, que é utilizado para alargar, por exemplo, o poço de 26” para 36”.
 Quando se deseja alargar um trecho do poço a partir de um ponto abaixo da 
superfície; neste caso deve-se usar um alargador com braços extensíveis, o 
under reamer.
Cl
eb
er
 M
ag
no
AMORTECEDORES DE VIBRAÇÃO OU CHOQUE
São ferramentas utilizadas com intuito de absorverem as vibrações da coluna 
de perfuração geradas pela broca, principalmente em casos de rochas duras e zo-
nas com mudanças de durezas. 
Comandos (Drill collars)
Os comandos são tubos de aço de parede espessa, colocados logo acima da 
broca para fornecer peso (Figura 17). Os comandos não possuem conexões solda-
das (tool joints), as roscas são fabricadas junto com o tubo. Existe uma intenção de 
se utilizarem comandos espiralados, com intuito de diminuir o atrito na parede do 
poço evitando perda de torque da coluna e prisão por diferencial de pressões. 
Comando simples
Comando espiralado
Figura 16 – Alargador (holeopener)
Figura 17 – Detalhe dos comandos simples e espiralado
In
-F
ól
io
/C
ris
 M
ar
ce
la
34 Exploração onshore E offshore
Figura 19 – Chaveflutuante
 As chaves flutuantes, 
como mostrado na 
Figura 19, são mantidas 
suspensas na plataforma 
através de um cabo de 
aço, por isso o nome. 
São duas chaves que 
permitem dar o torque 
de aperto ou desaperto 
na união dos elementos 
tubulares da coluna de 
perfuração.
Tubos pesados (Heavy Weight Drill pipes – HWDP)
Os HWDP são tubos de peso intermediário entre os tubos de perfuração e os co-
mandos (Figura 18). São fabricados em aço forjado e usinado, colocados acima dos co-
mandos permitindo uma mudança mais gradual na rigidez da coluna, diminuindo a 
possibilidade de falhas causadas por atritos. Sua forma é idêntica à dos tubos de per-
furação, diferenciando no tamanho das conexões (que são maiores e revestidas com 
metal duro), maior espessura das paredes e reforço do corpo central do tubo revesti-
do com metal duro. São bastante empregados em poços direcionais como elementos 
auxiliares no fornecimento de peso sobre a broca, substituindo partes dos comandos. 
Os comandos são mais pesados e largos, provocando mais 
torques e arrastes (drag) durante a circulação da coluna 
em trechos inclinados.
VOCÊ
SaBia?
Ferramentas especiais 
Para que se possa montar e desmontar a coluna de perfuração com todos es-
tes elementos que a constituem, se faz necessária a utilização de ferramentas es-
peciais. As principais ferramentas de manuseio da coluna são:
Chave flutuante
Cunhas
Colar de segurança
Figura 18 – Tubos pesados – Drill pipe – HWDP
In
-F
ól
io
/C
ris
 M
ar
ce
la
In
-F
ól
io
/C
ris
 M
ar
ce
la
In
-F
ól
io
/P
au
la
 M
ou
ra
2 PERFURAÇÃO 35
2.2.2 CaBEça dE InjEçãO (Swivel)
A cabeça de injeção ou Swivel mostrada na Figura 23 é o equipamento que se-
para os elementos rotativos dos não rotativos na sonda de perfuração. O Swivel é 
fixado ao gancho e ao sistema de rotação da coluna de perfuração. O fluido de per-
furação é injetado no interior da coluna através do Swivel.
CUNHAS
As cunhas (Figuras 20 e 21) são os 
equipamentos que servem para 
apoiar a coluna de perfuração e a co-
luna de revestimento nas operações 
de manobra. Elas se encaixam entre 
a tubulação e a bucha da mesa rota-
tiva, evitando que a coluna caia den-
tro do poço no momento da monta-
gem e desmontagem da coluna.
COLAR DE SEGURANÇA
O colar de segurança é um equi-
pamento colocado no comando 
apoiado pela cunha, com a finalida-
de de promover um batente no caso 
de deslizamento, já que o comando 
não possui tool joint. 
Você pode verificar no esquema 
mostrado a Figura 22 ao lado.
Figura 20 – Cunha para revestimento
Figura 22 – Colar de segurança para Drill collar
Figura 21 – Cunha para perfuração
In
-F
ól
io
/C
ris
 M
ar
ce
la
In
-F
ól
io
/C
ris
 M
ar
ce
la
Figura 23 – Swivel – Cabeça de injeção 
In
-F
ól
io
/C
ris
 M
ar
ce
la
Swivel
Br
un
o 
Ve
ig
a/
Ba
nc
o 
de
 Im
ag
en
s 
Pe
tr
ob
ra
s 
36 Exploração onshore E offshore
2.2.3 MÁquInas dO sIsTEMa dE ROTaçãO
A perfuração dos poços de petróleo e gás é executada por sistemas rotativos, 
e são utilizados três tipos: 
Mesa rotativa
Top drive
Motor de fundo
Mesa rotativa 
É o equipamento que fornece rotação à coluna de perfuração e permite o des-
locamento do Kelly à medida que a coluna penetra nas formações (Figura 24). Nos 
momentos em que seja necessária a montagem e desmontagem da coluna de per-
furação, a mesa deve suportar o peso, pois a coluna é desconectada do sistema de 
sustentação de carga.
Motor
Eixo de 
transmissão
Mesa rotativa
w
w
w
.p
et
ro
br
as
.b
lo
gs
po
t.c
om
w
w
w
.p
ap
ea
nd
oe
te
st
an
do
.b
lo
gs
po
t.c
om
Bucha do Kelly
Kelly
Mesa rotativa
Figura 24 – Mesa rotativa
2 PERFURAÇÃO 37
Kelly
O Kelly é um tubo de formato quadrado ou hexagonal utilizado como elemen-
to de transmissão de rotação (Figura 25). O Kelly recebe o torque da mesa rotativa 
e transmite rotação para toda a coluna de perfuração. O pino (rosca externa) liga 
o Kelly à coluna e tem rosca à direita (aperto no sentido horário) e a caixa (rosca in-
terna) liga ao Swivel, como mostra a Figura 25, e tem rosca à esquerda (aperto no 
sentido anti-horário).
O Kelly é utilizado somente nas operações de perfuração com mesa rotativa.
Figura 25 – Tubo Kelly 
Figura 26 – Bucha do Kelly
Kelly hexagonal Kelly quadrado
In
-F
ól
io
/C
ris
 M
ar
ce
la
Cl
eb
er
 M
ag
no
BUCHA DO Kelly
É o dispositivo que possui um furo no centro com a geometria do Kelly (Figura 
26) e é acoplado na mesa rotativa, portanto, ela é o elemento de ligação entre a 
mesa rotativa e a coluna de perfuração.
38 Exploração onshore E offshore
top drive
É um equipamento com um motor conectado à extremidade superior da coluna, 
como mostrado na Figura 27, que se desloca verticalmente através de dois trilhos fixa-
dos à torre, substituindo o sistema da mesa rotativa e consequentemente o tubo Kelly.
O sistema Top drive possibilita perfurar o poço de três em três tubos de uma só 
vez, ao invés de um a um como a mesa rotativa, diminuindo consideravelmente o 
tempo de retirada da coluna nas operações de troca da broca (manobra). Uma son-
da com sistema Top drive é muito vantajosa tecnicamente, porém é bem mais cara 
em relação ao sistema de mesa rotativa.
Motor de fundo
Este equipamento é utilizado nas operações de perfuração de poços direcio-
nais. Neste sistema um motor hidráulico tipo turbina, como ilustrado na Figura 28, 
ou com um sistema denominado elastômeros, como ilustrado na Figura 29, é acio-
nado pelo próprio fluido de perfuração, é conectado acima da broca. O giro só se 
dá na parte inferior do motor ligado à broca e a coluna não gira, reduzindo o des-
gaste e eliminando a perda de torque.
Figura 27 – Top drive
w
w
w
.ia
da
c.
or
g
2 PERFURAÇÃO 39
2.2.4 sIsTEMa dE CIRCuLaçãO
São os equipamentos que permitem a circulação e o tratamento do fluido de 
perfuração, como ilustra a Figura 30.
Numa circulação normal, o fluido de perfuração é bombeado para o interior da 
coluna de perfuração até a broca, retornando pelo espaço anular até a peneira, tra-
zendo os resíduos de rochas trituradas pela broca. 
O fluido de perfuração que retorna à superfície é confinado em tanques, e após 
o tratamento adequado será utilizado novamente.
Figura 29 – Motor de fundo com sistema elastômeros
Figura 30 – Sistema de circulação de fluidos
In
-F
ól
io
/C
ris
 M
ar
ce
la
Figura 28 – Motor de fundo tipo turbina
Rotação
Fluxo
Tubo bengala
Linha 
de sucção Linha 
de descarga
Bomba 
de lama
Mangueira 
de lama
Linha de 
recalque
Cabeça de 
injeção (Swivel)
Kelly
Tubo de 
perfuração
Espaço anular
Parede 
do poço
Jato de 
fluido da brocaTanque de lama
Fu
nd
am
en
to
s 
da
 e
ng
en
ha
ria
 d
e 
P 
G
 –
 T
ho
m
as
Fu
nd
am
en
to
s 
da
 e
ng
en
ha
ria
 d
e 
P 
G
 –
 T
ho
m
as
Acompanhe a 
Figura 30 ao lado e 
veja os principais 
equipamentos que 
compõem o sistema 
de circulação:
Bomba de lama
Tanque de lama
Linha de descarga
�Tubo de perfuração
Tubo bengala
�Mangueira de lama 
(Pescoço de ganso)
�Cabeça de injeção 
(Swivel) 
40 Exploração onshore E offshore
2.3 fasE dE InjEçãO
O fluido de perfuração é bombeado dos tanques através das bombas de lama, 
e injetado na coluna de perfuração até a broca.
2.3.1 BOMBas E COMPREssOREs
Durante a perfuração, as vazões e pressões de bombeio variam conforme a pro-
fundidade e a geometria do poço. As bombas (Figura 31) são utilizadas em para-
lelo na fase inicial da perfuração, quando são necessárias grandes vazões. Quan-
do são exigidas altas pressões e baixas vazões, usa-se apenas uma bomba de for-
ma a atender às condições do poço.
Em casos em que são necessárias vazões ou pressões fora do padrão das bom-
bas, não há necessidade de troca das mesmas e “simplesmente” substituem-se os 
componentes interno, como camisas e pistões com dimensões satisfatórias.
Os compressores são utilizados para perfuração a ar.
A perfuração a ar engloba algumas técnicas caracterizadas tais como:
Perfuração com gás ou ar puro
Perfuraçãocom fluidos aerados
Perfuração com névoa
Perfuração com espuma
Figura 31 – Bombas de lama
Fu
nd
am
en
to
s 
da
 e
ng
en
ha
ria
 d
e 
P 
G
 –
 T
ho
m
as
2 PERFURAÇÃO 41
Os equipamentos principais utilizados nestes processos são:
�Compressores primários
São montados em paralelo para uma pressão de 150 psi.
Compressor secundário
Recebe o ar comprimido dos compressores primários e o multiplica para 
aproximadamente 1500 psi.
Unidade de espuma
É constituída por um reservatório de água e uma bomba com finalidade 
de se injetar água, aditivos líquidos e sólidos pulverizados na linha 
principal de ar.
Unidade registradora 
Registra a pressão de trabalho ao longo de 24 horas.
Válvulas, manifold e linha principal de ar
Instalados para permitir o controle do fluxo do fluido circulante. 
Cabeça rotativa
Este equipamento mantém um selo na coluna de perfuração, impedindo a 
passagem de cascalhos e poeiras para a área de trabalho da plataforma, 
desviando para o descarte.
Tanque de lama
Os tanques de lama são utilizados para o armazenamento da lama e interliga-
dos entre si, facilitando a fase de tratamento e conectando aos tubos de sucção 
das bombas.
Fase de retorno
Esta fase inicia-se na saída do fluido de perfuração nos jatos da broca e percor-
rendo o espaço anular até a peneira vibratória na superfície.
Estes tipos de fluidos de perfuração são 
considerados especiais e serão abordados 
mais a frente em outro capítulo.
42 Exploração onshore E offshore
Figura 32 – Peneira
Cl
eb
er
 M
ag
no
2.4 fasE dE TRaTaMEnTO
A fase de tratamento do fluido de perfuração tem a finalidade de eliminar os 
cascalhos e gases que se agrupam durante a perfuração e, quando necessário, adi-
cionam-se produtos químicos.
2.4.1 PEnEIRa – PEnEIRaMEnTO
 A peneira vibratória tem a função de separar os cascalhos e grãos mais gros-
seiros carreados pelo fluido de perfuração (Figura 32) no momento em que são 
despejados pelo sistema de circulação. 
In
-F
ól
io
/P
au
la
 M
ou
ra
Os sólidos que conseguem 
passar pelos espaços da 
tela da peneira vibratória 
caem dentro do primeiro 
tanque de lama da fase de 
tratamento e se alojam no 
fundo, permitindo a lama 
passar para o segundo 
tanque pela parte superior.
2 PERFURAÇÃO 43
Desgaseificação
A lama é bombeada em direção a uma placa formando um leque, com intuito 
de desprender os gases contidos, e a direciona para o desareador.
Desareador
É um equipamento composto por três hidrociclones (equipamento que acele-
ra o processo de decantação de partículas) destinado a retirar algumas partículas 
que passaram pela primeira fase de tratamento e a direciona para o dessiltador.
Dessiltador
É um equipamento composto por dez hidrociclones destinados a descartar 
as partículas que tenham passado pelo desareador e a lama é direcionada para 
a centrífuga.
Centrífuga
É um equipamento composto por um tambor rotacional gerando uma força cen-
trífuga na lama, forçando as partículas sólidas a se agruparem nas paredes. As pare-
des são raspadas e descartadas por um lado do tambor e a lama é direcionada pa-
ra o tanque de homogeneização.
Misturadores
É um equipamento composto por um motor elétrico e um eixo vertical com um 
conjunto de palhetas fixadas em sua extremidade inferior, submersas na lama com 
o intuito de mantê-las homogêneas.
Funil de mistura
É um equipamento ligado ao tanque de sucção, com intuito de auxiliar a adi-
ção de aditivos em pó a lama.
2.5 MOvIMEnTaçãO dE CaRGas
A movimentação de cargas é possível devido a um sistema de guincho proje-
tado especialmente para uma torre de perfuração. Este sistema permite movimen-
tar a coluna de perfuração, a coluna de revestimento e outros equipamentos ne-
cessários nas operações com a torre. A Figura 33 ilustra o sistema de movimenta-
ção de carga e seus equipamentos. 
44 Exploração onshore E offshore
Figura 33 – Esquema do sistema de movimentação de cargas e seus equipamentos
Polias
Bloco de 
coramento
Catarina
Gancho
Bucha do Kelly
Bucha da 
mesa rotativa
Guincho
Pescoço 
de ganso
Cabo de perfuração que irá 
passar pelo bloco de 
coroamento
Swivel
Kelly
Molinetes
Mesa 
rotativa
Se
na
i-R
J
2 PERFURAÇÃO 45
GUINCHO
O guincho, como mostrado na Figura 34, é o equipamento responsável pela 
movimentação de cargas e permite movimentar a coluna de perfuração, a coluna 
de revestimento e outros equipamentos posicionados verticalmente próximos à 
torre, este movimento é possível devido à energia mecânica de um motor diesel 
ou de um motor elétrico acoplado a ele.
O guincho é constituído por:
Tambor principal
Tambor auxiliar ou de limpeza
Freios
Molinetes
Embreagens
Figura 34 – Guincho
Fu
nd
am
en
to
s 
da
 e
ng
en
ha
ria
 d
e 
P 
G
 –
 T
ho
m
as
O tambor principal tem a função de tracionar, enrolar e desenrolar o cabo de 
perfuração movimentando as cargas dentro e fora do poço.
 O freio é um mecanismo imprescindível na segurança da movimentação de 
carga de uma sonda de perfuração. Este equipamento permite o movimento de 
descida de carga no interior do poço e controle de peso sobre a broca. Normal-
mente são utilizados dois tipos de freios numa sonda.
O freio principal é um equipamento mecânico. Quando acionado, reduz ou pa-
ra o movimento por meio de fricção. Esse freio tem a função de manter a carga iça-
da no interior ou fora do poço.
O freio secundário, que é hidráulico ou eletromagnético, tem a função de ape-
nas diminuir a velocidade de descida da carga, de modo a facilitar a atuação do 
freio principal.
46 Exploração onshore E offshore
 O tambor auxiliar é fixado no eixo secundário do guincho, na parte superior do 
tambor principal, e possui a função de movimentar os equipamentos considera-
dos leves no interior do poço, tais como:
Registradores de inclinação e direção do poço
Amostradores de fundo
Equipamentos de completação 
Equipamentos de teste do poço
 O molinete é um mecanismo do tipo embreagem que permite tracionar os 
cabos. Normalmente são utilizados dois tipos de molinetes numa sonda: o mo-
linete das chaves flutuantes, para apertar ou desapertar a coluna de perfuração, 
e o giratório (ou cathead), que admite o içamento de pequenas cargas quando 
for enrolada uma corda chamada de catline.
BLOCO DE COROAMENTO
É um conjunto de polias montadas em um eixo suportado por dois mancais na 
parte superior da torre por onde passa o cabo de perfuração (Figura 35). O bloco 
suporta todas as cargas da coluna e os equipamentos que são sustentados por um 
cabo de aço denominado de linha de perfuração.
Figura 35 – Bloco de coroamento
Se
na
i-R
J
2 PERFURAÇÃO 47
CATARINA
A catarina é um equipamento formado por um conjunto de polias montadas em 
um eixo no interior da própria estrutura. A catarina fica suspensa pelo cabo de aço que 
também passa pelas polias do bloco de coroamento. Na extremidade inferior da cata-
rina é montado um gancho de corpo cilíndrico com um sistema para amortecer os 
fortes impulsos causados na movimentação de carga, como mostra a Figura 36.
Pe
tr
ob
ra
s 
– 
Ba
nc
o 
de
 Im
ag
en
s
Pe
tr
ob
ra
s 
– 
Ba
nc
o 
de
 Im
ag
en
s
ELEVADOR
O elevador é um equipamento constituído basicamente por duas peças com 
formato de meia-lua, fixadas entre si por meio de uma dobradiça especial e um 
trinco permitindo seu fechamento, como mostra a Figura 37. É utilizado para mo-
vimentar os tubos de perfuração, e para os tubos da coluna de revestimento é uti-
lizado um elevador maior.
Figura 36 – Catarina, amortecedor e gancho
Figura 37 – Elevador para tubos de perfuração
Catarina
Amortecedor
Guincho
Elevador
48 Exploração onshore E offshore
CABO OU LINHA DE PERFURAÇÃO
É um cabo de aço trançado em torno do próprio núcleo (ou alma), cada trança 
é constituída por diversos fios de aço menores.
O cabo é fixado no tambor do guincho, e a outra extremidade é fixada numa 
âncora posicionada próximo ao mastro, onde é montado um sensor para medir a 
tensão no cabo em relação ao peso total sustentadopelo guincho. 
2.6 sIsTEMa dE sEGuRança dO POçO
O sistema de segurança é composto por Equipamentos de Segurança de Cabe-
ça de Poço (ESCP) e de equipamentos auxiliares que permitam que o poço seja fe-
chado e controlado em casos de kick ou blowout.
O equipamento de segurança mais importante utilizado nas operações de per-
furação é o preventor de blowout conhecido como BOP (Blowout Preventer) com-
posto por um corpo metálico e um conjunto de válvulas como você pode obser-
var nas Figuras 38 e 39, que permite fechar o poço.
Figura 38 – Esquema do BOP
Fu
nd
am
en
to
s 
da
 e
ng
en
ha
ria
 d
e 
P 
G
 –
 T
ho
m
as
Bell niple
BOP anular
BOP 
gaveta duplo
BOP 
gaveta duplo
Linha de 
kill e choke
2 PERFURAÇÃO 49
GAVETA ANULAR
O preventor de gavetas pode ser vazado ou cisalhante, e ambos têm a função 
de fechar o espaço anular do poço pela ação de dois pistões que ao serem aciona-
dos hidraulicamente deslocam duas gavetas, uma contra a outra, transversalmen-
te ao eixo do poço cortando o tubo de perfuração.
Os preventores são acionados sempre que houver ocorrência de um fluxo in-
desejável, de um fluido comprimido numa formação causando turbulência e alta 
pressão dentro do poço. Se esta pressão não for controlada, poderá se transformar 
num blowout, ou seja, poço fluindo totalmente sem controle, e gera sérias conse-
quências, tais como perda parcial ou total do reservatório, danifica os equipamen-
tos da sonda, o meio ambiente, provoca acidentes pessoais e outros.
O preventor anular tem a função de fechar o espaço anular do poço, é compos-
to por uma estrutura metálica e um pistão que, ao ser acionado, comprime um ele-
mento de borracha que se ajusta contra a coluna de perfuração de qualquer diâ-
metro, fechando o espaço anular, evitando que o fluido no interior do poço alcan-
ce a superfície.
Figura 39 – Mecanismo do BOP
Cl
eb
er
 M
ag
no
50 Exploração onshore E offshore
2.7 CaBEça dE POçO
A cabeça de poço é constituída de diversos equipamentos que permitem a an-
coragem e vedação das colunas de revestimento na superfície. São eles: 
Cabeça de revestimento
Carretel de perfuração
Adaptadores
Carretel espaçador e seus acessórios
CABEÇA DE REVESTIMENTO
É o primeiro equipamento a ser acomodado no topo do revestimento de su-
perfície, com intuito de sustentar os revestimentos intermediários e de produção 
através de seus suspensores, de propiciar vedação do anular do revestimento in-
termediário ou de produção com a própria cabeça, permitindo o acesso a este anu-
lar, e de servir de base para a instalação dos demais elementos da cabeça de poço 
e preventores (Figura 40).
O suspensor de revestimento é o elemento que permite a ancoragem do reves-
timento e a vedação do anular deste revestimento com o corpo da cabeça na qual 
foi ancorado. A vedação é feita no momento em que o peso do revestimento for 
sobreposto, provocando a dilatação de um elemento de borracha.
Figura 40 – Arranjo de cabeça de revestimento
Fu
nd
am
en
to
s 
da
 e
ng
en
ha
ria
 d
e 
P 
G
 –
 T
ho
m
as
Suspensor de 
revestimento
Cabeça de 
produção
Carretel de 
revestimento
Cabeça de 
revestimento
1 Revestimento de produção 
9 5/8” a 13 3/8”
2 Revestimento intermediário 
13 3/8”
3 Revestimento de superfície 20”
4 Revestimento condutor 30”
Suspensor de 
revestimento
Saída
1 2
3
4
2 PERFURAÇÃO 51
CARRETEL DE REVESTIMENTO
É um equipamento semelhante à cabeça de revestimento, só que apresenta 
mais um flange na parte inferior. Possui duas saídas laterais para acesso ao espa-
ço anular e um alojamento para assentamento do suspensor do revestimento a 
ser descido posteriormente. Contém elementos de borracha na parte inferior in-
terna para vedação secundária no topo do revestimento descido anteriormente.
CABEÇA DE PRODUÇÃO
É um carretel que possui uma sede em sua parte inferior interna para receber 
os elementos de vedação secundária que atuam no topo do revestimento de pro-
dução, de modo a impedir a passagem de altas pressões. Na parte interna supe-
rior possui sede para receber o que sustenta a coluna de produção denominada 
tubing hanger. Apresenta duas saídas laterais para acesso ao espaço anular.
CARRETEL DE PERFURAÇÃO
É um equipamento que possui flanges de ligações no topo e na base e com du-
as saídas laterais com flanges que recebem as duas linhas de controle do poço, a 
kill line (linha de matar) e a choke line (linha do estrangulador).
Sistema de monitoração
São os equipamentos necessários ao controle da perfuração:
Manômetros
Indicador de peso sobre a broca
Indicador de torque
Tacômetro e outros
Eles podem ser classificados como indicadores, que apenas apresentam o va-
lor dos parâmetros, que traçam curvas dos valores medidos.
Os principais indicadores são: o indicador de peso sobre a broca, o manômetro 
que indica a pressão de bombeio, o tacômetro para monitorar a velocidade na co-
luna de perfuração, e o torquímetro instalado nas chaves flutuantes para medir o 
torque aplicado nas conexões da coluna de perfuração e de revestimento.
O registrador de maior importância é o que mostra a taxa de penetração da 
broca, que é uma informação para se avaliarem as mudanças das formações ro-
chosas perfuradas e o tempo de vida útil da broca.
52 Exploração onshore E offshore
2.8 BROCas
A broca é o equipamento principal nas operações de perfuração, tendo a fun-
ção de promover o trituramento das rochas. O estudo das brocas, considerando 
seus desempenhos econômicos, é um dos fatores extremamente importantes nas 
perfurações de poços de petróleo.
As brocas de perfuração podem ser classificas em dois grupos:
Brocas sem partes móveis (Figura 41)
Brocas com partes móveis (Figura 42)
Figura 41 – Broca sem partes móveis Figura 42 – Broca com partes móveis
Figura 43 – Broca sem partes móveis (rabo de peixe)
Cl
eb
er
 M
ag
no
Fu
nd
am
en
to
s 
da
 e
ng
en
ha
ria
 d
e 
P 
G
 –
 T
ho
m
as
Se
na
i-R
J
2.8.1 BROCas sEM PaRTEs MÓvEIs
A broca draga também conhecida como rabo de peixe (Fish tail) é um tipo de bro-
ca sem parte móvel, que possui lâmina cortante integral de aço. Estas brocas possuem 
um tempo de vida útil muito baixo com relação às brocas modernas (Figura 43).
2 PERFURAÇÃO 53
Hoje em dia são utilizadas as brocas de diamantes naturais e diamantes artifi-
ciais muito conhecidas como brocas PCD (Polycrystalline Diamond Compact) e as 
compactas conhecidas como TSP (Thermally Stable Polycrystalline).
As brocas de diamantes naturais eram consideradas exclusivas no processo de 
perfuração das rochas duras, devido às propriedades dos diamantes que lhe pro-
piciam uma altíssima dureza e a capacidade de dissipar o calor produzido no atri-
to com a formação. Com os novos projetos nos processos de fabricação e no cri-
tério na seleção dos diamantes, estas brocas estão sendo usadas com muita frequ-
ência nas perfurações de diversos tipos de rocha.
Estas brocas com diamantes naturais são constituídas de certa quantidade de 
diamantes industrializados, fixados em um suporte metálico na extremidade da 
broca. A quantidade e a dimensão dos diamantes contidas nas brocas são de acor-
do com sua aplicabilidade.
Existem vários tipos de brocas de diamantes industrializados, elas são fabrica-
das para cada tipo de formação e para todos os diâmetros de poços. As brocas de 
perfuração são classificadas quanto à sua dureza e fabricadas para perfurar forma-
ções macias, médias, duras e para toda a variedade de formações.
Os principais tipos de brocas sem partes móveis utilizados hoje em dia são: 
Brocas de diamante natural 
As brocas de diamante natural (Figura 
44) e outros tipos de diamante possuem um 
corpo fixo cujo material é composto de uma 
matriz de carboneto de tungstênio. O tipo 
de fluxo pode ser radial ou cruzado e o ti-
po de cortador é o diamante natural incrus-
tado no corpo da broca, com diferentes 
densidades e desenhos.
 O uso deste tipo de broca é limitado, uti-
lizado em casos especiais para perfurar rochas