N-2253

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N-2253 REV. G 11 / 2019 
 
 
PROPRIEDADE DA PETROBRAS 17 páginas, Índice de Revisões e GT 
 
 
Segurança de Poço em Operações de Teste 
de Formação e Teste de Produção 
 Procedimento 
 
Esta Norma substitui e cancela a sua revisão anterior. 
Cabe à CONTEC - Subcomissão Autora, a orientação quanto à interpretação do 
texto desta Norma. A Unidade da PETROBRAS usuária desta Norma é a 
responsável pela adoção e aplicação das suas seções, subseções e 
enumerações. 
CONTEC 
Comissão de Normalização 
Técnica 
 
Requisito Técnico: Prescrição estabelecida como a mais adequada e que 
deve ser utilizada estritamente em conformidade com esta Norma. Uma 
eventual resolução de não segui-la (“não-conformidade” com esta Norma) deve 
ter fundamentos técnico-gerenciais e deve ser aprovada e registrada pela 
Unidade da PETROBRAS usuária desta Norma. É caracterizada por verbos de 
caráter impositivo. 
SC - 37 
Prática Recomendada: Prescrição que pode ser utilizada nas condições 
previstas por esta Norma, mas que admite (e adverte sobre) a possibilidade de 
alternativa (não escrita nesta Norma) mais adequada à aplicação específica. A 
alternativa adotada deve ser aprovada e registrada pela Unidade da 
PETROBRAS usuária desta Norma. É caracterizada por verbos de caráter 
não-impositivo. É indicada pela expressão: [Prática Recomendada]. 
Cópias dos registros das “não-conformidades” com esta Norma, que possam 
contribuir para o seu aprimoramento, devem ser enviadas para a 
CONTEC - Subcomissão Autora. 
 
Segurança de Poços As propostas para revisão desta Norma devem ser enviadas à CONTEC - 
Subcomissão Autora, indicando a sua identificação alfanumérica e revisão, a 
seção, subseção e enumeração a ser revisada, a proposta de redação e a 
justificativa técnico-econômica. As propostas são apreciadas durante os 
trabalhos para alteração desta Norma. 
 “A presente Norma é titularidade exclusiva da PETRÓLEO BRASILEIRO 
S. A. - PETROBRAS, de aplicação interna na PETROBRAS e Subsidiárias, 
devendo ser usada pelos seus fornecedores de bens e serviços, 
conveniados ou similares conforme as condições estabelecidas em 
Licitação, Contrato, Convênio ou similar. 
A utilização desta Norma por outras empresas/entidades/órgãos 
governamentais e pessoas físicas é de responsabilidade exclusiva dos 
próprios usuários.” 
 
 
Apresentação 
 
As Normas Técnicas PETROBRAS são elaboradas por Grupos de Trabalho 
- GT (formados por Técnicos Colaboradores especialistas da Companhia e de suas Subsidiárias), são 
comentadas pelas Unidades da Companhia e por suas Subsidiárias, são aprovadas pelas 
Subcomissões Autoras - SC (formadas por técnicos de uma mesma especialidade, representando as 
Unidades da Companhia e as Subsidiárias) e homologadas pelo Núcleo Executivo (formado pelos 
representantes das Unidades da Companhia e das Subsidiárias). Uma Norma Técnica PETROBRAS 
está sujeita a revisão em qualquer tempo pela sua Subcomissão Autora e deve ser reanalisada a 
cada 5 anos para ser revalidada, revisada ou cancelada. As Normas Técnicas PETROBRAS são 
elaboradas em conformidade com a Norma Técnica PETROBRAS N-1. Para informações completas 
sobre as Normas Técnicas PETROBRAS, ver Catálogo de Normas Técnicas PETROBRAS. 
http://nortec.engenharia.petrobras.com.br/nortec/link.asp?cod=N-0001
 
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Sumário 
 
1 Escopo............................................................................................................................................4 
2 Referências Normativas .................................................................................................................4 
3 Termos e Definições ......................................................................................................................4 
4 Medidas Gerais ..............................................................................................................................7 
4.1 Segurança ............................................................................................................................7 
4.2 Contaminantes .....................................................................................................................8 
4.3 Nível do poço .......................................................................................................................8 
4.4 Tempestade elétrica.............................................................................................................8 
4.5 Pistoneio ..............................................................................................................................8 
4.6 Teste do BOP (“Blow Out Preventer”) e do revestimento ....................................................9 
4.7 Barreiras de segurança ........................................................................................................9 
5 Equipamentos de Teste .................................................................................................................9 
5.1 Equipamentos de superfície ................................................................................................9 
5.2 Equipamentos da coluna de teste ..................................................................................... 10 
6 Execução do Teste ...................................................................................................................... 10 
6.1 Fluido de amortecimento .................................................................................................. 10 
6.2 Montagem e descida da coluna de teste .......................................................................... 10 
6.3 Abertura do poço e surgência de fluidos da formação ..................................................... 10 
6.4 Períodos de fluxo .............................................................................................................. 11 
6.5 Períodos de estática ......................................................................................................... 11 
6.6 Retirada e desmontagem da coluna de teste ................................................................... 11 
7 Segurança para Teste em Poço Terrestre .................................................................................. 11 
7.1 Acesso a sonda ................................................................................................................. 11 
7.2 Queimadores ..................................................................................................................... 11 
8 Segurança para Teste em Poço Marítimo .................................................................................. 12 
9 Segurança para Teste em Poço em Unidade Marítima Flutuante .............................................. 12 
10 Segurança para Teste com Obturador assentado no Poço Aberto (TF) .................................... 12 
10.1 Poços em unidades flutuantes .......................................................................................... 12 
10.2 Poços terrestres ou em plataformas fixas ........................................................................ 13
 
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11 Segurança para Teste com Obturador assentado no Revestimento .......................................... 13 
12 Segurança para Teste em Poços HPHT ..................................................................................... 14 
13 Segurança para Teste em Poços com H2S ................................................................................ 14 
13.1 Sistema de detecção de H2S ............................................................................................ 14 
13.2 Equipamento de proteção individual ................................................................................. 14 
13.3 Execução do teste.............................................................................................................15 
13.4 Particularidades para Poços Terrestres ........................................................................... 16 
13.5 Particularidades para Poços Marítimos ............................................................................ 16 
14 Segurança para Teste em Poços com altos teores de CO2 ....................................................... 16 
14.1 Sistema de detecção de CO2 ............................................................................................ 16 
14.2 Equipamento de proteção individual ................................................................................. 16 
15 Segurança para Teste em Poços “underbalance” ...................................................................... 17 
 
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1 Escopo 
 
 
1.1 Esta Norma estabelece os procedimentos de segurança a serem adotados nas operações de 
testes de formação, de produção, de injeção, de identificação de fluidos e nas operações de 
“backflow”, com unidades de intervenção (sondas moduladas, de produção, convencionais, 
flutuantes). 
 
 
1.2 Esta Norma não se aplica às operações de teste de produção realizadas pelas unidades 
estacionárias de produção (UEP) e estações de produção. 
 
 
1.3 Esta Norma se aplica às operações iniciadas a partir da data de sua edição. 
 
 
1.4 Esta Norma contém Requisitos Técnicos e Práticas Recomendadas. 
 
 
2 Referências Normativas 
 
Os documentos a seguir são citados no texto de tal forma que seus conteúdos, totais ou parciais, 
constituem requisitos para este Documento. Para referências datadas, aplicam-se somente as 
edições citadas. Para referências não datadas, aplicam-se as edições mais recentes do referido 
documento (incluindo emendas). 
 
Agência Nacional de Petróleo (ANP) - Resolução 46 de 01/10/2016 que implanta o Sistema 
de Gerenciamento da Integridade de Poços de Petróleo e Gás Natural (SGIP); 
 
PETROBRAS N-2752 - Segurança de Poço para Projetos de Perfuração de Poços 
Marítimos; 
 
PETROBRAS N-2757 - Recomendações Práticas de Segurança para Projetos de 
Completação e Intervenção em Poços Marítimos; 
 
PETROBRAS N-2939 - Segurança de Poço em Projetos de Teste de Formação e Teste de 
Produção; 
 
ABNT NBR IEC 60079-0 – Atmosferas Explosivas – Parte 0: Equipamentos – Requisitos 
Gerais; 
 
ISO 15156/NACE MR-0175 - Petroleum and Natural Gas Industries - Materials for Use in 
H2S - Containing Environments in Oil and Gas Production; 
 
API Std 521 - Pressure-relieving and Depressuring Systems. 
 
 
3 Termos e Definições 
 
Para os efeitos deste documento aplicam-se os seguintes termos e definições. 
 
 
3.1 
abertura de poço 
momento de abertura do poço na superfície para fluxo 
 
 
3.2 
área controlada 
área sinalizada e demarcada, onde não pode haver presença de pessoas não autorizadas, nem 
fontes de ignição estranhas às operações de teste 
 
http://legislacao.anp.gov.br/?path=legislacao-anp/resol-anp/2016/novembro&item=ranp-46--2016
http://nortec.engenharia.petrobras.com.br/nortec/frame.asp?cod=N-2752
http://nortec.engenharia.petrobras.com.br/nortec/frame.asp?cod=N-2757
http://nortec.engenharia.petrobras.com.br/nortec/frame.asp?cod=N-2939
https://www.abntcolecao.com.br/normavw.aspx?ID=356259
https://ewb.ihs.com/#/document/RQDINFAAAAAAAAAA?qid=637091662974507448&sr=re-1-10&kbid=4%7C20027&docid=943291230
https://compass.astm.org/DIGITAL_LIBRARY/3PC/13e9f15d-ab43-4cfc-ab87-dc3532f38220.htm
 
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3.3 
área da sonda 
área destinada a acomodar a sonda, seus equipamentos e as instalações de apoio para execução 
dos testes de formação ou de produção 
 
 
3.4 
Árvore Submarina de Teste (AST) 
válvula de segurança submarina da coluna de teste assentada na cabeça do poço, utilizada em 
unidades flutuantes, que permite o fechamento de fluxo pela coluna do poço, desconexão da coluna e 
liberação da sonda em condições de emergência 
 
 
3.5 
“backflow” 
operação de fluxo, pela coluna com objetivos específicos, tais como: verificação da estanqueidade 
em operações de correção da cimentação (“dry test”), limpeza de canhoneados, verificação de 
conjunto de vedação (“pack off”) ou de válvulas de fundo, e liberação de coluna presa por diferencial 
de pressão, também abrange todas as operações de completação e “workover” com retorno de 
hidrocarbonetos para a superfície 
 
 
3.6 
cabeça de teste ou similar 
equipamento de segurança da coluna de teste ou coluna de produção (“surface flow tree, “terminal 
head”, cabeça de pistoneio, etc) que permite fechar e abrir o poço na superfície 
 
 
3.7 
Conjunto Solidário de Barreiras (CSB) 
conjunto de um ou mais elementos com o objetivo de impedir o fluxo não intencional de fluidos da 
formação para o meio externo e entre intervalos no poço, considerando todos os caminhos possíveis 
 
NOTA Os caminhos possíveis incluem o anular dos revestimentos e a rocha. 
 
 
3.8 
Conjunto Solidário de Barreiras Independente (CSBI) 
dois CSB são independentes um do outro quando não possuem elementos em comum. Um elemento 
é comum quando pertence aos dois CSB 
 
 
3.9 
elemento de CSB 
barreira física apta a conter ou isolar os fluidos dos diferentes intervalos com potencial de fluxo, 
podendo ser por exemplo: 
 
a) líquida: coluna de líquido à frente de um determinado intervalo permeável, provendo 
pressão hidrostática suficiente para impedir o fluxo de fluido do intervalo em questão 
para o poço ou para o meio externo e que esteja monitorada e verificada, salvo 
exceções explicitadas nesta Norma; 
b) sólida consolidada: separação que não se deteriora com o tempo, podendo ser 
constituída de um dos seguintes elementos: 
- tampões de cimento ou outros materiais de características físicas similares; 
- revestimentos cimentados; 
- anulares cimentados entre revestimentos; 
c) sólida mecânica: separação considerada como temporária, podendo ser constituída de 
um dos seguintes elementos: 
- tampão mecânico permanente (“bridge plug” permanente); 
- tampão mecânico recuperável (“bridge plug” recuperável); 
- retentor de cimento (“cement retainer”); 
 
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- obturadores (“packers”), de qualquer natureza; 
- válvulas de segurança do interior da coluna de produção; 
- tampões mecânicos do interior da coluna de produção; 
- equipamentos de cabeça de poço. 
 
 
3.10 
equipamento de pressão 
conjunto utilizado como elemento de barreira acima da cabeça de teste ou similar, quando há 
operações com arame, cabo elétrico ou flexitubo, formado por: 
 
a) preventor (BOP); 
b) lubrificadores (“risers”); 
c) caixa de vedação (“stuffing box” ou “stripper”); 
d) “pump in sub”. 
 
 
3.11 
equipamentos de superfície 
todos os equipamentos utilizados em teste de formação, de produção, de injeção ou operações de 
“backflow” situados acima da mesa rotativa 
 
 
3.12 
“manifold” 
conjunto de válvulas e restritores (“chokes”) que permite o controle das condições de fluxo na 
superfície 
 
 
3.13 
“packer” 
barreira sólida mecânica, mesmo que obturador 
 
 
3.14 
percentual molar (% molar) 
percentual do componente do gás em relação a composição total do gás em mol 
 
 
3.15 
Poço HPHT (High Pressure High Temperature) 
poço com Máxima Pressão Esperada na Superfície (MAPES) / Máxima Pressão Esperada na Cabeça 
do Poço (MAPECAB) entre 10.000 e 15.000 psi ou gradiente de pressão entre 15,3 e 18 ppg e 
temperatura estática de fundo entre 300 e 400°F ou temperatura estática/dinâmica na profundidade 
do BOP entre 170°F e 250°F, o que for mais restritivo 
 
 
3.16 
sistemas de proteção respiratória 
são definidos 3 tipos para efeito desta Norma: 
 
a) aparelho de adução de ar: equipamento constituído de peça facial interligada por meio 
de mangueira ao sistema de fornecimento de ar, que pode ser obtido por simples 
depressão respiratória, forçada por meio de ventoinha ou similar e ar comprimido por 
compressor ou cilindros de ar comprimido; 
b) aparelho autônomo de proteção respiratória: aparelhoque permite ao usuário respirar 
independentemente da atmosfera ambiente; 
c) respirador ou máscara de fuga: aparelho que protege o usuário contra a inalação de 
atmosferas perigosas em situações de emergência, com risco à vida ou à saúde, 
durante o escape. 
 
 
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3.17 
Teste de Formação a Poços Revestido (TFR) 
teste realizado a poço revestido com válvula de abertura/fechamento no fundo com “packer” 
assentado no revestimento 
 
 
3.18 
Teste de Formação a Poço Aberto (TF) 
teste com válvula de abertura/fechamento no fundo com “packer” assentado no poço aberto 
 
 
3.19 
teste de formação seletivo 
teste realizado a poço aberto ou revestido, onde os intervalos a serem testados estão isolados por 
obturadores (“packers”) 
 
 
3.20 
Testing Subsurface Valve” (TSSSV) 
válvula de segurança da coluna de teste, utilizada em unidades auto-elevatórias e em poços 
terrestres e que permite o fechamento de fluxo pela coluna, normalmente posicionada abaixo da 
mesa rotativa 
 
 
3.21 
válvula de segurança de superfície (SSV) 
válvula de segurança de superfície, posicionada na linha de surgência antes do “manifold”, utilizada 
para fechamento do fluxo em caso de emergência 
 
 
4 Medidas Gerais 
 
 
4.1 Segurança 
 
 
Realizar reunião inicial da avaliação do poço com participação obrigatória do pessoal da supervisão 
de equipes e preposto de segurança, com objetivo de: 
 
a) discutir o programa de teste, as regras gerais de segurança e os cuidados com o meio 
ambiente e contingências; 
b) definir o pessoal mínimo necessário para a execução do teste, em observância as 
normas e padrões e suas respectivas atribuições, incluindo a designação de pessoal 
para permanecer, durante toda a realização do teste, em pontos-chave (quadro de 
manobra, nível/pressão do anular, coletor/distribuidor (“manifold”) e cabeça de teste, 
tanques e bombas de lama, painéis de acionamento do preventor de erupção (BOP), 
válvula de controle de fluxo e da AST ou TSSSV, válvulas de derivação para 
tanque/queimador, tanque de surgência e detecção de gases); 
c) divulgar a restrição de acesso da área de teste à equipe envolvida diretamente na 
operação; 
d) divulgar as ações e atribuições previstas no plano de ações para vazamentos da 
instalação e do plano de resposta a emergências (PRE). 
 
NOTA Em poços terrestres explotatórios com reservatórios depletados, zonas indiscutivelmente de 
baixa produtividade caracterizadas em testes anteriores não é obrigatória, mas é 
recomendável a participação do profissional de segurança do trabalho. [Prática 
Recomendada] 
 
 
Promover reuniões de informação/atualização quando houver a troca de equipes na locação. 
 
 
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Se durante a execução do poço houver mudanças em relação ao estabelecido no projeto, que 
impliquem na redução da segurança operacional e de segurança do meio ambiente, as alterações 
devem seguir os preceitos e padrões de gestão de mudança existentes, com registro das alterações 
propostas e dos riscos envolvidos, antes do prosseguimento das operações. 
 
 
4.2 Contaminantes 
 
 
Medir os teores de contaminantes (H2S e CO2) no fluido de formação durante os períodos de fluxo de 
um teste de formação ou de produção, nos poços exploratórios, nos poços onde houver previsão de 
presença e nos poços onde já foi detectada a presença de contaminantes. 
 
 
Não é permitida a continuidade das operações em caso de vazamento de contaminantes na 
atmosfera, excetuando os casos previstos nesta Norma. 
 
 
4.2.1 H2S 
 
 
Para efeitos desta norma são considerados poços com H2S, quando o teor for maior que 0,0008 % 
mol (8 partes por milhão (ppm)) no gás da amostra do fluido da formação. Seguir as orientações de 
13 desta Norma. 
 
 
4.2.2 CO2 
 
 
Para efeitos desta norma são considerados poços com alto teor de CO2, quando o teor de CO2 for 
maior que 3% mol (30.000 ppm) no gás da amostra do fluido da formação. Seguir as orientações de 
14 desta Norma. 
 
 
4.3 Nível do poço 
 
 
Em poços terrestres ou marítimos de completação seca com intervalos revestidos reconhecidamente 
depletados e com Razão Gás/Óleo (RGO) menor ou igual a 50 m3/m3, onde as pressões das 
formações expostas são comprovadamente insuficientes para provocar a surgência natural do poço, 
não é obrigatório manter o anular cheio, desde que aprovado pelas gerências de programação e 
execução. 
 
NOTA 1 O nível do fluido do anular pode ser continuamente acompanhado com a técnica de 
ecometria (medição acústica ou “Sonolog”). [Prática Recomendada] 
 
 
Em poços submarinos seguir o disposto na norma N-2757. 
 
 
4.4 Tempestade elétrica 
 
 
Não realizar teste de formação ou produção, abertura ou surgência do poço durante a ocorrência de 
tempestade com descargas elétricas. [Prática Recomendada] 
 
 
4.5 Pistoneio 
 
 
Não pistonear poços marítimos. 
 
 
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Não pistonear poços terrestres surgentes ou com expectativa de surgência, ou na presença de CO2 
ou H2S acima dos limites permitidos em 4.2, exceto nas seguintes situações: 
 
a) indução de surgência em poços terrestres equipados para produção, após análise de 
risco operacional; 
b) alívio da pressão hidrostática do fluido da coluna no poço (coluna de teste, coluna de 
estimulação ou coluna de produção/ injeção) desde que o pistoneio seja realizado com 
dispositivo de fechamento no fundo do poço. 
 
NOTA Em operações de indução de surgência em poços terrestres equipados para produção é 
recomendável fazer uso do nitrogênio para aliviar a pressão hidrostática da coluna. 
[Prática Recomendada] 
 
 
Ao pistonear poços terrestres durante a noite, respeitar os critérios do segundo parágrafo deste item 
e efetuar análise de risco específica para esta situação, contemplando iluminação suficiente e que 
haja monitoramento constante do volume de gás na atmosfera. 
 
 
4.6 Teste do BOP (“Blow Out Preventer”) e do revestimento 
 
 
O BOP e os revestimentos de produção devem ser testados com a máxima pressão necessária, 
conforme definido no programa da intervenção. 
 
 
4.7 Barreiras de segurança 
 
 
Dispor sempre dois conjuntos solidários de barreiras independentes (CSBI), em todas as operações 
cobertas por esta norma, salvo as exceções descritas nesta Norma e na N-2939. 
 
NOTA 1 No caso de operações não planejadas, como exemplo, desconexões de emergência em 
sondas de posicionamento dinâmico (“Dynamic Positioning”/DP), admite-se operar 
temporariamente com apenas um CSBI, observando as diretrizes para resposta a esta 
situação de controle de poço. 
NOTA 2 No caso de desconexão para reparo de LMRP (“Lower Marine Riser Package”) ou BOP, 
deve haver dois CSBI. 
 
 
Conforme definido no SGIP, a não surgência do poço é um elemento do CSB, porém deve ser 
verificada se é válida para o período da intervenção. 
 
 
5 Equipamentos de Teste 
 
 
5.1 Equipamentos de superfície 
 
 
Testar os equipamentos de superfície com pressão, antes do início das operações, obedecendo aos 
critérios estabelecidos no projeto, conforme N-2939. 
 
 
Testar os dispositivos de segurança dos equipamentos de superfície. 
 
 
Considerar sentido do vento predominante quanto ao posicionamento dos queimadores, de tal forma 
que: 
 
a) em caso de vazamento na cabeça de teste ou em áreas adjacentes, o gás seja 
afastado da chama do queimador; 
b) produtos da combustão não sejam direcionados para a sonda. 
 
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Aterrar os vasos (separadores e tanques) que operem com hidrocarboneto em seu interior. 
 
 
5.2 Equipamentos da coluna de teste 
 
 
Manter na locação diagramas com as dimensões de cada ferramenta componente da coluna de teste 
para a eventualidade de uma pescaria. 
 
 
Realizar os testes funcionais de componentes da coluna testadora na presença do operador de teste. 
 
NOTA Em locações terrestres é permitido que os componentes da coluna testadora sejam 
realizadosem bancada na oficina, desde que o teste seja que acompanhado pelo operador 
de teste. 
 
 
Dispor na plataforma da sonda de uma válvula de segurança de coluna em condições de uso 
imediato e com subs de conversão adequados e deve ser verificada a disponibilidade de um 
preventor interno de coluna (“inside” BOP) no estoque da sonda. O preventor interno (“inside” BOP) 
deve ser mantido fora da plataforma. 
 
 
6 Execução do Teste 
 
 
6.1 Fluido de amortecimento 
 
 
Deve haver nos tanques, reserva de fluidos em boas condições técnicas, em quantidade, no mínimo, 
igual a 50 % da capacidade total do poço (incluindo volume do riser) e estoque de material para 
fabricação de fluido em quantidade, no mínimo, igual a 50 % da capacidade total do poço. 
 
 
6.2 Montagem e descida da coluna de teste 
 
 
A montagem da coluna de teste só pode ser feita na presença do operador de teste. 
 
 
6.3 Abertura do poço e surgência de fluidos da formação 
 
 
A primeira surgência (chegada à superfície de fluidos da formação) deve ocorrer com luz solar nos 
seguintes casos: 
 
a) em poços marítimos de gás ou com RGO maior que 250 m3/m3; 
b) em poços terrestres em zonas de óleo portadoras de RGO maior que 250m3/m3 ou 
poço exploratório com previsão de RGO maior do que 50 m3/m3; 
c) teste em condições especiais, altas pressões de superfície (> 5000 psi) e/ou presença 
de fluidos com contaminantes conforme definido em 4.2; 
d) poços com expectativa em que o H2S possa ter sido gerado após operação de 
estimulação. [Prática Recomendada] 
 
NOTA 1 Os valores de RGO e concentrações de contaminantes devem ter seus resultados validados 
por ensaio em laboratório e/ou por poços de correlação quando houver. 
NOTA 2 As pressões esperadas na superfície devem ser calculadas conforme N-2939. 
 
 
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6.4 Períodos de fluxo 
 
 
Os períodos de fluxo só podem ser realizados durante a noite se na área da sonda houver iluminação 
com tipo de proteção segundo a ABNT NBR IEC 60079-0. 
 
 
Caso seja detectado o teor maior ou igual a 8 ppm de H2S no gás da amostra do fluido produzido ao 
longo do teste, este deve ser imediatamente interrompido (fechado o poço e circulado reverso), a 
menos que as medidas citadas em 13 desta Norma já tenham sido tomadas. Prosseguir o fluxo e 
demais operações, quando o teor de H2S for menor que 8 ppm no gás da amostra do fluido 
produzido. 
 
 
É proibido descartar óleo ou quaisquer fluidos poluentes na área da sonda, no convés ou no meio 
ambiente. Em caso de queima ineficiente e/ou derrame de óleo, a queima deve ser interrompida. 
 
 
6.5 Períodos de estática 
 
 
Monitorar permanente aos equipamentos pressurizados na superfície, durante os períodos de 
estática. 
 
 
6.6 Retirada e desmontagem da coluna de teste 
 
 
Seguir o disposto na norma N-2757 quanto a retirada da coluna em caso de perda de circulação. 
 
 
Calcular velocidade de retirada da coluna de teste, considerando o risco de pistoneio, 
desmoronamento e características da ferramenta. 
 
 
Obedecer aos padrões específicos quando na desconexão de ferramentas que contenham amostras 
de fluidos agressivos e/ou sob pressão. 
 
 
7 Segurança para Teste em Poço Terrestre 
 
 
7.1 Acesso a sonda 
 
 
O acesso à sonda deve ser livre e desimpedido de qualquer equipamento e/ou veículo, que restrinja a 
entrada e saída de pessoas em caso de emergência. Na área do teste, é proibido o acesso de 
pessoas não diretamente envolvidas na operação. A área dos equipamentos de superfície deve ser 
sinalizada e demarcada. 
 
NOTA Toda e qualquer viatura somente pode ter acesso à área da sonda ou poço, quando 
autorizada pelo responsável das operações. Em poços de gás, a entrada de veículos na 
área demarcada é proibida, a menos que tenham descarga úmida. 
 
 
7.2 Queimadores 
 
 
O queimador deve ser posicionado do lado oposto ao posicionamento dos alojamentos em relação ao 
poço. 
 
 
A posição do queimador deve ser tal que a direção dominante do vento na locação seja perpendicular 
a direção determinada pela reta que passa pelo queimador e pelo poço. 
 
-PÚBLICO- 
N-2253 REV. G 11 / 2019 
 
 
12 
 
O queimador deve ser montado e ancorado com afastamento recomendado de no mínimo 30 m do 
poço, no centro de uma área desmatada, dentro de uma contenção capaz de represar possíveis 
derramamentos de óleo ou outros fluidos provenientes do poço, além de evitar incêndios na 
vegetação circunvizinha. 
 
NOTA 1 Caso as dimensões da locação não permita o atendimento ao requisito acima, efetuar 
análise de risco para subsidiar o novo leiaute do queimador e aplicar medidas mitigadoras e 
de controle para a situação. 
NOTA 2 Para determinação da área desmatada, recomenda-se a adoção da metodologia contida na 
API-Std 521. [Prática Recomendada] 
 
 
O queimador deve ter ignição remota ou, na sua ausência, uma chama-piloto acesa durante todo o 
transcorrer dos períodos de fluxo. 
 
 
8 Segurança para Teste em Poço Marítimo 
 
 
Em poços de uma mesma unidade marítima (“template” físico ou virtual), se coincidir a realização de 
um teste de formação com a perfuração ou estimulação de poço(s) adjacente(s), a perfuração do(s) 
poço(s) adjacente(s) deve ser interrompida, caso este(s) esteja(m) dentro da zona de segurança do 
poço em teste, conforme definido em 4.8 da N-2768. 
 
 
Durante um teste, deve haver pelo menos uma embarcação de apoio designada, conforme Plano de 
Emergência Individual (PEI) ou Plano de Emergência para Vazamento de Óleo (PEVO) da área 
pronta para intervir em qualquer vazamento. Para as demais emergências deve ser acionado o Plano 
de Resposta a Emergência (PRE) da sonda. É vedada a navegação sob os queimadores neste 
período. 
 
 
Os queimadores (óleo e gás) devem ter ignição remota ou, na sua ausência, uma chama-piloto acesa 
durante todo o transcorrer dos períodos de fluxo. 
 
 
As válvulas de alívio de pressão e disco de ruptura dos equipamentos da planta de teste devem ter 
descarga para pontos que não contaminem a área da sonda. 
 
 
9 Segurança para Teste em Poço em Unidade Marítima Flutuante 
 
 
Quando a operação de teste de formação ou de produção for realizada com BOP de perfuração, é 
obrigatório o uso de uma AST ou equivalente, na composição da coluna de teste, de forma a permitir 
o fechamento da gaveta cega/cisalhante no tubo de sacrifício (“shear sub”) e o fechamento da gaveta 
de tubos no tubo liso (“slick joint”) quando o mesmo estiver no BOP. 
 
 
Discutir e negociar o fluxograma de desconexão de emergência com a presença do Sondador e 
Supervisão da contratada. [Prática Recomendada]. 
 
 
10 Segurança para Teste com Obturador assentado no Poço Aberto (TF) 
 
 
10.1 Poços em unidades flutuantes 
 
 
Não é permitida a realização de teste com obturador assentado a poço aberto em poços de unidades 
flutuantes, conforme definido pela N-2939. 
 
-PÚBLICO- 
N-2253 REV. G 11 / 2019 
 
 
13 
 
10. 2 Poços terrestres ou em plataformas fixas 
 
 
Obedecer aos seguintes requisitos, para intervalos entre 20 e 30 m: 
 
a) coluna de teste deve dispor de cauda de diâmetro externo o mais constante possível e 
o mais próximo do diâmetro do poço; 
b) tubos perfurados na cauda não devem ser intercalados por comandos; 
c) força de compressão sobre a cauda, devido à pressão diferencial no obturador no 
instante da abertura da válvula testadora, deve ser calculada, podendo ser um fator 
limitante; 
d) a extensão do intervalo não pode ser superior a 30 m. 
 
 
Não testar poços que apresentem as características abaixo: 
 
a) zonas com perda de circulação acima da profundidade de assentamento do obturador; 
b) zonas com pressão de fratura inferior à máxima pressão de circulação reversa 
calculada no anular; 
c) pressão de absorção na sapata do último revestimento inferior à máxima pressão de 
circulação reversa calculada no anular; 
d) pressão inferior de colapso, menor ou igual à mínima pressão de fluxo esperada 
durante o teste. 
 
 
Para poçosque apresentem as características abaixo, é necessária uma prévia análise de risco da 
operação e aprovada pelas gerências envolvidas, para a realização do teste com obturador 
assentando no poço aberto em poços terrestres ou em plataformas fixas: 
 
a) zonas com perda de circulação abaixo da profundidade de assentamento ao obturador; 
b) zonas com chaveta; 
c) zonas com ameaça de prisão; 
d) inclinação superior a 15°; 
e) testes de formação a poço aberto em poços terrestres, em áreas maduras, 
comprovadamente depletadas e de baixa RGO (menor que 50 m3/m3), com zonas com 
baixa perda de circulação (menor que cinco barris por hora) acima da profundidade de 
assentamento do obturador. 
 
NOTA No caso mencionado na alínea e) acima, em poços com perdas não deve ser feita 
circulação reversa, para evitar aumento da perda. Deve ser feita a equalização do poço 
através da válvula “pump out”, completando-se o fluido de perfuração para a retirada da 
coluna. 
 
 
Atender aos seguintes requisitos em testes de formação seletivos, cujo o comprimento da cauda de 
apoio fique no intervalo entre 45 m e 60 m: 
 
a) coluna de teste deve dispor de cauda com diâmetro externo o mais constante possível; 
b) forças de compressão atuando sobre a coluna, entre os obturadores, devido à pressão 
diferencial no instante de abertura da válvula testadora, devem ser calculadas, 
podendo ser um fator limitante; 
c) cauda de apoio não deve ser superior a 60 m; 
d) pressão de colapso inferior menor ou igual a mínima pressão fluxo esperada durante o 
teste. 
 
 
11 Segurança para Teste com Obturador assentado no Revestimento 
 
 
Efetuar análise de risco da operação e aprovação pelas gerências envolvidas, para testar o poço 
aberto com mais de 50 m e obturador assentado no revestimento, devido aos riscos operacionais e 
de controle de poço. 
 
-PÚBLICO- 
N-2253 REV. G 11 / 2019 
 
 
14 
 
12 Segurança para Teste em Poços HPHT 
 
 
Retirar todo o pessoal não essencial à execução dos testes e ao funcionamento da sonda ou unidade 
marítima, antes do início da abertura de um intervalo portador de fluidos com contaminantes ou 
HPHT. 
 
 
13 Segurança para Teste em Poços com H2S 
 
 
13.1 Sistema de detecção de H2S 
 
 
Utilizar, em todos testes a partir da abertura do poço para o primeiro fluxo, detectores portáteis de gás 
sulfídrico (H2S). 
 
NOTA Em poços terrestres explotatórios de áreas maduras e sem histórico de presença de H2S é 
dispensável a utilização de detectores portáteis de H2S. 
 
 
Conforme 4.2.1, havendo previsão ou da ocorrência de H2S no fluido da formação, instalar um 
sistema de detecção fixo de H2S na atmosfera, com sensores distribuídos nos seguintes locais: 
 
a) Poços marítimos: 
i. “Manifold” e cabeça de teste; 
ii. Área dos vasos separadores; 
iii. “Bell nipple”; 
iv. Tanques de lama; 
v. Peneiras de lama; 
vi. Sala de bombas de lama; 
vii. Sistema de admissão de ar para as acomodações; 
viii. Sistemas de admissão de ar para os compressores; 
ix. Áreas dos pontos de reunião. 
 
b) Poços terrestres: 
i. Próximo ao “bell nipple”; 
ii. Peneiras de lama (em sondas de perfuração); 
iii. Tanques de lama (em sondas de completação). 
 
 
Verificar as ações para o caso de vazamento de H2S na atmosfera, conforme estabelecido no PRE da 
instalação, segundo as diretrizes estabelecidas na N-2939. 
 
 
Caso seja detectado vazamento de H2S na atmosfera, interromper as operações, detectar e estancar 
a fonte da emissão. 
 
NOTA É permitida a continuidade das operações durante as atividades em que se espera a 
presença de H2S na atmosfera (tais como coleta para amostragem de fluidos, monitoração 
dos teores de H2S, abertura de equipamentos de pressão, etc.) desde que os operadores 
estejam equipados com os EPI ‘s conforme 13.2. 
 
 
13.2 Equipamento de proteção individual 
 
 
Utilizar sistemas de proteção respiratória conforme alíneas “a” e “b” de 3.16, para pessoal envolvido 
na detecção e monitoração de H2S. 
 
 
-PÚBLICO- 
N-2253 REV. G 11 / 2019 
 
 
15 
 
Disponibilizar em quantidade suficiente para todo o pessoal da plataforma/locação, máscaras de fuga 
de pressão positiva conforme alínea “c” de 3.16, caso os teores de H2S no gás do fluido sejam 
maiores que 8 ppm. 
 
 
Em zonas com o teor de H2S no gás do fluido maior que 50 ppm e menor que 100 ppm o pessoal da 
operação deve utilizar os equipamentos de proteção respiratória conforme alíneas “a” ou “b” de 3.16 
na abertura do poço ao fluxo até a verificação que não há vazamentos. 
 
 
Para teores de H2S no gás do fluido produzido maiores que 100 ppm, além do disposto no parágrafo 
anterior, o pessoal envolvido na operação deve portar sistema de proteção respiratória conforme 
alíneas “a” ou “b” de 3.16, para pronto uso, durante toda a operação de teste. 
 
 
Em zonas em que não se conhece previamente o teor de H2S, o pessoal da operação deve utilizar os 
equipamentos de proteção respiratória conforme alíneas “a” ou “b” de 3.16 desde a abertura do poço 
para fluxo, até que se tenham dados confiáveis do teor de H2S do fluido produzido, para que os 
procedimentos previstos nesta Norma sejam então adotados. 
 
 
O uso de sequestrante de H2S não dispensa do uso dos sistemas de proteção respiratória conforme 
prescrito neste item. 
 
 
13.3 Execução do teste 
 
 
Não podem participar da execução do teste, pessoas com tímpanos perfurados, problemas 
respiratórios ou cardíacos. 
 
 
Estabelecer pontos de reunião para execução do teste em locais opostos aos ventos predominantes 
e devidamente sinalizadas as vias de acesso e de fuga. 
 
 
Instalar indicadores contínuos da direção do vento, tais como: birutas e bandeiras, com condições de 
visibilidade à noite, iluminados quando for o caso. 
 
 
A realização de qualquer tipo de trabalho não relacionado ao teste na área controlada só pode ser 
dada mediante autorização (utilizando a sistemática de permissão de trabalho) do responsável pelo 
teste. 
 
 
Executar trabalho em dupla ou trabalho assistido, quando ocorrer serviços em áreas isoladas ou 
confinadas com possibilidade de concentração de H2S. 
 
 
Conectar válvulas de segurança, de alívio e de exaustão do separador e tanque de aferição/medição 
à linha de exaustão, observando-se direção dos ventos predominantes. 
 
 
Não suprir com gás do separador, os circuitos pilotos de cabeça de teste, separadores e 
aquecedores. 
 
 
Verificar e mitigar presença de H2S em todos os espaços confinados ou que possam acumular este 
gás, que é mais pesado que o ar. 
 
 
-PÚBLICO- 
N-2253 REV. G 11 / 2019 
 
 
16 
 
13.4 Particularidades para Poços Terrestres 
 
 
Testes com fluidos contendo teor de H2S maior que 100 ppm no fluido: 
 
a) ter área controlada de mínimo 100 m de raio a partir da cabeça do poço; 
b) instalar estação fixa de radiocomunicação na periferia da área da sonda; 
c) utilizar cabeça de teste acionável à distância quando se tratar de altas pressões. 
 
 
13.5 Particularidades para Poços Marítimos 
 
 
Não permitir permanência de pessoal não essencial à execução das operações de teste na área 
controlada, durante os períodos de fluxo e de reversa. 
 
 
Somente mediante autorização prévia do responsável pelo teste é permitido o acesso às áreas 
externas do alojamento/casario ou nas áreas controladas, para o pessoal não essencial à execução 
das operações. 
 
 
Manter fechadas as portas, escotilhas e tomadas de ar externa, durante os períodos de fluxo e de 
reversa. 
 
 
14 Segurança para Teste em Poços com altos teores de CO2 
 
 
14.1 Sistema de detecção de CO2 
 
 
Utilizar detectores portáteis de CO2 a partir da abertura do poço para fluxo. 
 
 
Conforme 4.2.2, havendo previsão ou da ocorrência de altos teores de CO2 no fluido da formação, 
instalar um sistema de detecção fixo de CO2 na atmosfera, com sensores distribuídos de acordo com 
o estipulado no projeto/programa de teste. 
 
 
Recomenda-se colocar os sensores nos mesmos locais estipulados no item 13.1. [Prática 
Recomendada]. 
 
 
Verificar asações para o caso de vazamento de CO2 na atmosfera, conforme estabelecido no PRE 
da instalação, segundo as diretrizes estabelecidas na N-2939. 
 
 
Caso seja detectado vazamento de CO2 na atmosfera, interromper as operações, detectar e estancar 
a fonte da emissão. 
 
NOTA É permitida a continuidade das operações durante as atividades de coleta para amostragem 
de fluidos e monitoração dos teores de CO2, desde que os operadores estejam equipados 
com os EPI ‘s conforme 14.2. 
 
 
14.2 Equipamento de proteção individual 
 
 
Utilizar sistemas de proteção respiratória conforme alíneas “a” e “b” de 3.16, para pessoal envolvido 
na detecção e monitoração de CO2. 
 
-PÚBLICO- 
N-2253 REV. G 11 / 2019 
 
 
17 
 
Disponibilizar em quantidade suficiente para todo o pessoal da plataforma/locação, máscaras de fuga 
de pressão positiva conforme alínea “c” de 3.16, caso os teores de CO2 no fluido sejam maiores que 
30.000 ppm. 
 
 
15 Segurança para Teste em Poços “underbalance” 
 
 
A estanqueidade do revestimento ou topo do “liner” e do “packer” são fundamentais para o sucesso 
da operação, assim sendo prosseguir as operações somente após teste conclusivo dos mesmos, 
conforme estabelecido nos padrões da companhia. 
 
 
Na montagem das ferramentas de teste efetuar verificação criteriosa (“double check”) na montagem 
dos discos de ruptura das ferramentas (seleção dos discos conforme programado e colocação dos 
mesmos nos alojamentos e vedação). 
 
 
Testar as botoeiras de fechamento de superfície de emergência em todas as estações. 
 
 
Refazer a simulação para amortecimento do poço por “bull-heading” com os valores (vazões, 
pressões, temperaturas, propriedades do fluido produzido, etc.) obtidos a partir da abertura do poço. 
 
-PÚBLICO- 
N-2253 REV. G 11 / 2019 
 
 
IR 1/3 
 
ÍNDICE DE REVISÕES 
REV. A e B 
Não existe índice de revisões. 
REV. C 
Partes Atingidas Descrição da Alteração 
Capítulo 2 Revisado 
3.1 a 3.6 Revisados 
3.9 e 3.15 Revisados 
4.4 e 4.6 Revisados 
4.11 a 4.13 Revisados 
5.1.2 e 5.1.3 Revisados 
5.1.10 Revisado 
5.2.9 a 5.2.11 Revisados 
6.1.2 Revisado 
6.3.1 e 6.3.2 Revisados 
6.3.2.1 Revisado 
6.4.1 a 6.4.4 Revisados 
6.4.6 Revisado 
6.7.1 e 6.7.2 Revisados 
6.7.5 a 6.7.7 Revisados 
7.1.3 a 7.1.5 Revisados 
7.1.8 Revisado 
7.2.1 e 7.2.2 Revisados 
7.2.7 e 7.2.8 Revisados 
7.3.4 a 7.3.6 Revisados 
7.4.4 a 7.4.6 Revisados 
ANEXOS A e B Revisados 
FIGURA C-1 Revisada 
7.3.8 Incluído 
6.5.2 Eliminado 
6.6.3.1 a 6.6.3.3 Eliminados 
6.7.4 Eliminado 
 
 
-PÚBLICO- 
N-2253 REV. G 11 / 2019 
 
 
IR 2/3 
REV. C 
Partes Atingidas Descrição da Alteração 
7.5 Eliminado 
ANEXO A Eliminado 
REV. D 
Partes Atingidas Descrição da Alteração 
4.4 Revisado 
4.6 Revisado 
4.6.1 Eliminado 
4.6.2 Renumerado 
4.7 Renumerado 
4.8 Renumerado 
4.9 Renumerado 
4.10 Renumerado 
4.10.1 Renumerado 
4.10.2 Renumerado 
4.11 Renumerado 
4.12 Renumerado 
4.13 Renumerado 
REV. E 
Partes Atingidas Descrição da Alteração 
Seção 2 Revisado 
3.16 Incluído 
4.1 Incluído 
4.2 a 4.13 Renumerados 
4.3 Inclusão 
4.5.1 Revisado 
4.4.2, 4.14 e 5.1.2 Excluídos 
5.1.3 a 5.1.5 Renumerados 
5.1.4.1 e 5.1.4.2 Excluídos 
5.1.6 Excluído 
5.1.7 Renumerado 
5.1.5.1 Revisado 
 
 
-PÚBLICO- 
N-2253 REV. G 11 / 2019 
 
 
IR 3/3 
REV. E 
Partes Atingidas Descrição da Alteração 
5.1.8 Excluído 
5.1.9 Excluído 
5.1.10 Renumerado 
5.2.8 Excluído 
5.2.9 e 5.2.10 Renumerados 
5.2.11 e 5.2.12 Excluídos 
6.1.3 e 6.2.4 Excluídos 
6.3.1 Revisado 
6.3.2.1 Revisado 
6.4.1 Excluído 
6.4.2 a 6.4.4 Renumerados e revisados 
6.4.5 e 6.4.6 Excluídos 
6.4.7 Excluído 
6.5.2 Revisado 
6.6.2 a 6.6.3.2 Excluídos 
7.2.1 Revisado 
7.2.1.1 Incluído 
7.3.1 Revisado 
7.4.3 Revisado 
7.4.4 Incluída Nota 
REV. F 
Partes Atingidas Descrição da Alteração 
Todas Revisadas 
REV. G 
Partes Atingidas Descrição da Alteração 
Todas Revisão Geral da Norma