N-2765_RevA Segurança na Operação de Poços

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N-2765 REV. A 07 / 2010 
 
PROPRIEDADE DA PETROBRAS 24 páginas, Índice de Revisões e GT 
Segurança na Operação de Poços para 
Explotação de Hidrocarbonetos 
 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. 
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]. 
SC - 37 
Cópias dos registros das “não-conformidades” com esta Norma, que possam 
contribuir para o seu aprimoramento, devem ser enviadas para a 
CONTEC - Subcomissão Autora. 
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. 
 
Segurança de Poços 
“A presente Norma é titularidade exclusiva da PETRÓLEO BRASILEIRO 
S.A. - PETROBRAS, de uso interno na PETROBRAS, e qualquer 
reprodução para utilização ou divulgação externa, sem a prévia e 
expressa autorização da titular, importa em ato ilícito nos termos da 
legislação pertinente, através da qual serão imputadas as 
responsabilidades cabíveis. A circulação externa será regulada mediante 
cláusula própria de Sigilo e Confidencialidade, nos termos do direito 
intelectual e propriedade industrial.” 
 
 
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. 
.
../link.asp?cod=N-0001
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1 Escopo 
 
 
1.1 Esta Norma estabelece as condições mínimas de segurança de poço exigíveis durante a fase de 
produção/injeção de poços de explotação de hidrocarbonetos, em relação aos seguintes tópicos: 
 
a) requisitos sobre as configurações das árvores de natal e dos dispositivos de segurança 
para diferentes cenários de poços terrestres e marítimos (completação seca e 
submarina); 
b) requisitos sobre testes periódicos (funcionais e/ou estanqueidade) em árvores de natal, 
dispositivos e barreiras de segurança de poço; 
c) requisitos de disponibilidade para dispositivos de segurança de árvores de natal 
molhada; 
d) requisitos gerais de proteção e isolamento, controle de radioatividade e medições ao 
entorno de árvores de natal convencionais. 
 
 
1.2 Esta Norma substitui o padrão DEXPRO S-009. 
 
 
1.3 Esta Norma se aplica a procedimentos iniciados a partir da data de sua edição. 
 
 
1.4 Esta Norma contém Requisitos Técnicos e Práticas Recomendadas. 
 
 
2 Referências Normativas 
 
Os documentos relacionados a seguir são indispensáveis à aplicação deste documento. Para 
referências datadas, aplicam-se somente as edições citadas. Para referências não datadas, 
aplicam-se as edições mais recentes dos referidos documentos (incluindo emendas). 
 
CNEN NN 4.01 - Requisitos de Segurança e Proteção Radiológica para Instalações 
Minero-Industriais; 
 
PETROBRAS N-1190 - Cercas e Portões; 
 
PETROBRAS N-2093 - Prevenção e Controle de “Blowout”; 
 
PETROBRAS N-2730 - Abandono de Poço; 
 
ISO 10417 - Petroleum and Natural Gas Industries - Subsurface Safety Petroleum and 
Natural Gas Industries Subsurface Safety Valve Systems Design, Installation, Operation and 
Redress; 
 
ISO 10423 - Petroleum and Natural Gas Industries - Drilling and Production Equipment - 
Wellhead and Christmas Tree Equipment; 
 
ISO 10432 - Petroleum and Natural Gas Industries - Downhole Equipment - Subsurface 
Safety Valve Equipment; 
 
ISO 11960 - Petroleum and Natural Gas Industries - Steel Pipes for Use as Casing or 
Tubing for Wells; 
 
ISO 13628-1- Petroleum and Natural Gas Industries - Design and Operation of Subsea 
Production Systems - Part 1: General Requirements and Recommendations; 
 
ISO 13628-4 - Petroleum and Natural Gas Industries - Design and Operation of Subsea 
Production Systems - Part 4: Subsea Wellhead and Tree Equipment; 
 
ISO 15156-1 - Petroleum and Natural Gas Industries - Materials for Use in H2S-Containing 
Environments in Oil and Gas Production - Part 1: General Principles for Selection of 
Cracking-Resistant Materials; 
../link.asp?cod=N-1190
../link.asp?cod=N-2093
../link.asp?cod=N-2730
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NACE MR 175 - Petroleum and Natural Gas Industries - Materials for Use in H2S-Containing 
Environments in Oil and Gas Production; 
 
 
3 Termos e Definições 
 
Para os efeitos deste documento aplicam-se os seguintes termos e definições. 
 
 
3.1 
anormalidades 
ocorrências não desejadas, tais como (não limitado a esses fatores): pressão alta ou baixa em dutos 
e linhas de surgência, fogo, altas temperaturas, vazamento de hidrocarbonetos ou de fluidos 
injetados, detecção de nível de H2S acima do permitido 
 
 
3.2 
área ambientalmente crítica 
área suscetível a danos graves ou irreversíveis ao meio ambiente ou à população 
 
 
3.3 
área isolada (poços terrestres) 
considera-se que um poço esteja localizado em uma área isolada se não houver nenhuma habitação 
dentro de um círculo com raio de 2 km ao redor do poço 
 
 
3.4 
Árvore de Natal Convencional (ANC) 
conjunto de válvulas, instalado em poços terrestres ou poços marítimos de completação seca, 
utilizado para controle dos fluidos produzidos e/ou injetados e para fechamento do poço por motivos 
operacionais, de manutenção ou segurança 
 
3.5 
Árvore de Natal Molhada (ANM) 
conjunto de válvulas, instalado no leito do mar, para controle dos fluidos produzidos e/ou injetados e 
para fechamento do poço por motivos operacionais, de manutenção ou segurança 
 
 
3.6 
Árvore de Natal Molhada Horizontal (ANMH) 
tipo especial de ANM, que permite o assentamento de “Blow Out Preventer” (BOP) no seu topo e a 
instalação e retirada da coluna de produção através de passagem no bloco da ANMH 
 
NOTA Nesta Norma, as recomendações para ANM são válidas também para ANMH, salvo 
indicação em contrário. 
 
 
3.7 
assinatura de válvulas hidráulicas e pneumáticas 
gráfico pressão de atuação x tempo de acionamento usado para detectar anormalidades nas válvulas 
ou atuadores de árvore de natal 
 
 
3.8 
“Back Pressure Valve” (BPV) 
válvula de retenção, instalada no suspensor da coluna de produção, que permitea injeção de fluidos 
no poço, mas impede o fluxo no sentido contrário, da formação para a superfície, pelo interior da 
coluna 
 
 
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3.9 
barreira de segurança 
componente de isolamento (válvula, anel de vedação, “packer”, tampão de cimento, tubulação, 
forjado, plugue etc.), cuja função é impedir o fluxo de hidrocarbonetos para o meio ambiente por um 
caminho específico 
 
NOTA Não são considerados barreiras de segurança os componentes localizados a jusante de um 
ponto com comunicação entre o poço e o meio externo. 
 
 
3.10 
Base Adaptadora de Produção (BAP) 
equipamento utilizado para fazer a interface entre a ANM, alojador de alta pressão do sistema de 
cabeça de poço submarino, suspensor de coluna de produção e Módulo de Conexão Vertical (MCV). 
 
 
3.11 
cerca de proteção (poços terrestres) 
utilizada para evitar o acesso de pessoas e animais à locação 
 
 
3.12 
CNEN 
Comissão Nacional de Energia Nuclear 
 
 
3.13 
dispositivo de segurança 
barreira de segurança cuja função é fechar o poço, deve ser normalmente fechado (“fail safe close”) e 
com capacidade de ser atuado remotamente, a partir da Unidade Estacionária de Produção (UEP), 
em caso de emergência 
 
NOTA 1 Válvulas abertas em “over ride” por ROV ou outros meios não são consideradas dispositivos 
de segurança. 
NOTA 2 Os dispositivos de segurança considerados nesta Norma são o Dispositivo de Segurança de 
Subsuperfície (DSSS), as válvulas hidráulicas ou pneumáticas da árvore de natal, da 
cabeça de produção (poços de completação seca e poços terrestres) e da base adaptadora 
de produção (poços submarinos), quando a base adaptadora de produção for equipada com 
válvula de acesso ao anular. 
 
 
3.14 
dispositivo de segurança operacional 
trata-se de dispositivo de segurança que está operando dentro de suas especificações 
 
NOTA Dispositivos de segurança que estiverem trabalhando totalmente fechados, durante a 
operação do poço, são considerados operacionais, sem necessidade de comprovação de 
operacionalidade através de teste funcional. Ou seja, não é preciso abri-los e fechá-los 
novamente para comprovar que estão operacionais. 
 
 
3.15 
Dispositivo de Segurança de Subsuperfície (DSSS) 
dispositivo de segurança instalado abaixo do suspensor de coluna, cuja função é impedir o fluxo 
descontrolado de hidrocarbonetos para o meio ambiente, pela coluna de produção, em caso de perda 
de integridade da árvore de natal, devido a um dano catastrófico a este equipamento. 
 
NOTA 1 O tipo de DSSS mais comum é conhecido como DHSV (“Down Hole Safety Valve”). 
NOTA 2 Para poços injetores de água ou gás, podem ser considerados dispositivos de segurança de 
subsuperfície os dispositivos de segurança capazes de fechar o poço quando a injeção de 
água ou gás é interrompida. 
 
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3.16 
grade de proteção 
utilizada ao redor de cada poço, para evitar o contato com os equipamentos de superfície por 
pessoas estranhas e animais 
 
 
3.17 
injeção cíclica de vapor 
tipo de recuperação secundária, onde o poço é submetido a ciclos de produção de hidrocarbonetos e 
injeção de vapor 
 
 
3.18 
injeção contínua de vapor 
tipo de recuperação secundária onde o poço é utilizado exclusivamente para injeção de vapor 
 
 
3.19 
locação 
área ao redor do poço preparada para permitir a instalação de sondas de perfuração ou produção 
 
 
3.20 
Módulo de Conexão Vertical (MCV) 
equipamento utilizado para interligar as linhas de fluxo de produção, anular e umbilical de controle 
com a BAP, ANM ou ANMH 
 
 
3.21 
plataforma não habitada 
aquela que é operada remotamente, onde não ocorre pernoite em nenhuma hipótese, sendo 
permitida a permanência eventual de pessoas apenas durante o dia e com condições meteorológicas 
favoráveis 
 
 
3.22 
poço adjacente 
poço que fica numa distância menor ou igual que a definida na Tabela 2, de outro poço, no caso de 
poços marítimos, ou numa mesma locação no caso de poços terrestre 
 
 
3.23 
poço HTHP (“High Temperature, High Pressure”) 
poço cujo gradiente de pressão de poros é superior a 0,8 psi/pé (2,62 psi/m) ou pressão esperada no 
BOP (pressão da formação descontada da pressão devida à coluna de gás) é superior a 10 000 psi e 
a temperatura estática no fundo do poço é superior a 300 °F (150 °C) 
 
 
3.24 
poços marítimos de completação molhada (poços submarinos) 
poços equipados com ANM 
 
 
3.25 
poços marítimos de completação seca 
poços cuja ANC está localizada na UEP 
 
 
3.26 poço submarino isolado 
poço onde é insignificante, durante a fase de produção, a freqüência de eventos devidos a agentes 
externos capazes de arrancar ou provocar um dano catastrófico à ANM, a ponto de permitir a 
comunicação do poço com o mar. 
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NOTA 1 Para que um poço submarino seja considerado isolado ele deve atender a todos aos 
seguintes requisitos: 
 
a) estar localizado em lâmina d’água maior que 80 m. 
b) não ter nenhum dispositivo submarino cuja instalação ou manutenção represente um 
risco significativo ao poço, incluindo amarras de âncoras, capaz de arrancar ou provocar 
um dano catastrófico à ANM, a ponto de permitir a comunicação do poço com o fundo do 
mar, localizado a uma distância, medida na horizontal, menor ou igual aquela 
determinada conforme a Tabela 1. Deve ser dada atenção especial a dispositivos 
submarinos com previsão de instalação posterior. 
 
 
Tabela 1 - Relação Entre Lâmina D’água e Distância para Definição de Poço Isolado 
 
Lâmina d’água - LDA (M) Distância horizontal (M) 
80 < LDA ≤ 170 LDA + 30 
170 < LDA ≤ 900 200 
900 < LDA ≤ 1 000 200 + (LDA - 900) x 0,1 
LDA > 1 000 210 + (LDA - 1 000) x 0,04444 
NOTA A distância medida entre os dispositivos submarinos possui uma margem de 
erro, a qual depende do método de medição utilizado. Esta margem de erro 
deve ser considerada na fase de locação dos dispositivos submarinos e 
somada à distância definida nesta Tabela. 
 
c) estar localizado a uma distância, medida na horizontal, superior a 600 m de qualquer 
UEP localizada em LDA menor ou igual a 1 000 m. Para UEP localizada em LDA maior 
que 1 000 m, esta distância deve ser calculada pela fórmula abaixo: 
 
Distância (m) 2/)0001LDA(600  
 
d) ter pressão na cabeça do poço menor que 10.000 psi e temperatura na cabeça do poço 
menor que 121 ºC; 
e) não estar localizado em áreas de taludes instáveis (“mud sliding”) ou em áreas sujeitas a 
deslizamento do solo marinho, que possa causar danos ao revestimento do poço; 
f) não ser poço com características excepcionais que possam aumentar significativamente 
o risco, por exemplo, dificuldade e tempo elevado de perfuração de poço de alívio. 
 
 
3.27 
poço submarino não-surgente para a UEP 
poço que, sem o auxílio de um método de elevação artificial, não consegue manter regime de fluxo de 
produção continuo ou intermitente para a UEP 
 
NOTA Poços injetores também devem ser analisados. 
 
 
3.28 
poço submarino não-surgente para o fundo do mar 
poço que, sem o auxílio de um método de elevação artificial, não consegue manter regime de fluxo de 
produção continuo ou intermitente para o fundo do mar (para qualquer vazão, a pressão disponível na 
ANM é sempre menor do que a pressão hidrostática gerada pela água do mar nesta profundidade) 
 
NOTA Poços injetores também devem ser analisados. 
 
 
3.29 
poços terrestres 
poços cuja ANC está localizada em terra firme 
 
 
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3.30 
poço terrestre ou de completação seca não-surgente 
poço que, sem o auxílio de um método de elevação artificial, não consegue manter regime de fluxo de 
produção continuo ou intermitente para a pressão atmosférica (não é a do separador) 
 
 
3.31 
“Shut Down Valve” (SDV) 
elemento final de controle automático, localizado na UEP, acionado também pelo sistema de parada 
de emergência da plataforma, cuja função é bloquear o escoamentode fluido do “riser” de produção 
ou injeção para a UEP e da UEP para o poço 
 
 
3.32 
“Technologically Enhanced Natural Occurrence of Radioactive Material” (TENORM) 
ocorrência de material radiativo causada pelo processo de explotação 
 
 
3.33 
teste funcional 
efetuado para verificar visualmente com ROV ou mergulhador apenas a abertura, e fechamento 
completo de válvulas da ANM ou BAP, a partir da UEP 
 
 
3.34 
Unidade Estacionária de Produção (UEP) 
plataforma de produção fixada ao solo marinho através de sistema de ancoragem (SPARS, 
semisubmersíveis e navios), tendões (“Tension Leg Platforms”), pernas metálicas ou de concreto 
(plataformas fixas ou “Jack Up”) 
 
NOTA FPSO de posicionamento dinâmico também são considerados como UEP nesta Norma. 
 
 
3.35 
UN 
Unidade de Negócio da PETROBRAS 
 
 
3.36 
veículo de operação remota (ROV) 
robôs submarinos utilizados para inspeção e atuação de equipamentos submarinos 
 
 
4 Condições Gerais 
 
 
4.1 Qualquer não atendimento dos requisitos descritos nesta Norma de segurança deve ser 
justificado com respaldo de estudo de análise de risco quantitativa. A análise de risco deve ser bem 
fundamentada e supervisionada por especialista experiente em análise de risco, que conheça o 
assunto engenharia de poço. 
 
 
4.2 Registro e Divulgação de Informações 
 
 
4.2.1 Todas as informações relativas à ANC, ANM e DSSS, principalmente os dados de falha, devem 
estar disponíveis para consulta rápida. Para poços terrestres, esta obrigatoriedade restringe-se a 
poços críticos. 
 
 
4.2.2 Toda e qualquer alteração nos equipamentos do poço e superfície deve ser registrada e 
disponibilizada à Unidade Operacional. 
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NOTA Estas informações devem estar disponibilizadas nas UEPs e seu acesso deve ser garantido, 
mesmo para o caso de perda de energia. 
 
 
4.3 Novas tecnologias devem ser tratadas de forma especial através de análise de confiabilidade e 
risco. 
 
 
4.4 Poços injetores em zona de hidrocarbonetos devem ser tratados da mesma maneira que poços 
produtores. 
 
 
4.5 O não atendimento dos requisitos estabelecidos nesta Norma, incluindo os critérios de teste dos 
dispositivos de segurança implica não conformidade. 
 
 
4.6 Área Habitada - Classificação (Poços Terrestres) 
 
 
4.6.1 As áreas dos poços são classificadas de acordo com os critérios da Tabela 2, prevalecendo a 
maior classe, correspondente ao critério mais rigoroso. 
 
 
Tabela 2 - Critérios para Classificação de Áreas de Poços 
 
Quantidade de Habitações (N) Raio 
Classe 200 (m) 400 (m) 
1 N = 0 N  20 
2 1  N  7 21  N  50 
3 N  7 N  50 
NOTA Para efeito de aplicação da Tabela 1, devem ser computadas as habitações existentes nas 
áreas compreendidas pelas circunferências, com raios de 200 m e de 400 m e com centro 
no poço. 
 
 
4.7.2 Se em qualquer das áreas acima existir edificação na qual possam reunir-se grupos de 
pessoas, a exemplo de: escolas, hospitais, igrejas, salas de espetáculos, clubes, quartéis etc., bem 
como, estradas federais, estaduais ou municipais, estas áreas devem ser consideradas como da 
classe imediatamente superior àquela em que estava classificada. 
 
 
4.7.3 As áreas onde se verifique o desenvolvimento habitacional ou implementação industrial, bem 
como os arredores de cidades, devem ser considerados na classe 3. 
 
 
5 Poços Terrestres 
 
 
5.1 Todo o poço deve possuir um acesso ao anular, onde possa ser montada uma linha de injeção 
de fluido que possibilite amortecer o poço em caso de emergência ou necessidade. 
 
 
5.2 As condições mínimas de segurança dependem da classificação do poço: crítico ou não crítico. 
 
 
5.3 Um poço é considerado crítico quando se enquadra em, pelo menos, uma das condições 
descritas em 5.3.1 a 5.3.7. 
 
 
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5.3.1 Ter uma concentração de H2S no fluido produzido que exija a utilização de materiais para 
serviços em ambiente com H2S, de acordo com a NACE MR 175. 
 
 
5.3.2 Sua distância em relação a, rodovias federais, estaduais ou municipais, áreas de trabalho ou 
lazer permanentes (tais como: hospitais, igrejas, escolas, salas de espetáculos, clubes, quartéis etc.), 
bem como, de cursos ou acumulações de água doce ou salgada (exemplo: rios, barragens, açudes, 
mar, mangues, salinas) e de reservas ambientais, for inferior a 100 m. 
 
 
5.3.3 Ser de produção ou injeção de gás. 
 
 
5.3.4 Ser de injeção contínua de vapor. 
 
 
5.3.5 Ser surgente. 
 
 
5.3.6 Apresentar radioatividade acima do nível permitido pela CNEN NN 4.01. 
 
 
5.3.7 Ter temperatura na cabeça superior a 80 °C. 
 
 
5.4 Ações Possíveis e Critérios de Aplicação para Aumentar a Segurança de Poços Terrestres 
 
 
5.4.1 Instalação de DSSS 
 
 
5.4.1.1 Todo poço crítico deve ser equipado com dispositivo de segurança de subsuperfície, a ser 
instalado, no mínimo, 10 m abaixo do nível do solo, exceto nos casos relacionados em 5.4.1.2. 
 
 
5.4.1.2 Pode ser dispensado o uso de DSSS na hipótese do poço ser caracterizado em pelo menos 
uma das condições abaixo, mesmo que tenha sido considerado crítico, conforme 5.2.1 a 5.2.7: 
 
a) poços não-surgentes; 
b) poços com previsão de perda de surgência até 6 meses após o início da produção; 
c) poços injetores de água; 
d) poços de captação de água; 
e) poços de injeção de vapor; 
f) casos especiais de poços surgentes, desde que respaldado por análise de risco, 
conforme o 4.2. 
 
 
5.4.1.3 O DSSS deve ser testado pelo menos a cada 12 meses. Critério de aceitação: o vazamento 
máximo admissível é de 400 mL/min, para poços de óleo e 0,424m3/min para poços de gás. 
 
 
5.4.2 Instalação de Grade de Proteção 
 
 
5.4.2.1 O uso da grade de proteção é obrigatório nos seguintes casos: 
 
a) poços localizados em áreas urbanas; 
b) poços equipados com partes móveis expostas sem proteção (por exemplo: bombeio 
mecânico); 
c) poços com temperatura na cabeça do poço acima de 80 °C; 
d) poços classe 2 e classe 3 não equipados com cerca de proteção. 
 
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5.4.2.2 A grade de proteção deve contornar todo o poço e equipamento de elevação, tendo uma 
distância mínima das partes móveis destes equipamentos de 1,5 m. 
 
 
5.4.2.3 Deve ter altura mínima de 1,5 m, em relação ao solo, apoiada em sapatas, ou similar, para 
facilidade de movimentação e com portão. A distância da base da grade ao solo deve ser menor que 
15 cm. 
 
 
5.4.3 Instalação de Cerca de Proteção da Locação 
 
 
5.4.3.1 É obrigatória para os seguintes casos: 
 
a) poços localizados em áreas urbanas; 
b) poços classe 1 e sem grade de proteção; 
c) poços localizados a menos de 100 m de rodovias federais e estaduais. 
 
 
5.4.3.2 As características da cerca de proteção devem ser conforme as indicadas para os poços da 
PETROBRAS N-1190. 
 
 
5.4.4 Medição Periódica do Nível de Radioatividade - TENORM 
 
 
5.4.4.1 A medição de radioatividade deve ser realizada em qualquer poço (crítico ou não crítico) que, 
com base em seu histórico, por correlação ou por simulação, apresente possibilidade de incrustação 
de sais, tais como: carbonato de cálcio, sulfato de bário, sulfato de estrôncio ou ainda que já tenha 
alguma medida indicando a ocorrência de radioatividade. 
 
 
5.4.4.2 A medição deve ser realizada em todas as linhas que saem do poço até 5 m da cabeça do 
poço, no corpo e válvulas da árvore de natal, com a periodicidade máxima anual. 
 
 
5.4.4.3 Critério de aceitação: se após 2 medições consecutivas, com o poço produzindo 
continuamente, o nível de radiação na superfície for menor que o permitido pela CNEN NN 4.01 e não 
havendo incremento entre a primeira e a segunda, a periodicidade pode ser aumentada para até 
2 anos. 
 
 
5.4.4.4 Se, após uma medição, ocorrer incremento significativo do nível de radiação na superfície em 
relação ao nível da medição anterior, mesmo que ambos estejam abaixo do recomendado pela 
CNEN NN 4.01, novasmedições devem ser realizadas, em períodos máximos de 6 meses. 
Ocorrendo aumento significativo do BSW, reduzir o período para 3 meses. 
 
 
5.4.4.5 Se após qualquer medição do nível de radiação na superfície, o nível for superior ao 
recomendado pela CNEN NN 4.01, o poço deve ser imediatamente fechado. Um relatório deve ser 
entregue à segurança industrial, para programar, junto à engenharia de poço ou engenharia de dutos, 
a remoção do material radioativo. 
 
 
5.4.5 Monitoração da Temperatura 
 
 
5.4.5.1 Todo poço produtor de óleo, sob influência de injeção contínua de vapor, deve ter sua 
temperatura medida semanalmente. Esta freqüência pode ser diminuída em função do histórico de 
temperatura do campo ou poço. 
 
 
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5.4.5.2 Todo poço produtor de óleo que recebeu vapor através da injeção cíclica deve ter sua 
temperatura medida imediatamente após o início da fase de produção, para garantir que a 
temperatura atingida seja igual ou inferior ao limite das gaxetas. Caso a temperatura seja superior ao 
limite das gaxetas, o poço deve ser imediatamente fechado. 
 
 
5.4.5.3 A temperatura deve ser medida de acordo com procedimentos específicos. 
 
 
5.4.6 Proteção de Áreas Ambientalmente Críticas 
 
Em poço localizado em área ambientalmente crítica deve ser feita uma análise de risco para subsidiar 
as condições de operação do poço e as medidas de combate a eventuais vazamentos. 
 
 
5.4.7 Identificação e Sinalização do Poço 
 
Todo poço deve possuir identificação com placa. 
 
 
5.4.8 Testes de Equipamentos de Superfície 
 
 
5.4.8.1 Sempre que houver uma intervenção no poço, todos os dispositivos de segurança devem ser 
testados. 
 
 
5.4.8.2 Todos os testes devem ser registrados em planilhas de controle a serem mantidas 
permanentemente na unidade operacional. 
 
 
5.4.8.3 Vazamentos para o exterior que causem poluição ambiental ou representem perigo à vida 
humana devem ser sanados imediatamente. Caso não seja possível, o poço deve ser fechado até o 
problema ser sanado. 
 
 
5.4.8.4 Para poços críticos, ou com elevação pneumática, se a árvore de natal perder a função de 
barreira de segurança, o poço também deve ser fechado, amortecido e providenciada a substituição 
da ANC no menor prazo possível. 
 
 
5.4.8.5 Dispositivos de segurança devem ser testadas contra a pressão do poço, a cada 12 meses 
para verificação da vedação e do funcionamento do sistema de acionamento. No caso de atuador 
hidráulico, devem ser registrados os dados de pressão de início e final de abertura e o tempo de 
acionamento, para comparação e acompanhamento. 
 
 
5.4.8.6 O acionamento das válvulas da árvore de injeção contínua de vapor deve ser verificado em 
intervalos iguais ou inferiores a 6 meses. 
 
 
5.4.8.7 Além dos testes periódicos previstos em 5.4.8.1 a 5.4.8.6 a árvore de natal de poço de gás 
deve ser testada, logo após o início da produção ou injeção, com o próprio gás de injeção ou 
produção, contra a pressão do poço. 
 
 
5.4.8.8 A árvore de natal de poço produtor de gás com sólidos deve ser monitorada regularmente e 
com freqüência crescente, de acordo com a experiência local, para verificar o desgaste interno dos 
equipamentos. 
 
 
 
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5.4.9 Inspeção Periódica do Poço e Cercanias 
 
 
5.4.9.1 Verificar a existência e estado de conservação da cerca de proteção da locação. 
 
 
5.4.9.2 Verificar existência e estado de conservação da grade de proteção do poço. 
 
 
5.4.9.3 Verificar existência e estado de conservação de porteira com cadeado no acesso ao poço, 
(e/ou de mata-burro, quando for o caso). 
 
 
5.4.9.4 Verificar estado de conservação da locação do poço, observando a existência de obstáculos 
que possam dificultar o acesso de sondas de intervenção ou comprometer a segurança do poço. 
 
 
5.4.9.5 Verificar o estado dos equipamentos de superfície quanto à corrosão, existência de 
vazamentos externos nas conexões da árvore de natal, cabeça de produção e cabeça de 
revestimento. Deve ser verificado e garantido o acesso permanente a todas as válvulas de anulares 
das cabeças de revestimento e cabeças de produção. 
 
 
5.4.9.6 Verificar a existência e estado de conservação dos manômetros da árvore de natal e cabeça 
de produção, testando a sua operacionalidade. 
 
 
5.4.9.7 Verificar a existência e estado de conservação das placas de identificação, sinalização e 
alerta do poço. 
 
 
5.4.9.8 Verificar existência de vazamentos na caixa de gaxetas, estado de conservação da haste 
polida e alinhamento da Unidade de Bombeio. 
 
 
5.4.9.9 Verificar estado e presença de corrosão no revestimento de produção exposto à atmosfera 
nos poços de injeção de vapor. 
 
 
5.4.10 Especificação das Condições de Acesso à Locação 
 
Recomenda-se fechar o poço crítico, quando não houver possibilidade de acesso do operador. 
[Prática Recomendada]. 
 
 
5.4.11 Configuração dos Equipamentos de Superfície 
 
Deve atender às ISO 10423 e ISO 11960. 
 
 
5.4.12 Plano de Emergência/Evacuação para Poços Críticos 
 
Deve existir um plano de emergência de acordo com a PETROBRAS N-2093. 
 
 
6 Poços Marítimos de Completação Seca 
 
 
6.1 As condições mínimas de segurança dependem da classificação da plataforma: 
 
a) habitada; 
b) não habitada. 
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6.2 Ações possíveis e critérios de aplicação para aumentar a segurança de poços marítimos de 
completação seca. 
 
 
6.2.1 Instalação e Teste do DSSS 
 
 
6.2.1.1 Todo poço deve ser equipado com dispositivo de segurança de subsuperfície, a ser instalado, 
no mínimo, 30 m abaixo do nível do solo marinho, exceto nos casos relacionados em 6.2.1.2. 
 
 
6.2.1.2 Pode ser dispensado o uso de DSSS para poços não-surgentes. Esta condição de 
não-surgência deve ser verificada com freqüência determinada pela unidade operacional, 
especialmente em campos com método de recuperação secundária ou pressão estática abaixo da 
pressão de saturação. Os estudos de condição de não-surgência devem ser elaborados com base 
nas boas práticas da atividade de elevação e escoamento e estarem sempre disponíveis para 
eventuais consultas. 
 
 
6.2.1.3 O DSSS deve ser testado contra a pressão do poço, de acordo com procedimento da 
ISO 10417. O intervalo entre testes deve ser de, no máximo, 6 meses, conforme estabelecido na 
ISO 10417, podendo ser estendido, desde que respaldado por estudo de confiabilidade e análise de 
risco. O vazamento máximo admissível é de 400 mL/min para óleo e 0,424 m3/min (condições padrão 
da ISO) para gás. Caso o DSSS falhe aberto, o poço deve ser fechado imediatamente e deve ser 
restabelecida a segunda barreira de segurança de subsuperfície. Caso o DSSS feche, mas apresente 
vazamento superior ao limite estipulado acima, o problema deve ser solucionado o mais breve 
possível. A decisão de não fechar o poço, neste caso, deve ser respaldada por análise de risco. 
Durante o teste, deve ser analisada a assinatura da válvula e, caso necessário, deve ser planejada a 
sua substituição. 
 
 
6.2.2 Instalação de Detector de Gás 
 
 
6.2.2.1 Em plataformas com poços produtores de H2S devem ser instalados detectores fixos na área 
dos poços, em posições a serem determinadas pela equipe de segurança industrial. 
 
 
6.2.2.2 Para essas plataformas deve-se prover ventilação ou exaustão artificial para áreas 
confinadas próximas aos poços. 
 
 
6.2.2.3 Os detectores de H2S devem estar ajustados para 2 níveis de alarme: 
 
a) nível 1: 9 ppm na atmosfera; 
b) nível 2: 50 ppm na atmosfera. 
 
NOTA O alarme nível 1 pode ser apenas de alerta, porém o alarme de nível 2 deve estar 
interligado com o sistema de desligamento (“shut-down”). 
 
 
6.2.3 Medição Periódica do Nível de Radioatividade - TENORM 
 
 
6.2.3.1 A medição de radioatividade deve ser realizada em todo poço produtor que, com base em 
seu histórico, ou por correlação,ou por simulação, apresente possibilidade de incrustação de sais, 
tais como: carbonato de cálcio, sulfato de bário, sulfato de estrôncio, ou ainda que já tenha alguma 
medida indicando a ocorrência de radioatividade. 
 
 
6.2.3.2 A medição deve ser realizada no corpo e válvulas da árvore de natal. A periodicidade deve 
ser, no máximo, 1 ano. 
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6.2.3.3 Se após 2 medições consecutivas, o nível de radiação na superfície for menor que o 
permitido pela CNEN NN 4.01, e não havendo incremento entre a primeira e a segunda, a 
periodicidade pode ser aumentada para 2 anos, desde que o poço tenha produzido continuamente 
durante esse período. 
 
 
6.2.3.4 Se após uma medição ocorrer incremento do nível de radiação na superfície em relação ao 
nível da medição anterior, mesmo que ambos estejam abaixo do recomendado pela CNEN NN 4.01 
novas medições devem ser realizadas, em períodos máximos de 6 meses. Ocorrendo aumento 
significativo do BSW, reduzir o período para 3 meses. 
 
 
6.2.3.5 Se após qualquer medição do nível de radiação na superfície, o nível for superior ao 
recomendado pela CNEN NN 4.01, o poço deve ser imediatamente fechado. Um relatório deve ser 
entregue a segurança industrial, para programar, junto à engenharia de poço ou engenharia de dutos, 
a remoção do material radioativo, ou seja, a substituição de equipamentos de poço ou de linhas. 
[Prática Recomendada], 
 
 
6.2.3.6 As medições realizadas na superfície, requeridas nesta Norma, não permitem inferir o nível 
de radioatividade em outras partes do poço ou das linhas. 
 
 
6.2.4 Instalação de Câmeras de TV e Detector de Movimento. 
 
 
6.2.4.1 Recomenda-se a instalação de câmeras, para que a cabeça e a árvore de natal de todos os 
poços da plataforma sejam perfeitamente visíveis em vídeo, possibilitando então a detecção de 
qualquer anomalia durante a produção do poço. [Prática Recomendada] 
 
 
6.2.4.2 Em plataforma não-habitada recomenda-se o uso de detector de movimento nas passagens 
que dão acesso aos poços. Devem ser instalados alarmes sonoros no local de monitoramento. 
[Prática Recomendada] 
 
 
6.2.5 Configuração dos Equipamentos de Superfície do poço. 
 
 
6.2.5.1 Todo poço deve atender as ISO 10423 e ISO 11960 e ter classe de pressão compatível com 
a pressão estática do reservatório. 
 
 
6.2.5.2 Para poços com presença de H2S e/ou CO2, todo equipamento de superfície deve atender 
aos requisitos de materiais especificados na ISO 15156 para este serviço. 
 
 
6.2.5.3 Para poços HTHP, deve ser utilizada vedação metal-metal em todos os equipamentos de 
superfície. 
 
 
6.2.5.4 Toda árvore de natal deve possuir, no mínimo, uma válvula mestra manual, uma válvula 
lateral com acionamento remoto e uma válvula de pistoneio manual. 
 
NOTA Recomenda-se substituir a válvula mestra manual por uma válvula de acionamento remoto. 
[Prática Recomendada] 
 
 
6.2.5.5 Para novas plataformas ou poços HTHP, a árvore de natal deve possuir uma válvula mestra 
com acionamento remoto, além da válvula lateral pneumática. 
 
 
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6.2.5.6 Sistemas automáticos de detecção de anormalidades devem ser instalados nas linhas de 
surgência e área dos poços para atuação das válvulas com acionamento remoto da árvore de natal. 
 
 
6.2.5.7 Nos poços equipados com sistema de elevação pneumática, o detector de anormalidades 
deve interromper o suprimento de gás para o poço. 
 
 
6.2.5.8 Os poços equipados para Bombeio Centrífugo Submerso (BCS) ou Bombeio de Cavidades 
Progressivas (BCP) devem estar preparados para detecção de anormalidades e desligamento de 
emergência do sistema de bombeio instalado no poço. 
 
 
6.2.5.9 Todo poço, exceto aquele bombeado com haste, deve ter suspensor de coluna com perfil 
para assentamento de BPV. 
 
 
6.2.5.10 A cabeça de produção deve ter na entrada de “gas-lift” uma válvula com acionamento 
remoto, e na entrada da linha de amortecimento uma válvula manual e uma válvula agulha. 
 
 
6.2.5.11 Todo poço deve possuir um acesso ao anular, onde possa ser montada uma linha de 
injeção de fluido que possibilite amortecer o poço em caso de emergência ou necessidade. 
 
 
6.2.6 Proteção de Poços Contra Movimentação de Cargas 
 
As instalações de superfície de poços e linhas de surgência, em plataformas onde ocorra a 
movimentação de cargas sobre os poços, devem possuir proteção mecânica (mezanino) 
dimensionada para resistir a quedas de cargas suspensas que possam danificar equipamentos e 
provocar o descontrole do poço. 
 
 
6.2.7 Identificação dos Poços e Plataformas Não Habitadas 
 
 
6.2.7.1 Todo poço marítimo de completação seca deve possuir identificação com placa de acordo 
com padrão PETROBRAS, contendo o nome do poço, e localizada em posição bem visível. 
 
 
6.2.7.2 Plataformas não habitadas devem ter placa de advertência para evitar acesso de pessoas 
estranhas. Exemplos de dados críticos que devem ser informados: entrada proibida, desenho de 
caveira, gás venenoso (H2S), risco de vida, alta pressão. 
 
 
6.2.8 Drenagem de Pressão dos Anulares 
 
 
6.2.8.1 Havendo acúmulo de pressão entre os revestimentos ou no anular coluna de 
produção x revestimento essa pressão deve ser drenada periodicamente. Para poços produtores por 
métodos de elevação pneumática, a drenagem do anular coluna x revestimento não se aplica. 
 
 
6.2.8.2 Se a drenagem for contínua e a vazão de óleo for superior a 400 mL/min ou de gás superior a 
0,424 m3/min (condições padrão da ISO), o problema deve ser solucionado o mais breve possível. A 
decisão de não fechar o poço, neste caso, deve ser respaldada por análise de risco. Para poços 
produtores por métodos de elevação pneumática, a avaliação do vazamento deve ser efetuada após 
a interrupção do fornecimento externo de gás. 
 
 
6.2.8.3 Visando a evitar a sucção de oxigênio para o anular durante o resfriamento do poço, 
recomenda-se manter uma pressão positiva na situação do poço fechado e temperatura estabilizada. 
[Prática Recomendada] 
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6.2.9 Monitoração de Incrustações e da Produção de Sólidos 
 
Nos poços equipados com DSSS e que apresentam incrustação ou produção de sólidos, o DSSS 
deve ser testado com periodicidade menor que o estabelecido em 6.2.1.3, em função da experiência 
e conhecimento do campo. 
 
 
6.2.10 Plano de Emergência 
 
Deve existir um plano de emergência para cada plataforma, de acordo com a PETROBRAS N-2093. 
 
 
6.2.11 Operações Simultâneas 
 
Operações simultâneas de produção e completação/intervenção/perfuração de poços devem ser 
conduzidas de acordo com os padrões vigentes na PETROBRAS. 
 
 
6.2.12 Teste, Inspeção e Manutenção Preventiva dos Equipamentos de Superfície 
 
 
6.2.12.1 A inspeção dos equipamentos de superfície deve contemplar, no mínimo, o descrito abaixo: 
 
a) estado físico e funcional de qualquer válvula de superfície, inclusive as válvulas laterais 
de revestimentos; 
b) estado físico e funcional dos cabeçais (cabeças e carretéis de revestimento); 
c) painéis de controle e sistemas de acionamento de segurança. 
 
 
6.2.12.2 Os dispositivos de segurança e válvulas manuais devem ser testados a intervalos menores 
que 12 meses, para verificação da estanqueidade e o funcionamento de seus componentes, após a 
instalação no poço. Todos os testes e inspeções devem ser registrados em banco de dados de 
controle a ser mantido permanentemente na unidade operacional. No caso de atuador hidráulico, 
sugere-se registrar os dados de pressão de início e final de abertura, e o tempo de acionamento, para 
comparação e acompanhamento. 
 
 
6.2.12.3 Vazamentos para o exterior que causem poluição ambiental ou representem perigo à vida 
humana devem ser sanados imediatamente. 
 
 
6.2.12.4 Para poços surgentes, caso não haja pelo menos um dispositivo de segurança operacional 
na árvore de natal, o poço deve ser fechado imediatamente no DSSS, instalada segundabarreira de 
segurança e providenciada a substituição da ANC no menor prazo possível. 
 
 
6.2.12.5 Para poços com elevação pneumática caso não haja pelo menos um dispositivo de 
segurança operacional na cabeça de produção, a produção deve ser interrompida imediatamente e 
providenciado o reparo. 
 
 
6.2.12.6 Para poços não-surgentes, caso não haja pelo menos um dispositivo de segurança 
operacional na árvore de natal, deve ser providenciada sua substituição no menor prazo possível. 
 
 
6.2.12.7 Para poços não-surgentes com elevação pneumática, caso não haja pelo menos um 
dispositivo de segurança operacional na árvore de natal ou na coluna de produção, a produção deve 
ser interrompida imediatamente e deve ser aliviada a pressão de gás tanto na coluna de produção 
como no anular. 
 
 
 
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6.2.12.8 Além dos testes periódicos previstos em 6.2.12.1 a 6.2.12.7, a árvore de natal de poço de 
gás deve ser testada logo após o início da produção ou injeção, com o próprio gás de injeção ou 
produção, contra a pressão do poço. 
 
 
6.2.12.9 A árvore de natal de poço produtor de hidrocarbonetos com sólidos deve ser monitorada, 
regularmente, incluindo a inspeção do “choke” ou resultados do sensor de erosão na linha, com 
freqüência crescente, de acordo com a experiência local, para inferir o desgaste interno dos 
equipamentos. 
 
 
7 Poços Submarinos 
 
 
7.1 As condições mínimas de segurança dependem da classificação do tipo de poço, conforme 
descrito em 7.1.1 e 7.1.2. Poços injetores em zona de hidrocarbonetos devem ser tratados da mesma 
maneira que poços produtores. 
 
 
7.1.1 Não-surgente para o fundo do mar e não-surgente para UEP. 
 
 
7.1.2 Surgente para o fundo do mar ou surgente para UEP: 
 
a) isolado; 
b) não-isolado. 
 
 
7.2 Ações Possíveis e Critérios de Aplicação para a Segurança de Poços Submarinos 
 
 
7.2.1 Instalação do DSSS 
 
 
7.2.1.1 Todo poço submarino produtor de hidrocarbonetos, ou injetor em zona de hidrocarbonetos, 
deve ser equipado com DSSS, instalado abaixo do leito marinho, exceto nos casos relacionados no 
7.2.1.2. 
 
NOTA No caso de existência de taludes instáveis, o DSSS deve ser instalado abaixo da 
profundidade estimada de cisalhamento do revestimento de produção. 
 
 
7.2.1.2 Pode ser dispensado o uso de DSSS para poços não-surgentes para o fundo do mar ou para 
os poços isolados. 
 
NOTA 1 A condição de não-surgência deve ser verificada com freqüência determinada pela Unidade 
Operacional, especialmente em campos com método de recuperação secundária ou 
pressão estática abaixo da pressão de saturação. O estudo da condição de não-surgência 
deve estar sempre disponível para eventuais consultas. 
NOTA 2 Todo poço submarino completado sem DSSS deve estar registrado como tal no Sistema 
Gerenciador de Obstáculos (SGO). 
NOTA 3 Na instalação de qualquer equipamento submarino, deve ser feito um estudo para verificar 
se a condição de isolamento dos poços próximos pode ser mantida. Caso negativo, este(s) 
poço(s) deve(m) sofrer intervenção para instalação de DSSS, anterior à instalação do novo 
equipamento supracitado. 
 
 
7.2.2 Especificação da ANM 
 
Toda ANM a ser adquirida deve atender o descrito em 7.2.2.1 a 7.2.2.4. 
 
 
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7.2.2.1 Ter classe de pressão compatível com a pressão estática do reservatório. 
 
 
7.2.2.2 Ter, no mínimo, os seguintes dispositivos de segurança: 
 
 
Para poço produtor (ANM convencional ou ANMH): 
 
a) uma válvula mestra de produção (falha fechada - “fail safe close”); 
b) uma válvula lateral de produção (falha fechada - “fail safe close”); 
c) uma válvula lateral de anular (falha fechada - “fail safe close”); 
d) uma válvula “crossover” (falha fechada - “fail safe close”); 
 
 
Para poço injetor (ANM convencional ou ANMH): 
 
a) uma válvula mestra de produção (falha fechada - “fail safe close”); 
b) uma válvula mestra de anular (falha fechada - “fail safe close”); 
c) uma válvula lateral de produção (falha fechada - “fail safe close”). 
 
 
7.2.2.3 Ter, no mínimo, as seguintes barreiras de segurança além dos dispositivos de segurança 
do 7.2.2.4. 
 
 
Poço produtor ou injetor de água ou gás em zona de óleo com ANM convencional: 
 
a) uma válvula de pistoneio (“swab”) de produção; 
b) uma válvula de pistoneio (“swab”) de anular; 
c) uma capa de árvore (“tree cap”) com vedação nos “bores” de anular e injeção ou outra 
barreira similar; 
d) uma válvula operada por ROV e uma válvula de retenção em cada linha hidráulica de 
injeção de produtos químicos no bloco da ANM; 
e) uma válvula operada por ROV em cada linha de controle de equipamentos instalados na 
coluna de produção. 
 
 
Poço produtor ou injetor (água ou gás) em zona de óleo com ANMH: 
 
a) duas barreiras no suspensor de coluna (desde que a “tree cap” tenha a função de 
impedir o destravamento da camisa do suspensor) ou 1 barreira no suspensor de coluna 
e uma barreira adicional acima do suspensor de coluna; 
b) barreiras no acesso ao anular que é utilizado durante intervenções com BOP de 
perfuração; 
c) uma válvula operada por ROV no bloco da ANM e uma válvula de retenção em cada 
linha hidráulica de injeção de produtos químicos; 
d) uma válvula operada por ROV em cada linha de controle de equipamentos instalados na 
coluna de produção. 
 
NOTA Durante as operações de assentamento e desassentamento do BOP de perfuração na 
ANMH com o suspensor de coluna assentado na ANMH, de poços surgentes para o fundo 
do mar, além da barreira do suspensor de coluna, deve haver uma segunda barreira 
mecânica estanque na coluna de produção, abaixo do suspensor de coluna. Esta barreira 
pode ser uma válvula, “plug” ou válvula de retenção. No caso de utilização de válvula, esta 
deve permanecer fechada até o completo assentamento ou desassentamento do BOP de 
perfuração. 
 
 
7.2.2.4 Ter dois sensores de pressão: um para monitorar a pressão na coluna e outro para monitorar 
a pressão do anular. 
 
 
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7.2.3 Requisitos Mínimos Operacionais e Inspeção e Teste de DSSS/ANM 
 
Um poço submarino só atende os requisitos operacionais mínimos quando houver um número 
mínimo de barreiras de segurança a montante (considerando o fluxo no sentido do poço para UEP) 
das válvulas laterais de produção e anular, incluindo estas válvulas laterais. O número mínimo de 
barreiras é especificado em 7.2.3.2, 7.2.3.3 e 7.2.3.4. 
 
NOTA Se durante a vida produtiva for feita uma intervenção ou ocorra um evento que reduza este 
número mínimo de barreiras, o poço deixa de atender os requisitos mínimos operacionais e 
devem ser aplicadas as mesmas ações previstas em 7.2.3.2, 7.2.3.3 e 7.2.3.4. Ou seja, as 
mesmas ações que seriam tomadas se durante os testes periódicos fosse constatado que o 
número de barreiras de segurança é menor que o mínimo necessário. 
 
 
7.2.3.1 Requisitos Gerais para Todos os Poços 
 
a) não deve haver vazamentos de hidrocarboneto para o meio externo. Se houver 
vazamento de óleo para o meio externo o poço deve ser amortecido imediatamente, 
desde que esta ação não torne a situação mais crítica. Deve ser feita uma intervenção 
para restabelecer as condições de segurança no menor prazo possível; 
 
NOTA No caso de vazamento de gás (sem óleo) para o meio externo, sem risco de poluição do 
mar ou às embarcações ou plataformas, deve ser feita uma análise de risco, conforme 4.2, 
para definir a necessidade e prazo para intervenção. 
 
 
b) deve ser feita inspeção visual para detecção de vazamentos para o mar e teste 
funcional, em um intervalo de 3 anos, das seguintes válvulas: 
— poço produtor: M1, M2, W1, W2, AIs, 
— poço injetor: M1, W1; 
 
NOTA 1 Válvulas abertas em “over ride” não são consideradas dispositivos de segurança. 
NOTA 2 Somente quando a XO estiver operando aberta, deve ser feito um teste funcional desta. 
Caso o testeseja negativo, deve ser feita uma análise dos caminhos de vazamento para 
garantir que sempre haja duas barreiras de segurança que possam impedir o fluxo de óleo 
para a UEP ou para o mar. 
NOTA 3 No caso de dispositivos de segurança que se encontram comprovadamente fechados, não é 
necessário efetuar o teste funcional destes dispositivos de segurança. 
 
 
c) deve ser feito teste do DSSS, em poços surgentes para o fundo do mar e não-isolados, a 
cada 3 anos para verificar a estanqueidade do DSSS. O vazamento máximo admissível 
de líquido é de 400 cm3/min e o vazamento máximo admissível de gás é 
de 0,43 m3/min; 
 
NOTA No caso de poços de injeção de água ou poços onde não seja possível medir os 
vazamentos supracitados, pode ser feito um teste para verificar o fechamento da DSSS, em 
vez de teste de estanqueidade. 
 
 
d) deve haver controle das válvulas da ANM e BAP a partir da UEP para permitir monitorar 
a pressão do anular e despressurizar se necessário; 
e) deve ser feito teste funcional das válvulas da ANM após assentamento da ANM e no 
início da produção do poço; 
f) O DSSS deve sofrer teste funcional e de estanqueidade em bancada, com 
correspondente registro do teste, nas seguintes situações: 
— imediatamente anterior ao seu embarque; 
— imediatamente após sua retirada, para obtenção de dados estatísticos de 
desempenho; 
— após seu reparo, se aplicável. 
 
 
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7.2.3.2 Requisitos para Poços Não-Surgentes para o Fundo do Mar e não-surgentes para a UEP 
 
 
Todos os requisitos abaixo devem ser atendidos. 
 
a) pelo menos um dispositivo de segurança na linha de produção deve estar operacional; 
b) pelo menos um dispositivo de segurança na linha de anular deve estar operacional. 
 
NOTA 1 A(s) válvula(s) de acesso ao anular da BAP pode(m) ser considerada(s) dispositivo(s) de 
segurança, desde que controlada(s) hidraulicamente da UEP. 
NOTA 2 Para poços sem “gas lift”, válvulas da ANM que não são controlados da UEP e mantidas 
totalmente fechadas também são consideradas dispositivos de segurança operacionais. 
 
 
Caso algum dos requisitos acima não seja atendido, devem ser tomadas ações imediatas que 
interrompam o fluxo de óleo permanente ou temporário do poço para a UEP. Deve ser feita uma 
intervenção para restabelecer as condições de segurança no menor prazo possível. Além destas 
ações, deve ser procedida a gestão de mudança. 
 
 
7.2.3.3 Requisitos para Poços Isolados Surgentes para o Fundo do Mar e/ou para a UEP 
 
 
Todos os requisitos abaixo devem ser atendidos. 
 
a) pelo menos dois dispositivos de segurança na linha de produção devem estar 
operacionais; 
b) pelo menos dois dispositivos de segurança na linha de anular devem estar operacionais. 
 
NOTA 1 A(s) válvula(s) de acesso ao anular da BAP pode(m) ser considerada(s) dispositivo(s) de 
segurança, desde que controlada(s) hidraulicamente da UEP. 
NOTA 2 Para poços sem “gas lift”, válvulas da ANM que não são controlados da UEP e mantidas 
totalmente fechadas também são consideradas dispositivos de segurança operacionais na 
Tabela 3. 
 
 
A Tabela 3, resume as ações a serem tomadas em caso de não atendimento dos requisitos acima. 
 
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Tabela 3 - Ações a Serem Tomadas em Caso de Não Atendimento dos Requisitos 
para Poços sem DSSV Surgentes para o Fundo do Mar e/ou para a UEP 
 
Item 
Dispositivos de segurança 
operacionais na linha de 
produção 
Dispositivos de segurança
operacionais na linha de 
anular 
Ação 
a 1 1 ou 2 
Deve ser feita uma intervenção para 
restabelecer as condições de segurança 
num prazo máximo de 6 meses. Durante 
este intervalo, os dispositivos de segurança 
devem ser testados funcionalmente a cada 
3 meses e verificado se há vazamento para 
o mar. Além destas ações, deve ser 
procedida a gestão de mudança. 
b 0 qualquer 
Devem ser tomadas ações imediatas que 
interrompam o fluxo de óleo permanente ou 
temporário do poço para a UEP. Deve ser 
feita uma intervenção para restabelecer as 
condições de segurança no menor prazo 
possível. Além destas ações, deve ser 
procedida a gestão de mudança. 
c qualquer 0 
Devem ser tomadas ações imediatas que 
interrompam o fluxo de óleo permanente ou 
temporário do poço para a UEP. Deve ser 
feita uma intervenção para restabelecer as 
condições de segurança no menor prazo 
possível. Além destas ações, deve ser 
procedida a gestão de mudança. 
d 2 1 
Caso não haja comunicação da coluna para 
o anular, o poço pode produzir 
normalmente. Caso haja comunicação da 
coluna para o anular, deve ser feita uma 
intervenção para restabelecer as condições 
de segurança num prazo máximo de 
6 meses. Durante este intervalo, os 
dispositivos de segurança devem ser 
testados funcionalmente a cada 3 meses e 
verificado se há vazamento para o mar. 
Além destas ações, deve ser procedida a 
gestão de mudança. 
 
 
7.2.3.4 Requisitos para Poços Não-Isolados Surgentes para o Fundo do Mar e/ou para a UEP 
 
 
Todos os requisitos abaixo devem ser atendidos. 
 
a) pelo menos o DSSS e mais um dispositivo de segurança na linha de produção da ANM 
devem estar operacionais. 
b) pelo menos dois dispositivos de segurança na linha de anular devem estar operacionais. 
 
NOTA 1 A(s) válvula(s) de acesso ao anular da BAP pode(m) ser considerada(s) dispositivo(s) de 
segurança, desde que controlada(s) hidraulicamente da UEP. 
NOTA 2 Para poços sem “gas lift”, válvulas da ANM que não são controlados da UEP e mantidas 
totalmente fechadas também são consideradas dispositivos de segurança operacionais na 
Tabela 4. 
NOTA3 Caso haja intervenção em um poço não-isolado, os poços adjacentes surgentes para o mar 
devem ter seus DSSS testados (estanqueidade) imediatamente antes da intervenção 
referida (prazo inferior a 12 meses). 
 
 
A TABELA 4, resume as ações a serem tomadas em caso de não atendimento dos requisitos acima. 
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Tabela 4 - Ações a serem Tomadas em Caso de Não Atendimento dos Requisitos 
para Poços Não-Isolados Surgentes para o Fundo do Mar e/ou para a UEP 
 
Item 
DSSS 
operacional 
Número de 
dispositivos de 
segurança 
operacionais 
na linha de 
produção da 
ANM 
Número de 
dispositivos 
de segurança 
operacionais 
na linha de 
anular 
Ações 
a Não 2 2 
Se o único critério que impede o poço ser 
classificado como isolado for a distância a um poço 
adjacente, o poço pode continuar produzindo 
normalmente enquanto não houver intervenções 
com sonda nos poços situados dentro do raio 
determinado pela Tabela 2. Quando for prevista 
uma intervenção em um ou mais poços vizinhos, 
e/ou quando houver outras instalações ou eventos 
que possam causar danos à ANM, deve ser feita 
uma análise de risco conforme condições do 4.2. 
Além destas ações, deve ser procedida a gestão de 
mudança. Caso haja mais de um critério que impeça 
o poço de ser classificado como isolado, deve ser 
feita uma intervenção para restabelecer as 
condições de segurança num prazo máximo de 
6 meses. 
Quando for prevista uma intervenção em um ou 
mais poços vizinhos, e/ou quando houver outras 
instalações ou eventos que possam causar danos à 
ANM, deve ser feita uma análise de risco conforme 
condições do 4.2. Além destas ações, deve ser 
procedida a gestão de mudança. 
Se o único critério que impede o poço ser 
classificado como isolado for a distância a um poço 
adjacente e caso não haja comunicação da coluna 
para o anular, o poço pode produzir normalmente 
enquanto não houver intervenções com sonda nos 
poços situados dentro do raio determinado pela 
Tabela 2. Quando for prevista uma intervenção em 
um ou mais poços vizinhos, e/ou quando houver 
outras instalações ou eventos que possam causar 
danos à ANM, deve ser feita uma análise de risco 
conforme condições do 4.2. Caso haja mais de um 
critério que impeça o poço de ser classificado como 
isolado, deve ser feita uma intervenção pararestabelecer as condições de segurança num prazo 
máximo de 6 meses. Durante este intervalo, os 
dispositivos de segurança devem ser testados 
funcionalmente a cada 3 meses e verificado se há 
vazamento para o mar. 
Quando for prevista uma intervenção em um ou 
mais poços vizinhos, e/ou quando houver outras 
instalações ou eventos que possam causar danos à 
ANM, deve ser feita uma análise de risco conforme 
condições do 4.2. Além destas ações, deve ser 
procedida a gestão de mudança. 
b Não 2 1 
Caso haja comunicação da coluna para o anular, 
deve ser feita uma intervenção para restabelecer as 
condições de segurança num prazo máximo de 
6 meses. Durante este intervalo, os dispositivos de 
segurança devem ser testados funcionalmente a 
cada 3 meses e verificado se há vazamento para o 
mar. Além destas ações, deve ser procedida a 
gestão de mudança. 
 
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Tabela 4 - Ações a serem Tomadas em Caso de Não Atendimento dos Requisitos para 
Poços Não-Isolados Surgentes para o Fundo do Mar e/ou para a UEP 
(Conclusão) 
 
Item 
DSSS 
operacional 
Número de 
dispositivos de 
segurança 
operacionais na 
linha de 
produção da 
ANM 
Número de 
dispositivos 
de segurança 
operacionais 
na linha de 
anular 
Ações 
c Não 1 1 ou 2 
Deve ser feita uma intervenção para 
restabelecer as condições de segurança num 
prazo máximo de 6 meses. Durante este 
intervalo, os dispositivos de segurança devem 
ser testados funcionalmente a cada 3 meses e 
verificado se há vazamento para o mar. 
Quando for prevista uma intervenção em um 
ou mais poços vizinhos, e/ou quando houver 
outras instalações ou eventos que possam 
causar danos à ANM, deve ser feita uma 
análise de risco conforme condições do 4.2. 
Além destas ações, deve ser procedida a 
gestão de mudança. 
d Sim ou não qualquer 0 
Devem ser tomadas ações imediatas que 
interrompam o fluxo de óleo permanente ou 
temporário do poço para a UEP. 
Deve ser feita uma intervenção para 
restabelecer as condições de segurança no 
menor prazo possível. Além destas ações, 
deve ser procedida a gestão de mudança. 
e Não 0 qualquer 
Devem ser tomadas ações imediatas que 
interrompam o fluxo de óleo permanente ou 
temporário do poço para a UEP. Deve ser feita 
uma intervenção para restabelecer as 
condições de segurança no menor prazo 
possível. Além destas ações, deve ser 
procedida a gestão de mudança. 
f Sim 1 ou 2 1 
Caso não haja comunicação da coluna para o 
anular, o poço pode produzir normalmente. 
Caso haja comunicação da coluna para o 
anular, deve ser feita uma intervenção para 
restabelecer as condições de segurança num 
prazo máximo de 6 meses. Durante este 
intervalo, os dispositivos de segurança devem 
ser testados funcionalmente a cada 3 meses e 
verificado se há vazamento para o mar. Além 
destas ações, deve ser procedida a gestão de 
mudança. 
g Sim 0 1 ou 2 
Deve ser feita uma intervenção para 
restabelecer as condições de segurança 
num prazo máximo de 6 meses. Durante 
este intervalo, os dispositivos de 
segurança deverão ser testados 
funcionalmente a cada 3 meses e 
verificado se há vazamento para o mar. 
Além destas ações, deve ser procedida a 
gestão de mudança. 
 
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7.3 Identificação dos Poços 
 
Toda ANM deve possuir identificação do poço, em local de fácil visualização por ROV ou 
mergulhador. 
 
 
7.4 Plano de Contingência 
 
Cada UN deve estabelecer um plano de contingência prevendo todo e qualquer tipo de acidente com 
os equipamentos submarinos e de poço que causem impacto ambiental ou riscos às instalações de 
superfície, suas conseqüências e ações corretivas/preventivas. 
 
 
7.5 Operações Simultâneas 
 
Durante as operações de perfuração de poço em “cluster” ou “template” que representem risco a um 
ou mais poços do cluster ou “template”, deve haver fechamento deste(s) poço(s) submetido(s) ao 
risco, através de uma barreira de segurança, em profundidade abaixo do “kick-off point” do poço em 
perfuração, desde que este(s) poço(s) se enquadre(m) nas condições descritas em 7.5.1 e 7.5.2. O 
fechamento deve permanecer até que a profundidade do poço em perfuração atinja o “kick-off point”. 
 
 
7.5.1 Ter interseção com a elipse de incerteza da trajetória do poço em perfuração. 
 
 
7.5.2 Ser surgente para o fundo do mar. 
 
NOTA Os poços que têm interseção com a elipse de incerteza da trajetória do poço em perfuração 
e não são surgentes para o fundo do mar devem ter a pressão de “gas lift” drenada e ser 
fechados na ANM. 
 
 
7.6 Treinamento dos Responsáveis pelos Testes Funcionais e de Estanqueidade 
 
Os responsáveis pelo acompanhamento/realização dos testes funcionais e de estanqueidade de 
DSSS e ANM devem receber treinamento específico para cumprir esta tarefa. 
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IR 1/1 
 
ÍNDICE DE REVISÕES 
 
 
REV. A 
Partes Atingidas Descrição da Alteração 
Todas Revisadas 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
_____________ 
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GRUPO DE TRABALHO - GT-37-06 
 
Membros 
Nome Lotação Telefone Chave 
Jose Roberto Ferreira Moreira 
Coordenador 
E&P-ENGP/IPP/ES 814-6320 H050 
João Nuno Vilaça Galvão 
Moreira 
UN-BC/ATP-MRL/IP 863-6801 VA45 
Paulo Roberto de Abreu 
Barros 
UN-BC/ATP-C/IP 863-6293 KM83 
Carolina Silva Avelar UN-ES/ENGP/EP 805-4254 EPL1 
Gastão Brito Guimarães UN-SEAL/ATP-SM/IP 831-5926 HA29 
Jorge Luis Pereira Soares UN-RIO/ENGP/EP 816-3339 BW55 
Sergio Ricardo Baptista 
Dreyer 
UN-RIO/ENGP/EP 816-3758 SMS6 
Nilo de Moura Jorge E&P-ENGP/IPP/ES 814-2901 W0Q3 
Kazuo Miura CENPES/PDP/TEP 812-7161 HM08 
Alfonso Humberto Celia Silva E&P-SERV/US-PO/SGP 863-3557 WM2L 
Gualter Gonçalves Figueiredo E&P-SERV/US-SUB/EQSB 863-5106 WMUV 
Feliciano Ibsen de Figueiredo 
Ciriaco 
E&P-SERV/US-SUB/EQSB 863-5031 XM7T 
Rodrigo Tachy Campbell E&P-SERV/US-SUB/EQSB 863-5115 VMA5 
Tony Cesar Canuto Bueno E&P-SERV/US-SUB/EQSB 863-5012 CLE5 
Marcos Lourenço Lopes E&P-SERV/US-PO 816-0696 HMM6 
Paulo Roberto Santos Pinto 
da Fonseca 
E&P-ENGP/EP/COMP 814-2958 HMC7 
Tiago Cardoso da Fonseca E&P-ENGP/EP/COMP 814-3912 RTY6 
Jose Eduardo de Lima Garcia UN-BS/ENGP/EP 859-1690 SDA6 
Carlos Alberto Teles Borges UN-BC/ENGP/EP 814-6320 H050 
Luis Charles de Souza Martins UN-BC/ATP-N-NE/OP-GP-PG/GEPLAT-GP 761-6652 HMBY 
Jacildo Silva de Souza UN-BC/ATP-N-NE/OP-GP-PG/GEPLAT-GP 862-8030 FM9U 
Cristovam Alves Diniz UN-SEAL/ATP-SM/OP-AR 805-4254 EPL1 
Andre Luis de Carvalho UN-RNCE/ATP-M/IP 831-5230 VA35 
Breno Araujo Castro UN-RNCE/ATP-M/OP-RN-M 834-4442 CTTW 
Secretário Técnico 
Flavio Miceli ENGENHARIA/AG/NORTEC-GC 819-3078 ERQE 
 
ei0p
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