TCC Luiz - Jyll 17-06-2019 FINAL

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UNIVERSIDADE ESTÁCIO DE SÁ 
JYLL ROBERTHO DOS SANTOS MOURA NEUBAR 
LUIZ CLAUDIO DE SOUSA 
 
 
 
SISTEMA DE SEGURANÇA BLOWOUT PREVENTER (BOP) NA SONDA DE 
PERFURAÇÃO: ESTUDO DE CASO 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
RIO DE JANEIRO 
2019 
 
0 
 
 
JYLL ROBERTHO DOS SANTOS MOURA NEUBAR 
 LUIZ CLAUDIO DE SOUSA 
 
 
 
 
SISTEMA DE SEGURANÇA BLOWOUT PREVENTER (BOP) NA SONDA DE 
PERFURAÇÃO: ESTUDO DE CASO 
 
 
 
 
 
Trabalho de conclusão de curso, apresentado à 
Universidade Estácio de Sá, como requisito 
parcial, para obtenção do grau de bacharel em 
Engenharia Mecânica, sob orientação do 
Professor Mestre Roberto António Roco 
Antunez. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
RIO DE JANEIRO 
2019 
1 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
N477s Neubar, Jyll Robertho dos Santos Moura 
 
 
 Sistema de segurança Blowout Prevent (BOP) na sonda de perfuração: 
estudo de caso. / Jyll Robertho dos Santos Moura; Luiz Claudio de Sousa. 
---- Rio de Janeiro, 2019. 
 
 
 
 43f 
 
 Trabalho monográfico (Graduação Engenharia mecânica.). -- 
Universidade Estácio de Sá, 2019. 
 
 Bibliografia:42-43 
 
 1.Engenharia mecânica. 2.Blowout Prevent. 3.Perfuração. 4.Petróleo. 
 I.Sousa, Luiz Claudio de. II.Título. 
 CDD 620.1 
 
 
 
2 
 
 
MOURA, Jyll Robertho dos Santos; SOUSA, Luiz Claudio. SISTEMA DE SEGURANÇA 
BLOWOUT PREVENTER (BOP) NA SONDA DE PERFURAÇÃO: ESTUDO DE CASO, 
Orientador: Professor Mestre Roberto António Roco Antunez. Rio de Janeiro: UNESA/ 
Universidade Estácio de Sá, 2019. Monografia para Graduação em Engenharia Mecânica. 
 
BANCA EXAMINADORA 
 
 
______________________________________________________ 
Prof.Orientador: Mestre Roberto António Roco Antunez – UNESA 
 
 
_______________________________________________________ 
Prof. Mestre Ivan da Cunha Santos.– UNESA 
 
 
_______________________________________________________ 
Prof. Convidado: Mestre Rosivaldo Barbosa de Souza 
 
 
 
Aprovada em: ____/_____/ 2019. 
 
 
 
 
 
 
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“Minha fórmula para o êxito: Levantar-me cedo, 
trabalhar até tarde, encontrar petróleo.” 
J. Paul Getty 1892 - 1976 
4 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
Para nossas famílias: nosso passado, presente e futuro. 
5 
 
 
AGRADECIMENTOS 
 
JYLL 
Primeiramente a Deus, por me guardar e sustentar durante todo o nosso curso. 
A minha mãe, Márcia Cristina dos Santos Moura, pelo apoio e suporte em todos os 
momentos. Sem você, eu não teria conseguido. O mérito é seu também. 
 
 
LUIZ 
 
Agradeço primeiramente а Deus, pois, sеm Ele, eu nãо teria forças pаrа essa longa 
jornada. 
Agradeco minha esposa, Marcele Sousa, e minha filha, Ana Júlia Sousa, e aos demais 
familiares pelo carinho, apoio. Vocês não mediram esforços para que eu chegasse até esta etapa 
da minha vida. 
 
 
 
 
Agradecemos também аos nossos professores quе durante muito tempo nos ensinaram 
е nos mostraram о quanto estudar é necessário para o sucesso de um profissional. 
Ao nosso orientador, Mestre Roberto Antonio, pelo conhecimento compartilhado e pelo 
suporte em todas as etapas da execução e conclusão deste estudo. 
Agradecemos, principalmente, a Flávio Ramos Guerra, inspetor de NDT, pela 
colaboração em obter informações cruciais para este trabalho e por disponibilizar imagens de 
seu acervo pessoal. 
Nosso muito obrigado! 
 
 
 
 
 
6 
 
 
RESUMO 
 
Delimita-se este estudo à avaliação do sistema BOP – Blowout Preventer, que tem como 
funções principais, permitir de forma segura a realização de diversas operações de segurança 
em sondas de perfuração, entre elas: o fechamento do poço em qualquer operação, 
monitoramento de pressão e do volume, corte de colunas de trabalho mantendo o poço isolado, 
etc. Tem-se por objetivo geral: Investigar o sistema de segurança BOP- Blowout Prevent. 
Complementado pelos objetivos específicos de: Descrever o funcionamento da Sondas de 
Perfuração; Verificar especificações do Sistema de segurança BOP- Blowout Prevent.; e 
Demonstrar o protocolo de manutenção preventiva do BOP - Blowout Prevent. A metodologia 
utilizada foi a pesquisa bibliográfica, composta de material publicado entre 2002 e 2019, 
seguida de estudo de caso. Concluiu-se que as empresas seguem as diretrizes determinadas pela 
ANP, chamando a atenção para as fotografias de cada componente inspecionado. Verificou-se, 
por fim, que o processo de manutenção de um BOP é extremamente meticuloso e trabalhoso, 
podendo e devendo ser reiniciado quantas vezes for necessário, para garantir a segurança de 
todos os envolvidos. Notou-se a necessidade de maiores investimentos em tecnologia de ponta 
para inclusão dos equipamentos na era digital. 
 
Palavras-chave: Sonda de Perfuração; Gás; Petróleo; BOP; Blowout Prevent 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
7 
 
 
ABSTRACT 
 
This study is limited to the evaluation of the BOP-Blowout Preventer system, whose main 
functions are to safely perform various safety operations on drilling rigs, including: closing the 
well in any operation, monitoring pressure and volume, cutting working columns keeping the 
well isolated, etc. The general objective is: To investigate the BOP-Blowout Prevent safety 
system. Complemented by the specific objectives of: Describe the operation of the drilling rig; 
Check specifications of Prevent BOP-Blowout Safety System; and Demonstrate the Preventive 
Maintenance Protocol for BOP - Prevent Blowout. The methodology used was the bibliographic 
research, composed of material published between 2002 and 2019, followed by a case study. It 
was concluded that the companies follow the directives determined by the ANP, drawing 
attention to the photographs of each component inspected. Finally, it was verified that the 
process of maintaining a BOP is extremely meticulous and laborious and can be restarted as 
many times as necessary to ensure the safety of all involved. The need for greater investments 
in state-of-the-art technology for the inclusion of equipment in the digital era was noted. 
 
Keywords: Drilling rig; Gas; Petroleum; BOP; Prevent Blowout 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
8 
 
 
LISTA DE ABREVIATURAS, SIGLAS E SÍMBOLOS 
 
AIE Agência Internacional de Energia 
ANP Agência Nacional de Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis. 
BOP Blowout Preventer 
ESCP Equipamentos de segurança da cabeça de poço 
IBP Instituto Brasileiro de Petróleo 
MAH major accident hazards 
NDT Non-Destructive Testing 
PETROBRAS Petróleo Brasileiro S.A 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
9 
 
 
LISTA DE FIGURAS 
 
Figura 1: Guincho......................................................................................................... 16 
Figura 2: Bloco de coroamento..................................................................................... 17 
Figura 3: Catarinae gancho.......................................................................................... 17 
Figura 4: Motores a diesel............................................................................................ 18 
Figura 5: Motores a diesel............................................................................................ 18 
Figura 6: Mesa rotativa................................................................................................. 19 
Figura 7: Kelly quadrado.............................................................................................. 19 
Figura 8: Top Drive...................................................................................................... 20 
Figura 9: Motor de fundo............................................................................................. 20 
Figura 10: Swivel......................................................................................................... 21 
Figura 11: Tanques de Lama........................................................................................ 22 
Figura 12: Bombas de Lama........................................................................................ 22 
Figura 13: Painel do sondador..................................................................................... 24 
Figura 14:Equipamento BOP....................................................................................... 29 
Figura 15: BOP anular.................................................................................................. 30 
Figura 16: Gaveta de Tubos, Cega, Cisalhante e Cega-Cisalhante.............................. 31 
Figura 17: Tipos de plataformas................................................................................... 33 
Figura 18: Componente do BOP em inspeção pela equipe de engenharia................... 36 
Figura 19: Componente do BOP em inspeção pela equipe de engenharia................... 36 
Figura 20: Componente do BOP em inspeção pela equipe de engenharia................... 36 
Figura 21: Inspeção de Sonda NDT PT- SEal Carrier................................................. 37 
Figura 22: Inspeção de Sonda NDT MT Ram Block.................................................... 38 
Figura 23: Cabeçalho do relatório de inspeção............................................................. 39 
 
 
 
 
10 
 
 
SUMÁRIO 
1. INTRODUÇÃO............................................................................................................ 11 
1.1 Delimitação do tema.................................................................................................. 12 
1.2 Problematização........................................................................................................ 12 
1.3 Objetivos.................................................................................................................... 13 
1.3.1 Geral........................................................................................................................ 13 
1.3.2 Específico............................................................................................................... 13 
1.4 Justificativa.............................................................................................................. 13 
2 METODOLOGIA.......................................................................................................... 14 
3 REVISÃO DE LITERATURA..................................................................................... 15 
3.1 As Sondas de Perfuração............................................................................................ 15 
3.1.1 Sistema de Sustentação.............................................................................................. 15 
3.1.2 Sistema de Movimentação......................................................................................... 16 
3.1.3 Sistema de Geração e Transmissão de Energia......................................................... 18 
3.1.4 Sistema de Rotação................................................................................................... 19 
3.1.5 Sistema de Circulação............................................................................................... 21 
3.1.6 Sistema de Monitoração do Poço.............................................................................. 23 
3.1.7 Sistema de segurança do Poço.................................................................................. 24 
3.2 Kicks e Blowouts: Uma Possibilidade...................................................................... 25 
3.3 Blowout Prevent (BOP).............................................................................................. 29 
3.3.1 Dimensionamento do BOP.................................................................................... 32 
4 ESTUDO DE CASO...................................................................................................... 33 
5 CONCLUSÃO................................................................................................................ 40 
REFERENCIAS .............................................................................................................. 41 
 
 
 
 
 
11 
 
 
1 INTRODUÇÃO 
A demanda mundial de petróleo é de aproximadamente 80 milhões de barris diários. 
Segundo a Agência Internacional de Energia - AIE, em 2018, no Brasil foram utilizados 3,14 
milhões de barris por dia. 
Para suprir essa demanda, as atividades de perfuração no Brasil aumentaram 
rapidamente na década passada, mas decresceram a partir de 2012, apesar dos preços do 
petróleo estarem no patamar mais elevado dos últimos anos. A contagem de setembro de 2018 
registrou, pela segunda vez, o número mais baixo da série histórica de sondas em operação no 
país (IBP, 2019). 
O Brasil possui 29 bacias sedimentares com interesse para pesquisa de hidrocarbonetos, 
cuja área é de 7,175 milhões de km² . Mas apenas um pequeno percentual dessas áreas está sob 
contratação para as atividades de exploração e produção (ANP, 2019). 
Segundo a Petrobrás (2019), as descobertas no pré-sal estão entre as mais importantes 
em todo o mundo na última década, trazendo grandes acumulações de óleo leve, de excelente 
qualidade e com alto valor comercial. Uma realidade que coloca o Brasil em uma posição 
estratégica frente à grande demanda de energia mundial, demonstrando a necessidade de know-
how pelas equipes envolvidas no processo. 
Para descobrir essas reservas e operar com eficiência em águas ultraprofundas, houve o 
desenvolvimento de tecnologias específicas e parceria com fornecedores, universidades e 
centros de pesquisa para a utilização de sondas de perfuração, plataformas de produção, navios 
e submarinos com recursos que movimentam toda a cadeia da indústria de energia. 
As sondas terrestres de perfuração ou produção são equipamentos usados para perfurar 
ou estabelecer a produção em poços. Elas realizam funções viabilizando o acesso a reservatórios 
de petróleo ou gás natural (ARAUJO, RODRIGUES, 2016). 
Essas atividades estão associadas a numerosos riscos, com potencial de causar 
ferimentos ou danos à saúde humana, ao patrimônio ou ao meio ambiente. Para evitar que esses 
eventos ocorram é essencial identificar, avaliar e controlar os riscos (AMIR-HEIDARI et al., 
2015). 
A falha de algum equipamento crítico, em uma sonda, pode ocasionar grandes prejuízos 
para a integridade física da força de trabalho, ou para o meio ambiente (ARAUJO, 
RODRIGUES, 2016). 
 
12 
 
 
Portanto, destaca-se a necessidade de seguir as normas do Programa de Prevenção de 
Riscos Ambientais de acordo com as exigências do Ministério do Trabalho e Emprego, 
ressaltando a importância do uso de equipamentos de uso coletivo e individual, além de utilizar 
adequadamente o sistema de segurança de cada equipamento instalado, buscando, assim, umaextração mais segura para todos. 
 
1.1 Delimitação do tema 
 Delimita-se este estudo à avaliação do sistema BOP – Blowout Preventer, que tem como 
funções principais, permitir de forma segura a realização de diversas operações de segurança em 
sondas de perfuração, entre elas: o fechamento do poço em qualquer operação, monitoramento de 
pressão e do volume, corte de colunas de trabalho mantendo o poço isolado, etc. 
 O conjunto é composto de válvulas que possibilitam o fechamento tanto do espaço anular 
entre o revestimento e a coluna de trabalho no poço, geralmente de perfuração, quanto do poço 
aberto, isto é, sem qualquer coluna. Em sondas terrestres o blowout preventer é instalado logo abaixo 
da subestrutura, entre a mesa rotativa e a base de concreto sobre a qual a sonda fica assentada. Em 
sondas autoelevatórias ou plataformas fixas, o BOP fica pouco acima da superfície do mar. Em 
sondas flutuantes, ele é instalado no fundo do mar. 
 
1.2 Problematização 
Diversos acidentes ocorrem na exploração e produção de petróleo em todo o mundo e 
são acompanhados de perto por autoridades, seguradoras, sindicatos e organizações ambientais, 
e também por investidores e representantes da sociedade organizada. 
Os impactos socioeconômicos e ambientais desses acidentes geram inúmeras perdas, 
sejam de vidas humanas, recursos financeiros, patrimônio, meio ambiente e ainda de imagem 
das empresas envolvidas. 
Daí a grande preocupação em torno da segurança, principalmente em atividades que 
podem incorrer em maior risco, como as relacionadas a fases do ciclo de vida da extração, desde 
o projeto, perfuração e completação à intervenção (para manutenção e reparo) e abandono 
(descomissionamento). 
A segurança inclui também a etapa de produção, quando é maior o risco de acidentes 
graves (MAH, sigla do inglês major accident hazards), que afetam um grande número de 
pessoas, colocando em risco a unidade e podendo resultar em desastre ambiental, 
principalmente quando ocorrem em unidades de produção que também armazenam óleo. 
13 
 
 
A utilização do Sistema de Segurança BOP aparece como alternativa para assegurar que 
as sondas minimizem riscos enquanto utilizadas. Portanto, é necessário alinhar as sondas 
utilizadas em solo brasileiro aos padrões globais de operação e aos regulamentos locais, 
implicando na avaliação, supervisão e/ou fiscalização permanente dessas atividades, 
demandando conhecimento aprofundado a respeito da temática. 
 
1.3 Objetivos 
1.3.1 Geral 
 Investigar o sistema de segurança BOP- Blowout Prevent. 
 
1.3.2 Específico 
• Descrever o funcionamento da Sondas de Perfuração; 
• Verificar especificações do Sistema de segurança BOP- Blowout Prevent.; 
• Demonstrar protocolo de manutenção preventiva do BOP - Blowout Prevent. 
 
1.4 Justificativa 
Justifica-se a escolha da temática, pois atividade extrativista apenas iniciou a discutir 
uma legislação específica que regule as práticas de inspeção, manutenção e qualificação da 
força de trabalho, bem como avaliação de equipamentos a partir de 2012. Esse fato também 
contribui para que a meta de acidente zero nunca seja alcançada. 
Sem uma regulamentação adequada e específica para o setor onshore, responsabilidade 
atribuída à ANP; os padrões de qualidade operacional, que repercutem na segurança, ficam, 
muitas vezes, a cargo da operadora do campo exploratório. 
O conjunto das regras estabelecidas pela ANP são fundamentadas na identificação dos 
perigos e na avaliação dos riscos associados aos processos e às operações de cada instalação. A 
ANP recebe, de todas as operadoras de petróleo do país, as informações relacionadas ao risco 
e/ou ao dano no meio ambiente, assim como à saúde humana e aos prejuízos materiais. Essas 
informações sobre os acidentes são reunidas e processadas pela ANP, sendo divulgadas em seu 
anuário estatístico (ANP, 2007). 
Desta forma, o engenheiro mecânico que se volte a este nicho de mercado, deverá 
aprofundar seus conhecimentos, para adquirir competências e habilidades que lhe permitam 
atuar junto a empresas petrolíferas, bem como a empresas de perfuração brasileiras. Sua 
expertise lhe concederá um diferencial para possíveis contratações. 
 
14 
 
 
2 METODOLOGIA 
 A metodologia utilizada foi a pesquisa bibliográfica, que segundo Lima e Mioto (2007) 
é “realizada para fundamentar teoricamente o objeto de estudo, contribuindo com elementos 
que subsidiam a análise futura dos dados obtidos”. 
Desta forma, visando responder aos objetivos propostos, através do levantamento 
bibliográfico, com material publicado de 2002 a 2019, contextualiza-se a temática através de 
três capítulos distintos, sendo que no primeiro apresenta-se as sondas de perfuração em suas 
diversas configurações existentes no mercado. 
Segue-se o segundo capítulo que versa sobre a ocorrência de kicks e blowouts. O terceiro 
capítulo apresenta o sistema de segurança BOP e sua utilização integrada as sondas de 
perfuração, visando atualizar acadêmicos e profissionais da área sobre a temática. 
E apresenta-se por fim um estudo de caso, baseado em relatos de profissionais do meio 
e fotografias de acervo pessoal, conforme disponibilidade. 
 
. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
15 
 
 
3 REVISÃO DE LITERATURA 
3.1 As Sondas de Perfuração 
A sonda de perfuração ou plataforma de perfuração são equipamentos ultilizados para 
perfurar e intervir em poços que permitam o acesso a reservatórios de petróleo ou gás natural. 
Dependendo da localização do reservatório, as sondas podem ser terrestres (Onshore) ou 
marítimas (Offshore). Estas últimas são instaladas sobre uma base flutuante e podem ou não ter 
propulsão própria (ROCHA, AZEVEDO, 2009). 
A perfuração de um poço de petróleo é realizada através dela e pode ser descrita pela 
ação rotativa de uma broca existente na extremidade de uma coluna de perfuração. Os 
fragmentos de rocha são removidos pela ação de um fluído de perfuração ou lama injetados por 
bombeamento nesta coluna. Ao atingir determinada profundidade a coluna de perfuração é 
retirada e é colocada uma coluna de revestimento em aço de diâmetro inferior ao da broca e 
ainda é executada a cimentação entre os anulares (uniões) dos tubos de revestimento garantindo 
a segurança. Após a coluna de perfuração é novamente descida ao poço com uma nova broca 
de menor diâmetro, assim sucessivamente até o final da perfuração. (THOMAS, 2004). 
Portanto, passa-se a descrever os sete sistemas que compõem a sonda de perfuração, 
pois os mesmos são responsáveis pelas operações de uma sonda. 
3.1.1 Sistema de Sustentação 
O sistema de sustentação de cargas é constituído por um mastro ou torre, da subestrutura 
e da base ou fundação. A carga corresponde ao peso da coluna de perfuração ou revestimento 
que está no poço. Sua função é a de sustentar e distribuir o peso igualmente até a fundação ou 
base da estrutura. (THOMAS, 2004). 
 Almeida (2006) relata que a torre ou mastro é uma estrutura de aço especial, de forma 
piramidal, de modo a prover um espaçamento vertical livre acima da plataforma de trabalho 
para permitir a execução de manobras. Uma torre é constituída de um grande número de peças 
montadas uma a uma, enquanto o mastro é uma estrutura treliçada ou tubular dividida em três 
ou quatro seções. Apesar do seu custo maior inicial e menor estabilidade, o mastro tem sido 
preferido em operações de prospecção pela facilidade e economia de tempo nas montagens em 
perfurações terrestres. A subestrutura é um espaço destinado a instalação dos equipamentos de 
segurança do poço. Fica localizada abaixo da plataforma de trabalho da sonda e é construída 
com vigas de aço especial. 
 
 
16 
 
 
3.1.2 Sistema de Movimentação 
 É o conjunto de equipamentos responsáveis por prover toda movimentação vertical de 
equipamentos que irão ser descidos no poço. É composto por gancho, guincho, catarina, bloco 
de coroamento e cabo de perfuração.O guincho tem o controle do cabo de perfuração, que faz com que a catarina suba ou 
desça, para a realização de movimentos de equipamentos no interior do poço, além de controlar 
o peso sobre broca acionado pelos freios nela existentes, como também dar torque em chaves 
flutuantes para conexões ou desconexões e controlar equipamentos leves como registradores de 
inclinação (FERNANDES N., 2015). 
 É constituído por: tambor principal, tambor auxiliar ou de limpeza, freios, molinetes e 
embreagens. O tambor principal tem a função de acionar o cabo de perfuração, movimentando 
as cargas dentro do poço. O tambor auxiliar ou de limpeza, tem a função de movimentar 
equipamentos leves dentro do poço, como: equipamentos de completação, registradores de 
inclinação e direção do poço (THOMAS 2004). 
 Os freios usualmente são empregados dois tipos numa sonda: o freio principal, que tem 
a função de parar e assim manter a carga que está sendo movimentada e o freio secundário, que 
tem a função de apenas diminuir a velocidade de descida da carga, de modo a facilitar a atuação 
de freio principal (FERNANDES N., 2015). 
Figura 1: Guincho 
 
Fonte: Fernandes N., 2015 
 
 O Bloco de Coroamento, ou Crown Block é um conjunto estacionário de 4 a 7 polias 
montadas em linha num eixo suportado por dois mancais de deslizamento, localizados na parte 
superior da torre ou do mastro. Suporta todas as cargas que lhe são transmitidas 
(BUSSMEYER, HENKES, 2015). 
17 
 
 
Figura 2: Bloco de coroamento 
 
Fonte: THOMAS, 2004 
 
A catarina também é um conjunto de polias, porém são móveis, sustentadas pelo cabo 
de perfuração que passam alternadamente entre o bloco de coroamento e a catarina. Na parte 
inferior da catarina ainda existe um gancho que ameniza as vibrações da carga, não deixando 
passar para a catarina. Fica suspensa pelo cabo de perfuração que passa alternadamente pelas 
polias do bloco de coroamento com 8 a 12 linhas passadas. O elevador é um equipamento com 
a forma de anel bipartido em que as duas partes são ligadas por dobradiça resistente. É utilizado 
para movimentar elementos tubulares (BUSSMEYER, HENKES, 2015). 
 
Figura 3: Catarina e gancho 
 
Fonte: Fernandes N., 2015 
 
 
http://www.worldoils.com/
18 
 
 
3.1.3 Sistema de Geração e Transmissão de Energia 
A energia necessária para o acionamento dos equipamentos de uma sonda é 
normalmente fornecido por motores a diesel. Em sondas marítimas é comum a utilização de 
turbinas a gás por questões econômicas. Quando disponível, a rede pública de energia pode ser 
vantajosa em virtude de um tempo maior de permanência da sonda. Uma característica 
importante dos equipamentos de uma sonda, e que afeta o processo de transmissão de energia, 
é a necessidade deles operarem com velocidade e torque variáveis (MORAIS, 2014). 
As sondas mecânicas elevam a energia gerada nos motores a diesel a uma transmissão 
principal (compound) através de acoplamentos hidráulicos (conversores de torque) e 
embreagens. O compoud é constituído de diversos eixos, rodas dentadas e correntes que 
distribuem a energia a todos os sistemas da sonda. Os vários motores são ligados aos compounds 
no qual são conectados os principais equipamentos de perfuração; usam-se ainda conversores 
de torque e embreagens (MANSANO, 2004). 
Figura 4: Motores a diesel 
 
Fonte: Mansano, 2004 
No caso de sondas diesel-elétricas, os motores diesel são ligados a geradores de energia 
elétrica (o sistema mais usado é o AC-DC) onde a geração é feita em corrente alternada e a 
utilização nos equipamentos é feito em corrente contínua (retificação e controle de tensão em 
SCR’s)(MANSANO, 2004). 
Figura 5: Motores a diesel 
 
Fonte: Mansano, 2004 
 
19 
 
 
3.1.4 Sistema de Rotação 
O sistema de rotação é composto dos equipamentos que promovem a rotação da broca. 
Existem basicamente três maneiras de promover rotação: 
• Através do conjunto mesa rotativa e bucha do kelly: Em sondas convencionais utiliza-se a 
mesa rotativa e bucha do kelly. A mesa rotativa é o equipamento responsável por girar toda 
a coluna de perfuração, aplicando torque em uma coluna de formato quadrado ou 
hexagonal, conhecida como bucha do kelly e essa por sua vez transmite para a coluna de 
perfuração (THOMAS, 2004). 
Figura 6: Mesa rotativa 
 
Fonte: THOMAS, 2004. 
Figura 7: Kelly quadrado 
 
Fonte: Thomas, 2004. 
• Por meio do top drive: Em sondas equipadas com Top drive, que é um motor acoplado a 
catarina, que desliza sobre um trilho fixo e emite o torque na parte superior a coluna de 
perfuração. Uma das vantagens de se usar o top drive é que a perfuração pode ser realizada 
de três a três tubos, ao invés de somente um (mesa rotativa e kelly) e em poços de alta 
profundidade pode descer ou retirar coluna girando e circulando fluido simultaneamente, 
o que evita e/ou soluciona problemas com o poço (THOMAS, 2004). 
20 
 
 
Figura 8: Top Drive 
 
Fonte: BENTEC, 2019 
• Através de motor de fundo: Uma das aplicações deste equipamento é em poços de altas 
profundidades quando a rotação da coluna se torna critica, um motor de fundo é acoplado 
acima da broca, à potência do fluído de perfuração é o responsável pelo giro que o motor 
promove a broca. O motor de fundo também é utilizado em início de uma fase do poço 
quando não se tem peso sobre a broca suficiente e em brocas que precisam de alta rotação 
(PETROBRAS, 2002). 
Figura 9: Motor de fundo 
 
Fonte: Petrobrás, 2002 
21 
 
 
O Swivel, que é o equipamento responsável por direcionar o fluído de perfuração 
bombeado dos tanques para o interior da coluna, também liga as partes rotativas das fixas. A 
parte superior permanece estacionária enquanto que a inferior fica girando (FERNANDES N., 
2015). 
Figura 10: Swivel 
 
Fonte: http://www.oilfield.com 
 
 3.1.5 Sistema de Circulação 
O sistema de circulação é constituído por equipamentos responsáveis pela a produção 
do fluído de perfuração até o devido tratamento. O processo segue a sequência: os fluídos são 
produzidos e armazenados em tanques e, em seguida, são succionados por bombas alternativas 
para o interior da coluna até passar pelos jatos de brocas. Em seguida, o fluído retorna pelo 
anular carregando os cascalhos gerados pela perfuração, ao chegar na superfície esse fluído 
passará por extratores de sólidos e ainda podem ir a desgaseificadores para remoção do gás que 
pode ter ficado incorporado ao fluído. Quando se fala de circulação, se está citando a 
movimentação do fluído, ele sai de uns pontos e volta para o mesmo ponto. Se esse fluído não 
voltar para o mesmo ponto, houve uma substituição (PETROBRAS, 2002). 
Os equipamentos utilizados, segundo Iramina (2016) são: 
• Tanques de lama: os tanques de lama, feitos de chapas de aço, armazenam a lama na 
superfície. São interligados entre si por tubos de aço ou mangotes flexíveis e conectados 
aos equipamentos do sistema de tratamento. 
 
 
 
 
 
 
 
22 
 
 
Figura 11: Tanques de Lama 
 
Fonte: https://portuguese.alibaba.com/ 
 
• Bombas de lama; as bombas de lama são as responsáveis pelo fornecimento de energia 
ao fluído para a circulação; 
Figura 12: Bombas de Lama 
 
Fonte:http://portuguese.drillingmudsystem.com 
• Tubo bengala/mangueira de lama: é um tubo vertical fixado à torre. Ele, conjuntamente 
com a mangueira de lama, que é uma mangueira flexível, permite o bombeio da lama 
em qualquer altura dentro da faixa de movimentação do swivel;. 
• Sistema de tratamento da lama: é um tubo que conecta o espaço anular do poço com 
sistema de tratamento e aos tanques de lama. 
 
As fases de circulação utilizam uma fase de retorno; o fluído é succionado dos tanques 
pelas bombas de lama e injetado na coluna através da cabeça de injeção, até sair sob alta pressão 
pelos jatos da broca e retorna carrilhando sedimentos e cascalhos da formação, com pressão 
suficiente para o retorno pelo espaço anular entre o poço e a coluna de perfuração.O fluido de 
perfuração era definido como um material empregado para ajudar na ferramentas de corte, onde 
seu uso era anterior a indústria de petróleo (IRAMINA, 2016). 
O fluido de perfuração também chamado de lama é considerado como toda mistura 
complexos de sólidos, líquidos, produtos químicos ou até gases assumindo aspectos de 
https://portuguese.alibaba.com/product-detail/drilling-mud-tank-1398561140.html
23 
 
 
sustentação e dispersão coloidal ou emulsão, dependendo do aspecto físico dos componentes. 
(THOMAS, 2004). 
São esses fluidos que devem permitir o resfriamento da broca, a retirada dos cascalhos 
gerados na perfuração e a manutenção da estabilidade do poço. São eles que, também, devem 
se transformar numa espécie de gel para conter os cascalhos, quando da parada de uma coluna 
de perfuração, para alguma operação intermediária, e ter a capacidade de quebrar esse gel no 
instante da volta do movimento da coluna. Isso tudo sem comprometer a formação ou causar 
grandes perturbações no espaço anular do poço. Muitos desses fluídos de perfuração 
incorporam constituintes que, em maior ou menor grau têm características tóxicas, corrosivas, 
ou mesmo agressivas ao meio ambiente. Por outro lado, os fluídos de perfuração comumente 
levam em sua constituição substâncias capazes de retardar em algum grau, a ocorrência de 
fenômenos indesejáveis (formação de hidratos, p. ex.) (GUIMARAES, RICCI, 2007). 
Os equipamentos de tratamento, segundo Thomas (2004) consistem em: 
• Peneira vibratória que tem a função de separar os sólidos mais grosseiros do fluido de 
perfuração, tais como cascalhos e grãos maiores que areia; 
• Desareiador que é conjunto de dois a quatro hidro ciclones que são responsáveis por 
retirar a areia do fluido, 
• Dessiltador que é o conjunto de 8 a 12 hidrociclones de 4” a 5”, cuja função é descartar 
partículas de dimensões equivalentes ao silte, 
• O mud cleaner é também um conjunto de hidrociclones porém contém peneiras que 
permitem recuperar partículas. 
Parte deste material é descartado e parte retorna ao fluído, reduzindo os gastos com 
aditivos. A centrífuga é utilizada ainda em algumas sondas que retira partículas ainda menores 
que não tenham sido descartadas pelos hidrociclones, os desgaseificadores separam a parte 
gasosa presente no fluido da parte líquida quando necessário (THOMAS, 2004). 
 
3.1.6 Sistema de Monitoração do Poço 
É o sistema composto pelos equipamentos que permitem acompanhar e registrar 
parâmetros à perfuração, tais como peso sobre broca, rotação, vazão e pressão de bombeio, 
drags entre outros. Com o progresso da perfuração observou-se que um máximo de eficiência 
e economia seria atingido quando houvesse uma perfeita combinação entre os vários parâmetros 
da perfuração. Disto surgiu a necessidade do uso de equipamentos para o registro e controle 
24 
 
 
destes parâmetros. Eles podem ser classificados em indicadores, que apenas indicam o valor do 
parâmetro em consideração, e registradores, que traçam curvas dos valores medidos. 
Figura 13: Painel do sondador 
 
Fonte: Mansano, 2004 
3.1.7 Sistema de segurança do Poço 
O sistema de segurança é constituído dos equipamentos de segurança da cabeça de poço 
( ESCP) e de equipamentos complementares que possibilitam o fechamento e controle do poço. 
O mais importante deles é o BOP, que é o conjunto de válvulas que permite fechar o poço. 
Os preventores são acionados sempre que houver ocorrência de um kick, fluxo 
indesejável do fluido contido numa formação para dentro do poço. Se este fluxo não for 
controlado eficientemente poderá se transformar num blowout, ou seja, poço fluindo totalmente 
sem controle, e criar sérias conseqüências, tais como danos aos equipamentos da sonda, 
acidentes pessoais, perda parcial ou total do reservatório, poluição ao meio ambiente, etc. 
A cabeça de poço é constituída de diversos equipamentos que permitem a ancoragem e 
vedação das colunas de revestimento na superfície. São eles: cabeça de revestimento, carretel 
de perfuração, adaptadores, carretel espaçador e seus assessórios. Os preventores permitem o 
fechamento do espaço anular e podem ser de dois tipo: preventor anular e preventor gaveta. 
Este o foco desta pesquisa e será aprofundado em um subcapítulo, entretanto é 
necessário primeiramente conhecer as possibilidades de acidentes que podem ocorrer quando 
se utiliza esses equipamentos na perfuração de um poço. 
 
 
25 
 
 
3.2 Kicks e Blowouts: Uma Possibilidade 
As atividades de perfuração e de produção de poços de petróleo e gás com sondas estão 
associadas a numerosos riscos, com potencial de causar ferimentos ou danos à saúde humana, 
ao patrimônio ou ao meio ambiente. Para evitar que esses eventos ocorram é essencial 
identificar, avaliar e controlar os riscos (AMIR-HEIDARI et al., 2015). 
O risco é definido como a existência de uma possível exposição às situações de perigo, 
que incluem, mas não limitado a: explosão; incêndio; vazamento de gás inflamável e tóxico; 
vazamento de produtos químicos e inflamáveis (COSTA, AQUINO, 2011). 
O risco é uma combinação de evento, probabilidade e consequências: uma medida de 
consequências a humanos e ao meio ambiente e de perdas econômicas em termos da 
probabilidade do acidente e a magnitude das consequências. O risco é função da frequência de 
ocorrência e a consequência de determinado perigo ocorrer (ABILIO et al., 2010). 
Torna-se imprescindível evitar kicks e blowouts, e pontua-se que esses dois fenômenos 
estão intimamente ligados. Normalmente, ao se operar um poço, é essencial que haja a 
realização de um rigoroso controle de pressão hidrostática, para assegurar que ela sempre seja 
um pouco mais alta do que a pressão no interior da formação (reservatório) (FERNANDES N., 
2015). 
Por outro lado, a pressão no poço não pode ser muito mais elevada do que no interior 
do poço para evitar que o fluido de perfuração entre na formação, danificando o mesmo. O 
controle da pressão no poço é feito através do ajuste da densidade do fluido de perfuração que 
é injetado no mesmo. Torna-se também necessária a verificação do volume de fluido de 
perfuração que retorna para os tanques. Quando o volume que retorna é maior do que o volume 
de fluido injetado, verifica-se que a formação está expulsando fluido do poço. Este fenômeno 
é chamado de kick que, de maneira intuitiva, pode ser definido como um aviso da possibilidade 
de ocorrer um blowout (PEREIRA, MARINHO, 2013). 
Caso a situação se agrave e a pressão seja muito grande, ocorre a saída descontrolada 
de hidrocarbonetos, gás (como o CO2 e H2S) e/ou água do reservatório de petróleo. Esse fato 
acarreta em danos de alto custo de reparo na instalação, nas cadeias de produção, os quais 
podem ser piores se houver incêndio, já que o material expelido é altamente inflamável. 
O incêndio esperado é o jet fire ou também chamado de spray fire, que se caracteriza 
como uma dispersão de chamas, resultante da combustão liberada por algum ímpeto 
significante em instâncias offshore, e suas propriedades dependem da composição do 
combustível, da direção do vento e do ambiente em suas determinadas condições. 
26 
 
 
Esse cenário pode trazer consequências ainda mais graves, como o ferimento e, até 
mesmo, a morte de funcionários da empresa, a poluição ambiental e a danificação dos 
equipamentos inerentes ao processo. Portanto, torna-se necessário identificar a ocorrência de 
um Kick o mais rápido possível, possibilitando a tomada de medidas cabíveis o quanto antes. 
 Os kicks podem ocorrer quando houver, segundo Mansano (2004): 
• Aumento no volume de lama dos tanques: Tal fator é resultante da invasão de fluido, 
proveniente da formação, no interior do tanque. Quando esse aumento é lento, fica 
difícil perceber a ocorrência desse importante indício, sendo assim, qualquer variação 
no volume do tanque merece total atenção; 
• Aumento da vazão de retorno: É um indícioprimário e ocorre quando o fluxo dos fluidos 
injetados é menor do que o fluxo de retorno deles; 
• Poço em fluxo com as bombas desligadas: Desligadas as bombas, a pressão no fundo 
do poço diminui, facilitando a entrada de fluidos de formação no poço. Se isso gerar um 
fluxo na lama dos tanques, se caracteriza como indício de kick; 
• Corte da lama por gás, água ou óleo: É possível verificar na superfície o fluido de 
perfuração sendo cortado por água, óleo ou gás, o que também pode ser decorrência da 
existência de um kick. 
Há uma série de indícios que alertam a equipe de perfuração para a presença de um kick 
ou um kick iminente. Nem todos os sinais são, necessariamente, observados em qualquer 
instância, mas alguns servem de alerta. A detecção de um kick pode ocorrer durante a 
perfuração, durante uma manobra ou em uma perda de circulação, segundo Costa e Lopez 
(2011): 
Durante a Perfuração pode ser percebido: 
a) Aumento do volume de lama nos tanques: Qualquer invasão de fluido da formação 
resulta em um aumento no nível de lama nos tanques, que normalmente é um sistema 
fechado de circulação. Quando o aumento é muito lento, esse indício fica difícil de ser 
detectado. Além disso, outros fatores podem mascarar a mudança no nível. Qualquer 
adição feita a esse fluido deve ser comunicada e acompanhada para a equipe de 
perfuração possa acompanhar corretamente o nível de lama nos tanques. 
b) Aumento da taxa de penetração: Um aumento brusco na taxa de penetração é geralmente 
causado por uma mudança no tipo de formação. Se uma litologia de maior 
perfurabilidade for alcançada, pode haver perda do equilíbrio de pressão, fazendo com 
que a pressão de poros fique maior do que a pressão no fundo do poço. É considerado 
27 
 
 
um indicador secundário de influxo, pois alterações na taxa de penetração podem ser 
obtidas por variações do peso sobre a broca, da rotação e da vazão. 
c) Aumento do fluxo no retorno: Esse é um indicador primário e pode ser observado 
quando a vazão de retorno é maior que a vazão de injeção. 
d) Aumento da velocidade da bomba e diminuição da pressão de bombeio: Inicialmente, a 
entrada do fluido invasor no poço pode causar floculação da lama e, temporariamente, 
um aumento da pressão de bombeio. Como a circulação é contínua esse efeito logo deixa 
de ser significativo. O fluido menos denso da formação torna a hidrostática do anular 
mais leve que a do interior da coluna e, como formam um tubo em "U", isso causa um 
desbalanceamento, aliviando o esforço da bomba. Outros problemas na perfuração 
também podem exibir esse indício como, por exemplo, um furo na coluna ou a queda 
de jatos da broca. 
e) Corte da lama por água: É possível verificar na superfície um corte do fluido de 
perfuração quer seja por gás, óleo ou água. Como já foi dito, o corte de gás é causado 
pelo gás contido nos cascalhos gerados, havendo expansão dele na superfície. Já o corte 
de água é verificado pela alteração na salinidade da lama e aumento do teor de cloretos. 
f) Fluxo com as bombas desligadas: Desligando-se as bombas, a pressão no fundo do poço 
decresce num valor correspondente às perdas de carga do anular. Isso facilita a entrada 
de fluidos da formação para o poço. Esse deslocamento de fluidos através da lama de 
perfuração será percebido e o contínuo deslocamento da lama pelo fluido da formação 
se refletirá no tanque. O poço fluindo com as bombas desligadas é um indicador 
primário de kick. 
 
O acompanhamento criterioso dos volumes de fluidos durante as manobras, ainda 
segundo Costa e Lopez (2011), é considerado uma forma valiosa de detectar um kick. Em caso 
de: 
a) Poço aceitando menos lama que o volume de aço retirado: Na retirada da coluna o poço 
deve aceitar o volume de lama correspondente ao de aço retirado. Deve haver um 
controle rigoroso dessa operação na superfície, o que é feito através de um tanque de 
manobra e preenchimento de planilhas. Caso o poço aceite menos lama, pode ser um 
sinal de que há fluido da formação invadindo o poço. 
b) Durante um pistoneio mecânico tal fato também se verifica, porém essa observação é 
uma causa de kick e não um indício. Mesmo assim, todas as providências devem ser 
28 
 
 
tomadas a fim de evitar que o kick realmente ocorra. O poço devolvendo mais lama que 
o volume de aço descido. 
c) Durante a descida da coluna ao fundo do poço: Quando a coluna é descida no poço, o 
fluido de perfuração flui em virtude do deslocamento da lama pela tubulação. Caso 
esteja ocorrendo um kick, o poço flui continuamente e não só no momento da descida 
da seção. 
As causas para esse indício podem ser: Pistoneio durante a retirada da coluna; 
Sobrepressão (surge pressure), isto é, pode-se ter induzido uma perda durante a descida da 
coluna, com a consequente diminuição do nível de lama no poço; e Poço abastecido 
incorretamente, provavelmente na retirada dos comandos. Nessas situações é necessário o 
monitoramento do volume na descida da ferramenta, através do tanque de manobra, para que 
as medidas de controle sejam tomadas. 
Costa e Lopez (2011) relatam ainda que pode ocorrer durante uma Perda de Circulação. 
Nesse caso, a recuperação do nível de lama no poço após sua queda pode ser um indício de 
kick. Por ter entrado um fluido mais leve no poço, a pressão hidrostática atuante sobre a 
formação pode não ser mais suficiente para que esta continue a absorver fluido. Assim, os 
fluidos invadem o poço e o nível é recuperado. 
Quando um Kick é identificado a ação é acionar o BOP para fechar e remover alguns 
fluídos, aumentando a densidade da lama para prevenir mais fluidos entrando. O controle do 
kick pode ser feito regulando a circulação do fluido invasor, para retirá-lo do poço, e trocando 
a lama de perfuração por uma lama de densidade correta, a qual possa conter a pressão da 
formação e então restabelecer o controle do poço (GOMES, ALVES, 2007). 
Há vários métodos específicos que são usados para tais objetivos. Alguns especialistas 
citam o uso o próprio fluido original para expulsar o fluido invasor, outros citam o uso de lama 
nova e ainda há aqueles que mudam gradualmente a densidade da lama, até que ela se torne 
adequada, mas todos são válidos na resolução e no restabelecimento do controle do poço. 
Caso os indícios acima citados não forem relatados e devidamente controlados, a 
probabilidade de acontecer um blowout se torna extremamente alta. Dessa maneira, aplica-se 
medidas mais severas com o objetivo de paralisar essa situação indesejável. 
Após a detecção do kick, o poço deverá ser fechado imediatamente, para que o volume 
do influxo indesejável seja o menor possível e o controle do poço seja retomado. As 
informações prévias da planilha devem sempre estar atualizadas, independente da ocorrência 
de kick ou não. O motivo é simplesmente devido as operações de circulação do kick e de 
amortecimento do poço dependerem das informações das antes e durante o kick. 
29 
 
 
O tempo que levaria para ir atrás das informações prévias somente após a ocorrência do 
kick poderia ser crucial para a perda total do controle do poço, e o que era kick torna-se blowout. 
Portanto, são sugeridos cálculos de volume de fluídos, capacidade de bombas e colunas , entre 
outros (FERNANDES N., 2015). 
Relatados os problemas que podem ocorrer, e a incidência de kicks e blowouts, denota-
se a importância da existência de um sistema de segurança que detecte as ocorrências e assim 
determine agilidade na minimização de riscos ou até prevenção de sua ocorrência. Passa-se 
então a explicitar o sistema de segurança de uma sonda de perfuração. 
 
3.3 Blowout Preventer (BOP) 
O sistema de segurança de poço é constituído, principalmente, pelo Blowout Preventer 
(BOP) de gavetas, que é composto por um conjunto de válvulas gavetas, e pelo BOP anular, 
composto por um material elastomérico destinado a selar o poço. Os BOPs são montados na 
cabeça do poço coma finalidade de evitar que ocorra o blowout (THOMAS, 2004). 
O BOP é o principal equipamento de segurança do poço de petróleo, uma vez que 
permite o fechamento deste em caso de descontrole, evitando a poluição ambiental e acidentes 
na plataforma. Esse equipamento só é acionado quando o controle primário já foi perdido (um 
kick já ocorreu) e precisam-se iniciar as medidas de controle secundárias para evitar um blowout 
(PEREIRA, MARINHO, 2013). 
 Em casos de plataformas flutuantes móveis, a desconexão de emergência entre o riser e 
o poço, através do Low Marine Riser Package, permite que o BOP se afaste da plataforma sem 
haver ruptura das tubulações que a ligam ao poço (COSTA; LOPEZ, 2011). 
Figura 14:Equipamento BOP 
 
Fonte: Castilho, 2016 
30 
 
 
Lukin (2016) relata que em síntese existem três tipos principais de preventores no BOP 
destinados a fechar o poço: gavetas de corte, gavertas de tudo e anulares. Dependendo do 
elemento que se encontra dentro do BOP (por exemplo, coluna de perfuração) e da operação 
corrente, um desses preventores é acionado para fechar o poço. Além disso, alguns deles são 
redundantes propositalmente para garantir maior confiabilidade ao sistema. 
Para Castilho (2016) existem dois tipos: o Anular e o de Gavetas, sendo que BOP anular 
é um equipamento que permite fechar o poço diante da presença de uma coluna ou não, onde o 
fluido pressurizado é direcionado para a câmara de fechamento que empurra um pistão para 
cima forçando o elemento de vedação elastomérico contra a coluna. O BOP de gaveta funciona 
de forma similar a uma válvula gaveta convencional. Quando acionadas as duas gavetas são 
empurradas para o centro da válvula fechando e vedando o poço. 
O Anular pode fechar o poço em torno de qualquer diâmetro de coluna (sem que a coluna 
seja danificada) ou até mesmo no vazio. Este é o primeiro elemento a ser fechado quando um 
kick é detectado na perfuração (LUKIN, 2016). 
Iramina (2016) relata que o anular tem a função básica de fechar o espaço anular de um 
poço e consta de um pistão que ao ser deslocado dentro de um corpo cilíndrico, comprime um 
elemento de borracha que se ajusta contra a tubulação que esteja dentro de poço. O preventor 
anular atua em qualquer diâmetro de tubulação e pode até mesmo fechar um poço sem coluna, 
embora este procedimento cause dano ao elemento de borracha. 
 
 Figura 15: BOP anular 
 
Fonte: Castilho, 2016 
 
O preventor de gavetas tem a função de fechar o espaço anular do poço pela ação de 
dois pistões que ao serem acionados hidraulicamente deslocam duas gavetas, uma contra a 
outra, transversalmente ao eixo do poço (IRAMINA, 2016). 
31 
 
 
O BOP de gavetas é dividido em partes: tubo/vazada, que permite fechamento dos poço 
ao redor da coluna de diâmetro especifico, para o qual foi projetada; o cega, projetado para 
fechar e selar o poço quando não há ferramenta dentro do mesmo; e cega cesilhante, corta um 
tubo de perfuração e veda o poço (CASTILHO, 2016). 
Lukin (2016) cita os três tipos afirmando que: a gaveta de tubo somente pode fechar o 
poço em torno de uma faixa específica de diâmetro de coluna (gaveta de tubo variável) ou um 
diâmetro específico de coluna (gaveta tubo fixa); em caso de corte cega-cisalhante, pode fechar 
o poço em torno de qualquer diâmetro de coluna cisalhável (todavia cortando permanentemente 
a coluna) ou até mesmo o vazio. O primeiro caso geralmente ocorre quando a sonda perde a 
capacidade de se manter na posição desejada. E por fim a gaveta de revestimento, que é 
semelhante a gaveta de corte cisalhante, todavia não veda o poço, embora seja capaz de cortar 
revestimentos e colunas que uma cega-cisalhante não seria capaz de cortar. 
 
Figura 16: Gaveta de Tubos, Cega, Cisalhante e Cega-Cisalhante 
 
 
 
 
Fonte: Castilho, 2016 
 
Os preventores devem responder imediatamente após o acionamento. Para isto deve 
haver um volume de fluido hidráulico, armazenado sob pressão, suficiente para fechar/abrir 
todas as gavetas do BOP. Este volume de fluido fica armazenado na Unidade 
Acumuladora/Acionadora do sistema, composta por uma bateria de acumuladores, válvulas, 
bombas (elétricas e pneumática), manômetro e tubulações de alta e baixa pressões. Nos 
acumuladores, separados por uma membrana de borracha, há gás (N2 ) e fluido hidráulico. O 
fluido é bombeado para dentro dos acumuladores aumentando a energia de pressão do gás. Ao 
acionar algum elemento do BOP, a energia é liberada e o fluido é impulsionado para a câmara 
de abrir ou fechar do preventor (IRAMINA, 2016). 
 
32 
 
 
3.3.1 Dimensionamento do BOP 
O BOP é geralmente fabricado em ranges de 5.000 psi, 10.000 psi e 15.000 psi e seu 
dimensionamento permite escolher o equipamento que atenda às normas de segurança e tenha 
o menor custo possível, evitando desperdícios. De acordo com Ohara (2008), é necessário 
calcular a pressão na cabeça de poço que será suportada pelo BOP, PBOP, através da fórmula: 
 
onde Pp,max é a pressão hidrostática máxima considerando pressão de de poros máxima 
obtida na região mais profunda do poço e Ph,gas é a pressão hidrostática do gás em psi. 
A pressão do gás pode ser calculada pela fórmula abaixo: 
 
onde ρgas é a massa específica do gás em lb/gal e h é a distância entre o fundo do poço 
e o BOP em m. 
Já para o cálculo da pressão de poros, pode-se utilizar o gradiente de pressão na 
profundidade máxima do poço. O gradiente de pressão é a pressão devida a uma coluna de 
fluido por uma unidade de comprimento. Dessa forma, a pressão de poros máxima será dada 
pela fórmula: 
 
onde Gp,max é o gradiente da pressão de poros na região mais profunda do poço em lb/gal. 
Com os valores da Pp,max e da Ph,gas pode-se calcular o valor da PBOP que exprime a 
pressão máxima que o BOP deve suportar. 
 
 Tendo-se adquirido informações a respeito das sondas de perfurações e mais 
profundamente sobre o seu sistema de segurança, passa-se a analisar caso real de manutenção 
para exemplificação de prevenção de ocorrências de kick e blowout. 
 
33 
 
 
4 ESTUDO DE CASO 
A exploração offshore apresenta altos desafios tecnológicos demandando um alto 
grau de conhecimento e competência dos profissionais da indústria. Operar em mar 
aberto, geralmente distante da costa e em altas profundidades fazem com que as 
empresas necessitem enfrentar problemas que estas não teriam que se preocupar na 
exploração terrestre. Toda essa complexidade da exploração offshore causa um grande 
aumento dos custos envolvidos, podendo custar centenas de milhares de dólares por dia. 
 
Figura 17: Tipos de plataformas 
 
Fonte: Keller, 2016. 
 
É provável que o desempenho mecânico de equipamentos se deteriore com o uso 
em razão do desgaste, corrosão, erosão, vibrações, contaminações e fraturas, que podem 
levar a falhas. Tais falhas podem ser cruciais na ocorrência ou não de um blowout. Logo, 
deve haver a entrada de um importante departamento nesse processo, o de engenharia 
de manutenção, sendo que esse departamento fica responsável por um serviço que auxilia para 
o objetivo de produção ser alcançado de forma completamente segura. 
A responsabilidade da engenharia de manutenção era tradicionalmente de reparar os 
itens ao apresentarem alguma anormalidade. Hoje, a situação mudou e ela desempenha um 
34 
 
 
papel preventivo, influenciando, por exemplo, no meio como o projeto de um poço deve ser 
elaborado. Esta manutenção fará uma análise estatística de falha de equipamentos mostrando 
tendências características ao longo do tempo. 
A criticidade de tais falhas se relaciona com o papel determinante que equipamentos 
como o BOP têm na hipótese de um blowout. A engenharia de manutenção determina, portanto, 
que sempre haja equipamentos extras nesse aspecto, sendo este o motivo da instalação de certas 
quantidades de BOP's num poço, já que a falha de um não comprometeria por completo a 
segurança da instalaçãoe de seus respectivos funcionários. 
A empresa IB-NDT, relata em seu portal que as análises de engenharia podem envolver 
Fitness for service, que efetua a avalição das condições operacionais e possibilidades de 
recondicionamento dos componentes; análise de falhas, que trabalha para a condição de quebra 
zero e pretende trazer maior confiabilidade e disponibilidade para os ativos; análise de tensão, 
que utiliza os cálculos apresentados para avaliar sua integridade; análise de flexibilidade e 
memória de cálculo dos componentes, que calcula flexibilidade, transmissões de esforços, 
vibrações e condições de serviço das tubulações, vasos de pressão, trocador de calor e tanques 
de armazenamento, estruturas estáticas e dinâmicas, também de acordo com as fórmulas já 
apresentadas; e a análise modal, que aplica conceitos de análise dinâmica em elementos 
estruturais, de vida útil a fadiga e medidas para eliminar e minimizar os problemas vibratórios 
(IB-NDT, 2019). 
Para uma inspeção adequada, portanto, pode-se afirmar que a sonda tem seus diversos 
equipamentos como descritos, e a inspeção, manutenção, e, se necessária, reposição são 
efetuadas conforme a durabilidade de cada peça e seus componentes. 
Dentro deste contexto, teve-se a oportunidade de conversar informalmente com 
funcionário terceirizado de uma empresa de manutenção de sondas de perfuração, responsável 
pela manutenção de NDT (Non-Destructive Testing) em sondas instaladas na bacia de Santos – 
SP e na bacia de Aracaju - SE. Este funcionário explica que as equipes são seccionadas, sendo 
cada uma responsável por determinados componentes da sonda. 
Relata igualmente que existem inspeções programadas e emergenciais, sendo que as 
primeiras são agendadas com antecedência na periodicidade determinada pela validade de cada 
componente e baseada na inspeção anterior. Ou seja, cada peça tem sua durabilidade 
determinada pelo fabricante, e conforme a condição descrita na inspeção anterior, pode ser 
efetuada num prazo maior ou menor. 
Considera também os sinais descritos no item 3.2 deste estudo, que servem de gatilhos 
para inspeções emergenciais, para localização de possíveis problemas imediatos. Afirma que as 
35 
 
 
inspeções são realizadas, normalmente quando se muda de um poço para outro e quando o BOP 
vem para a superfície. As equipes responsáveis ficam monitorando o poço o tempo todo, e 
quando percebem que está perdendo muita lama, fazem ajustes. 
O funcionário terceirizado descreve a manutenção como sendo um processo muito 
trabalhoso e bastante meticuloso, que pode durar cerca de um mês embarcado na plataforma 
marítima. Em plataformas terrestres o processo é mais tranquilo. 
Relata que o grande problema encontrado é a perda da pressão heliodinâmica, pois sendo 
uma plataforma flutuante, fica a mercê das marés e da ação do vento, podendo causar a perda 
do poço por perda do posicionamento dinâmico. O Riser está travado e o que mexe é um grande 
amortecedor fazendo com que a plataforma oscile e se movimente. Também é dificultado pelas 
dimensões do equipamento, pois um BOP pode ter dimensões gigantescas, podendo conter de 
500 a 600 parafusos, e dependendo do modelo podem ser encaixes exatos. Antes do 
equipamento ser submerso novamente passa por testes de pressão e muitas vezes pode uma 
gaveta quebrar ou acusar perda de pressão, fazendo com que o processo de inspeção necessite 
ser reiniciado. 
Este funcionário corrobora as informações apresentadas pelos autores, afirmando que 
na prática os funcionários fazem o controle e monitoramento da lama pelo BOP e que as marcas 
mais utilizadas atualmente são GE, NOV, Carrier e menos comentadas as Intersolution. Relata 
ainda que as sondas submersas podem chegar a 7 km de extensão, com capacidade de aguentar 
até 35 mil psi. Para se entender comparativamente, um carro de Formula 1, utiliza 72 psi para 
seu funcionamente, demonstrando a grandiosidade da pressão utilizada por uma sonda. 
Igualmente, chama atenção para a utilização de lama sintética. Isto ocorre pois é 
necessário utilizar-se um peso específico de lama que perde a densidade conforme vai 
circulando e sendo injetada. 
Nas fotos abaixo, demonstra-se justamente a corrosão/ oxidação que ocorre no cotidiano 
de uso da sonda, mostrando o momento de inspeção de acordo com a condição apresentada é 
recondicionada ou substituída, após avaliação. Esta inspeção trata-se especificamente de um 
BOP da NOV National Oill Varco - inspeção de NDT utilizando exame de líquido penetrante 
visível a luz normal. 
 
 
 
 
 
36 
 
 
Figuras 18, 19, 20: Componentes do BOP em inspeção pela equipe de engenharia 
 
Fonte: acervo pessoal do entrevistado, 2018. 
 
 
O funcionário confirma que a manutenção dos componentes é cobrada pela ANP e pela 
própria empresa responsável, no caso específico descrito a Petrobrás e que é utilizada uma 
sistemática de controle da informação e documento da Segurança operacional que considera: 
desenvolvimento, tipo de informação, atualização, distribuição, responsabilidades, controle e 
integridade. A inspeção é documentada por fotografias de cada setor inspecionado como 
determinado pela Regulamento Técnico da ANP: 
O Operador da Instalação deverá implementar planos de manutenção para os 
equipamentos, tubulações e acessórios, que considere: 16.3.1 Manutenção Corretiva, 
Preventiva ou Preditiva; [..] 16.3.11 Relatórios de identificação e análise de riscos. 
(ANP, 2015, p.35). 
 
A atuação da ANP nas questões de segurança operacional busca a prevenção e melhoria 
contínua trazendo a responsabilidade pela manutenção da segurança nas operações das suas 
instalações. Pretende assim que as plataformas sejam avaliadas preventivamente quanto a seus 
riscos e favorecer o aprimoramento rotineiro da gestão de risco realizada pelas empresas. 
Portanto, a redução dos riscos nas atividades da indústria do petróleo e gás natural, baseada na 
gestão eficaz da segurança operacional, é tratada pela Agência como prioridade absoluta, 
oportunizando melhores resultados à segurança de instalações e operações, à vida humana e ao 
meio ambiente. 
Entende-se, então, que para tal requer fiscalização constante e um corpo técnico 
altamente qualificado, gerando um ambiente capaz de promover a melhoria contínua da 
regulação da segurança operacional. 
37 
 
 
Falando-se do sistema BOP, viu-se que é um equipamento voltado para a segurança da 
sonda de perfuração e que necessitará de inspeção preventiva por ser parte essencial na 
manutenção da integridade do poço, do meio ambiente e dos funcionários envolvidos. 
Assim, obteve-se junto ao funcionário terceirizado entrevistado, dois relatórios de 
manutenção preventiva realizada em dois diferentes locais do país e com diferentes modelos de 
sondas, as quais demonstram como é efetuada a manutenção do sistema BOP. 
Figura 21: Inspeção de Sonda NDT PT- SEal Carrier. 
 
Fonte: acervo pessoal do entrevistado, 2019. 
 
38 
 
 
Figura 22: Inspeção de Sonda NDT MT Ram Block. 
 
Fonte: acervo pessoal do entrevistado, 2019. 
Ambos os relatórios são acompanhados de um cabeçalho com as principais informações 
e o relatório da inspeção. Notou-se que seguem o que é determinado pela ANP e é fornecido 
pela empresa que está encarregada do mesmo: 
 
39 
 
 
Figura 23: Cabeçalho do relatório de inspeção 
 
Fonte: acervo pessoal do entrevistado, 2019. 
 
 Infelizmente não foi possível uma visitação a uma plataforma para visualização in loco 
ou acesso a cálculos reais de volume de lama ou pressão do poço, pois o acesso é restrito a 
funcionários em ação. Porém ficou claro na conversa informal/entrevista com o funcionário 
terceirizado em questão, a importância do conhecimento adquirido. 
Apesar do equipamento BOP fornecer a maior parte dos índices necessários ao controle 
de pressão, volume de lama, entre outros, é necessário ao engenheiro reconhecer causas de kick 
e possibilidadesde blowout para prevenir e/ou ter agilidade em solucionar problemas. 
Chama-se atenção a dois fatos percebidos na realização deste estudo. O primeiro é a 
importância da prevenção para a minimização de acidentes e incidentes, pois nota-se que estes 
acontecem em menor escala e que nenhuma grande ocorrência foi registrada após a criação do 
BOP. O segundo fato, é que o equipamento em sua grande maioria é analógico, o que chama 
atenção em uma era totalmente digitalizada. 
Não se teve contato com fabricantes dos equipamentos, apesar da tentativa, entretanto, 
verifica-se com o pessoal embarcado em plataformas que existem estudos contínuos para 
melhoria dos equipamentos e implementação de novas tecnologias. 
 
 
40 
 
 
5 CONCLUSÕES 
Ao longo deste estudo se pode conhecer mais profundamente o funcionamento das 
sondas de perfuração de gás e petróleo, ficando claro que são sete sistemas que juntos as 
compõem. Os modelos podem variar conforme o fabricante e podem ser terrestres(onshore) ou 
marítimas(offshore). 
Foi demonstrada a importância do sistema de segurança neste processo, foco deste 
estudo, pois o mesmo determina que a plataforma, o meio ambiente e, principalmente, os 
colaboradores, que trabalham na perfuração e posterior extração de petróleo, estejam seguros, 
evitando e minimizando riscos. A falha deste equipamento pode levar a efeitos catastróficas. 
O BOP, Blowout Prevent, é o principal equipamento de segurança do poço de petróleo, 
uma vez que permite o fechamento deste em caso de descontrole. Esse equipamento só é 
acionado quando o controle primário já foi perdido (um kick já ocorreu) e precisa-se iniciar as 
medidas de controle secundárias para evitar um blowout. Está voltado, como seu próprio nome 
diz, para a prevenção da ocorrência de acidentes e incidentes e seu mecanismo de ação pretende 
através do bloqueio do poço e controle de volume e da pressão manter estável para que seu 
funcionamento seja adequado. 
Respondendo aos objetivos, demonstrou-se o protocolo de manutenção preventiva do 
BOP, e apesar da pouca amostragem, pode-se verificar que as empresas seguem as diretrizes 
determinadas pela ANP, chamando a atenção para as fotografias de cada componente 
inspecionado. 
Verificou-se, por fim, que o processo de manutenção de um BOP é extremamente 
meticuloso e trabalhoso, podendo e devendo ser reiniciado quantas vezes for necessário, para 
garantir a segurança de todos os envolvidos. 
Notou-se a necessidade de maiores investimentos em tecnologia de ponta para inclusão 
dos equipamentos na era digital. Acredita-se que estudos estejam sendo feitos, entretanto não 
foi encontrado material de divulgação, nem foi confirmado pelos fabricantes. 
As orientações quanto a segurança devem ser seguidas de forma precisa e cuidadosa. O 
investimento em treinamento de pessoal e equipamentos mais modernos pode minimizar as 
perdas de vidas, prejuízos econômicos e impactos ambientais negativos para as empresas que 
atuam na indústria do petróleo mundial. 
Finaliza-se dizendo que o estudo demonstra a importância dos conhecimentos 
adquiridos para o engenheiro atuante na área petrolífera, e para acadêmicos que pretendem atuar 
nela, e que o aprofundamento na temática dá a oportunidade de inserção neste nicho seleto do 
mercado atual. 
41 
 
 
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