Integridade de Poços - Jackson e Alina

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UNIVERSIDADE FEDERAL FLUMINENSE 
ESCOLA DE ENGENHARIA 
DEPARTAMENTO DE ENGENHARIA QUÍMICA E DE PETRÓLEO 
CURSO DE GRADUAÇÃO EM ENGENHARIA DE PETRÓLEO 
 
 
 
 
ALINA FERNANDES ROCHA 
JACKSON GARCIA DA FONSECA 
 
 
 
 
 
 
 
 
INTEGRIDADE DE POÇOS NA ETAPA DE PRODUÇÃO DE 
HIDROCARBONETOS 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
Niterói 
2019 
 
 
 
 
ALINA FERNANDES ROCHA 
JACKSON GARCIA DA FONSECA 
 
 
 
 
INTEGRIDADE DE POÇOS NA ETAPA DE PRODUÇÃO DE 
HIDROCARBONETOS 
 
 
Trabalho de Conclusão de Curso 
apresentado ao curso de Engenharia de 
Petróleo da Escola de Engenharia da 
Universidade Federal Fluminense, como 
requisito parcial para obtenção do título de 
Bacharel em Engenharia de Petróleo. 
 
 
 
Orientador 
Prof. Dr. Alfredo Moises Vallejos Carrasco 
 
 
 
 
 
 
 
Niterói 
2019 
Ficha catalográfica automática - SDC/BEE
Gerada com informações fornecidas pelo autor
Bibliotecária responsável: Fabiana Menezes Santos da Silva - CRB7/5274
R672i Rocha, Alina Fernandes
 Integridade de Poços na Etapa de Produção de
Hidrocarbonetos / Alina Fernandes Rocha, Jackson Garcia da
Fonseca ; Alfredo Moises Vallejos Carrasco, orientador.
Niterói, 2019.
 62 f. : il.
 Trabalho de Conclusão de Curso (Graduação em Engenharia
de Petróleo)-Universidade Federal Fluminense, Escola de
Engenharia, Niterói, 2019.
 1. Integridade de Poço. 2. Fase Operacional. 3.
Inteligência Artificial. 4. Produção intelectual. I.
Fonseca, Jackson Garcia da. II. Carrasco, Alfredo Moises
Vallejos, orientador. III. Universidade Federal Fluminense.
Escola de Engenharia. IV. Título.
 CDD -
 
 
ALINA FERNANDES ROCHA 
JACKSON GARCIA DA FONSECA 
 
 
INTEGRIDADE DE POÇOS NA ETAPA DE PRODUÇÃO DE 
HIDROCARBONETOS 
 
 
 
Trabalho de Conclusão de Curso 
apresentado ao curso de Engenharia de 
Petróleo da Escola de Engenharia da 
Universidade Federal Fluminense, como 
requisito parcial para obtenção do título de 
Bacharel em Engenharia de Petróleo. 
 
Aprovado em 18 de junho de 2019. 
 
BANCA EXAMINADORA 
 
 
 
 
AGRADECIMENTO 
 
Agradeço primeiramente à Deus por todas as conquistas que obtive até aqui. 
 
Aos meus pais Conceição e Nertaly por nunca medirem esforços para que eu pudesse 
seguir meus sonhos, por estarem ao meu lado todos os momentos e por todo o apoio 
dado. À minha irmã Isadora, a qual foi o meu maior suporte, principalmente emocional, 
ao longo de minha vida acadêmica. 
 
Ao meu namorado Luan que tanto me apoiou e auxiliou sempre que pôde, ao Jackson, 
que aceitou dividir comigo dentre tantas outras responsabilidades o trabalho de 
conclusão de curso, aos meus amigos que acompanharam minhas alegrias e 
angústias Brendon, Jean, Jéssica, Jordana, Lorena, Maryane, Marina, Milena, Thaís 
e Victoria. E a todos os meus colegas de curso das turmas de Pelotas, Rolla e Niterói. 
 
Aos professores que tanto contribuíram para meu crescimento profissional, 
principalmente ao nosso orientador Alfredo Carrasco. 
 
Ao Governo Federal Brasileiro, por ter tido a oportunidade de estudar em duas 
universidades federais de alto nível de qualidade, e pela chance de estudo na Missouri 
University of Science and Technology em Missouri nos Estados Unidos, através do 
programa Ciência sem Fronteiras. 
 
À equipe da CPERF (Coordenação de Perfuração) da SSM André, Denise, Mariana, 
Rafael e Renata, com quem tive minha primeira experiência profissional de estágio, 
onde tanto aprendi e cresci. 
 
Por fim, à equipe de Engenharia de Poços da PetroRio, onde estágio atualmente, nas 
pessoas de Elida, Estevão, Francisco Francilmar, Jean, Luiz Antonio, Matheus, Paulo 
e Vanessa, com quem tanto tenho aprendido através de todas as oportunidades a 
mim concedidas. 
 
 
 
 
AGRADECIMENTO 
 
Agradeço meu pai Rovilson, minha mãe Gilvana e minhas queridas irmãs Beatriz e 
Lívia por todo apoio e incentivo durante esta longa jornada, sem vocês jamais teria ido 
tão longe. 
 
A toda minha família, em especial meu tio Hélio Henrique (in memorian), meu padrinho 
Miguel (in memorian), minha madrinha Rosilda (in memorian) e minha prima Rafaela 
(in memorian) que acompanharam meus primeiros passos nessa caminhada e muito 
contribuíram para o meu sucesso. 
 
Aos meus amigos de São João Batista do Glória, que não cometerei o pecado de citar 
nomes para não correr o risco de esquecer alguém. 
 
Aos meus amigos Alina, Andres, Brendon, Bruno, Carina, Jean, Gabriel e demais 
colegas do curso de Engenharia de Petróleo da Universidade Federal Fluminense. 
 
Aos professores do curso de Engenharia de Petróleo da UFF dentre os quais destaco 
nosso orientador Alfredo Carrasco. 
 
A CPROD (Coordenação de Produção Offshore) da SSM (Superintendência de 
Segurança Operacional e Meio Ambiente) pelo aprendizado e experiência adquirida 
no estágio e por me inspirarem a cada dia ser uma pessoa melhor. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
“Feliz aquele que transfere o que sabe 
e aprende o que ensina.” 
(Cora Coralina) 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
RESUMO 
 
Esse trabalho aborda uma revisão bibliográfica sobre a integridade de poços durante 
a fase operacional, tanto para poços produtores, como para injetores, tratando 
principalmente dos envelopes de barreiras, onde se aponta os principais 
equipamentos responsáveis pela vedação de fluxo do poço até a superfície durante 
sua produção/injeção, além de indicar a importância de um sistema de gerenciamento 
da integridade do poço apropriado para se realizar a avaliação e monitoramento do 
poço ao longo de sua vida, e principalmente durante sua operação. A partir dessa 
revisão, é feita uma análise de aplicações de inteligência artificial na indústria de 
petróleo global para fim de monitoramento das barreiras do poço, bem como o uso de 
redes neurais para indicação de falhas futuras em equipamentos primordiais para a 
integridade do poço e da instalação, segurança das pessoas envolvidas durante 
operação e do meio ambiente. 
 
Palavras-chave: Integridade de poço. Fase operacional. Inteligência artificial. 
 
 
 
 
 
 
 
 
ABSTRACT 
 
This project approaches a literature review on the well integrity during its operational 
phase, both for producing or injector wells, dealing mainly with the envelopes of 
barriers, where it is pointed out the main equipment responsible for the sealing of flow 
from the well to the surface during its production/injection, as well as indicating the 
importance of an appropriate well integrity management system (WIMS) for well 
evaluation and monitoring throughout its life, and especially during its operation. From 
this review, an analysis of artificial intelligence applications in the global oil industry is 
carried out to monitor well barriers, as well as the use of neural networks to indicate 
future equipment failures that is fundamental to well integrity and installation, safety of 
people who are involved during operation and the environment. 
 
Keywords: Well integrity. Operational phase. Artificial intelligence. 
 
 
 
LISTA DE ILUSTRAÇÕES 
 
Figura 2.1 - Elementos comuns para as fases de gerenciamento de integridade 
de poços ......................................................................................................... 19 
Figura 2.2 – Exemplos de barreiras primária e secundária de um poço na fase 
de operação .................................................................................................... 22 
Figura 2.3 – Exemplo de abandono temporário após a instalação do 
revestimento de produção .............................................................................. 23 
Figura 2.4 – Exemplo de abandono temporário de poço completado para uma 
zona, com árvore de natal .............................................................................. 24 
Figura 2.5 – Exemplo de abandonopermanente com isolamento de intervalo 
com potencial de fluxo no poço aberto ........................................................... 25 
Figura 3.1– Ilustração de árvore de natal convencional ................................. 27 
Figura 3.2– Esquemático das válvulas de uma árvore de natal molhada ....... 28 
Figura 3.3– Representação de cabeça de poço com válvulas de controle de 
pressão dos anulares A e B ............................................................................ 30 
Figura 3.4– Exemplo de composição da coluna de produção e seus elementos
 ........................................................................................................................ 31 
Figura 3.5 – Ilustração de dois tipos de DHSV. Do lado esquerdo do tipo 
tubingmounted, do direito, insertável. ............................................................. 33 
Figura 3.6 – Fluxograma de análise de testes de integridade nos elementos de 
barreira durante a fase operacional do poço .................................................. 40 
Figura 4.1 – Diagrama de Fluxo ..................................................................... 43 
Figura 4.2 - Poços produtores, injetores e total com falhas de integridade ... 44 
Figura 4.3 – Gráfico representando relação de elementos de barreira com 
falhas .............................................................................................................. 45 
Figura 4.4 – (a) Esquemático completo da análise de confiabilidade, (b) CSB 
primário, CSB secundário ............................................................................... 47 
Figura 4.5 – Quadro com a legenda esquemática dos poços do pré-sal ........ 48 
Figura 4.6 – Quadro com os componentes do CSB, modos de falha, taxa de 
falha e confiabilidade em 27 anos .................................................................. 49 
Figura 4.7 – Barreira primária com as relações entre os elementos de barreira
 ........................................................................................................................ 50 
 
 
Figura 4.8 – Intervenções motivadas por falha de integridade, modelo teórico 
versus modelo real ......................................................................................... 51 
Figura 5.1 – Sistema de Gerenciamento de Integridade de Poço .................. 53 
Figura 5.2– Monitoramento da pressão no anular .......................................... 55 
Figura 5.3 – Pressão no revestimento e controle da injeção de água ............ 56 
 
 
 
 
LISTA DE TABELAS 
 
Tabela 4.1 – Resultados da confiabilidade dos CSBs .................................... 50 
Tabela 5.1 – Melhoria de eficiência devido à implementação do sistema de 
gerenciamento de dados de integridade de poços ......................................... 57 
 
 
 
LISTA DE ABREVIATURAS E SIGLAS 
 
AN Árvore de Natal 
ANP Agência Nacional de Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis 
BOP Blow-out Preventer 
CBM Condition-Based Maintenance 
CM Condition Monitoring 
CSB Conjunto Solidário de Barreiras 
DHSV Downhole Safety Valve 
EICT Electrical, Instrumentation, Control & Telecom System 
IBP Instituto Brasileiro de Petróleo, Gás e Biocombustíveis 
IoT Internet of Things 
KPI Key Performance Indicator 
NORSOK NorskSokkelsKonkuranseposisjon 
MAWOP Maximum Allowable Wellhead Operating Pressure 
PG Prática de Gestão 
PT Permissão de Trabalho 
PSA Petroleum Safety Authority 
ROV Remotely Operated Underwater 
RTSGIP Regulamento Técnico do Sistema de Gerenciamento de 
Integridade de Poços 
RTSGSO Regulamento Técnico do Sistema de Gerenciamento de 
Segurança Operacional das Instalações Marítimas de Perfuração 
e Produção de Petróleo e Gás Natural. 
SCP Sustained Casing Pressure 
SGIP Sistema de Gerenciamento de Integridade de Poços 
SCSSV Surface Controlled Subsurface Safety Vale 
SSV Safety Shutdown Valve 
THP Tubing Head Pressure 
 
 
 
 
 
SUMÁRIO 
 
1 INTRODUÇÃO 14 
2 CONCEITOS BÁSICOS 16 
2.1 INTEGRIDADE DE POÇOS 16 
2.2 SISTEMA DE GERENCIAMENTO DA INTEGRIDADE DE POÇOS 16 
2.3 BARREIRAS DE INTEGRIDADE 17 
2.4 FASES DO CICLO DE VIDA DE UM POÇO 19 
2.4.1 Fase de planejamento, projeto e construção 19 
2.4.2 Fase de operação e intervenção 20 
2.4.3 Fase de abandono 22 
3 MONITORAMENTO E MANUTENÇÃO DE BARREIRAS 26 
3.1 COMPONENTES DE UM SISTEMA DE PRODUÇÃO 26 
3.2 SISTEMAS DE MONITORAMENTO 33 
3.2.1 Monitoramento e teste das válvulas da árvore de natal 34 
3.2.2 Monitoramento e teste dos revestimentos, tubo de produção e anulares35 
3.2.3 Monitoramento e teste das válvulas SCSSV 38 
3.3 MONITORAMENTO USANDO INTELIGÊNCIA ARTIFICIAL 40 
3.3.1 Inteligência artificial aplicada em plataforma no campo Ivar Aasen 41 
4 ABORDAGEM DA INTEGRIDADE DE POÇOS NO MUNDO 43 
4.1 NORUEGA 43 
4.2 NIGÉRIA 46 
4.3 BRASIL 47 
5 NOVOS DESENVOLVIMENTOS 52 
5.1 AVANÇOS NO SOFTWARE DE UM OPERADOR DO ORIENTE MÉDIO 53 
5.2 APLICAÇÕES DO SISTEMA DE GERENCIAMENTO DE DADOS DE 
INTEGRIDADE DE POÇOS 54 
5.2.1 Monitoramento de pressões no anular 54 
5.2.2 Otimização de injeção de água para poços com SCP 55 
5.2.3 Melhoria na pesquisa de dados de integridade de poços provenientes de 
várias fontes 55 
6 CONCLUSÃO 58 
REFERÊNCIAS BIBLIOGRÁFICAS 60 
14 
 
 
 
 
1 INTRODUÇÃO 
 
A indústria de óleo e gás é um dos setores que oferecem maior risco 
operacional e ambiental devido às operações que envolvem altos parâmetros que 
podem ameaçar todo um ambiente que esteja envolvido nas operações. 
O setor de petróleo pode ser dividido em dois fragmentos referentes às 
atividades realizadas: upstream e downstream, em que o primeiro se refere a toda a 
fase de exploração, produção e transporte do cru, enquanto o último relaciona-se com 
o tratamento dado ao petróleo bruto, como o refino. 
Durante a fase de upstream existe a necessidade da garantia de segurança de 
operações desde a perfuração, ao longo de toda a vida de um poço até seu abandono. 
Dessa forma, entende-se a necessidade de assegurar a integridade de poço, e o 
cuidado de mantê-lo sempre com barreiras de fluxo que funcionem durante todo o 
tempo de produção e após o abandono, para que nenhum fluido de seu interior interaja 
entre si quando pertencerem a zonas de fluxo diferentes, nem com fluidos que estejam 
no exterior do poço. 
Durante os períodos de alta demanda por energia para abastecer a expansão 
das economias mundo afora, campos de óleo e gás foram desenvolvidos muito 
rapidamente, poços foram perfurados e colocados em produção em tempo recorde. 
Os principais indicadores levados em conta foram os de performance (comprimento 
perfurado por dia, dias gastos na perfuração, custos diretos, etc.), deixando de lado 
um planejamento que assegurasse a integridade do poço durante todo seu ciclo de 
vida (Sultan, 2009). 
Atualmente, a indústria brasileira de petróleo está tendo que se adaptar às 
quedas das curvas de produção de campos que são responsáveis por boa parte da 
produção de óleo no país, mas por já estarem produzindo há décadas possuem uma 
produção bem limitada nos dias de hoje e são considerados campos maduros, como 
por exemplo, os Campos de Garoupa, Albacora, Marlim, Roncador, Merluza, entre 
outros. Esses campos merecem maior atenção por possuírem maiores desafios 
quanto à integridade de poço construídos à décadas atrás, quando segurança não era 
a maior preocupação de uma empresa de óleo e gás ao realizar projetos e perfurações 
de poços. 
15 
 
 
 
 
Alguns acidentes marcaram a história da indústria de óleo e gás, trazendo 
fatalidades e consequências irreversíveis ao meio ambiente. A maioria desses 
desastres aconteceu como consequência da falta de planejamento e gestão de riscos 
que levaram às falhas nas barreiras de integridade e geraram blowout, explosões e 
vazamentos de petróleo. Entre os maiores em questão de vazamento de óleo desde 
os anos 2000 aparece o acidentena Deep Water Horizon que aconteceu no Golfo do 
México, Estados Unidos, no campo de Mississipi Canyon, bloco 252, conhecido como 
Macondo, durante a entrega de um poço exploratório. A explosão na plataforma 
aconteceu no dia 20 de abril de 2010, e o relatório do incidente indicou 8 causas, em 
que grande parte são resultado de falhas de barreiras do poço, por exemplo :falha na 
cimentação dos anulares, a qual não suportou a pressão natural do poço; a locking 
sleeve (barreira instalada sobre o topo do reservatório a fim de impedir fluxo do 
exterior do poço para seu interior) falhou permitindo a passagem de óleo do 
reservatório para o interior do poço, chegando até a superfície; e as três formas de 
acionamento do BOP durante emergência também falharam. Esse acidente gerou 
onze fatalidades entre os funcionários a bordo e vazamento de aproximadamente três 
milhões de barris no oceano. 
Baseado na experiência desses eventos, a indústria tem focado no 
desenvolvimento de processos e sistemas de gerenciamento de integridade de poços 
para garantir a integridade esteja presente em seus projetos, manter as operações 
rentáveis, e sem prejuízos ao meio ambiente e a pessoas. 
Alguns documentos internacionais e nacionais auxiliam as companhias a lidar 
com esse tema a fim de encontrarem soluções para garantir integridade, sendo o mais 
importante em termos de uso global a NORSOK-D010. No Brasil existe um 
regulamento específico de gerenciamento de integridade de poço elaborado pela 
Agência Nacional de Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP) chamado 
Regulamento Técnico de Sistema de Gestão de Integridade de Poço (RTSGIP) (ANP, 
2016), o qual passou a valer em sua totalidade em novembro de 2018 para poços 
offshore. 
16 
 
 
 
 
2 CONCEITOS BÁSICOS 
 
Neste capítulo serão tratados os principais conceitos necessários para a 
abordagem da importância de se garantir a integridade durante todas as fases de um 
poço, bem como para se compreender o cenário mundial. 
 
2.1 INTEGRIDADE DE POÇOS 
 
Gerenciar a integridade do poço é essencial para o desenvolvimento das 
reservas de óleo e gás enquanto se preserva o meio ambiente e garante a segurança 
dos trabalhadores. Dada essa importância, desenvolver e implementar sistema de 
gerenciamento de integridade de poços tem sido um grande foco da indústria 
ultimamente. 
A definição de integridade de poço é dada como a qualificação que atesta a 
capacidade do poço de desempenhar sua função de conter e controlar o fluxo de 
fluidos dentro das barreiras predeterminadas ao longo da vida do poço (Sultan, 2009). 
A NORSOK D-010, a norma norueguesa que rege o sistema de gerenciamento 
de integridade durante as fases de perfuração e operação dos poços, prescreve que 
a integridade de poço pode ser realizada através da “aplicação de técnicas, soluções 
operacionais e organizacionais para reduzir o risco de uma liberação descontrolada 
dos fluidos da formação ao longo da vida do poço” (NORSOK, 2013). 
Dessa forma, um sistema que gerencia as barreiras de integridade deve 
satisfazer requisitos básicos para prover diretrizes claras para a fase de planejamento 
até a fase de abandono. O objetivo é assegurar que os poços sejam devidamente 
projetados, executados, operados e manutenidos por um período de tempo definido 
após o qual o poço será seguramente abandonado. 
 
2.2 SISTEMA DE GERENCIAMENTO DA INTEGRIDADE DE POÇOS 
 
Devido à necessidade de um regulamento técnico específico para integridade 
de poços no Brasil, tendo como um dos motivos a perda de controle do poço e fluxo 
de hidrocarbonetos para a superfície marinha, também conhecidos como underground 
17 
 
 
 
 
blowout, ocorrido no campo de Frade em 2011 e 2012, a ANP instituiu a Resolução 
46/2016, o RTSGIP. 
O RTSGIP, assim como os outros regulamentos da ANP, não é prescritivo, 
deixando a cargo das operadoras definirem e moldarem seus sistemas de 
gerenciamento baseado nas Práticas de Gestão (PG) dos regulamentos técnicos da 
ANP. O RTSGIP possui 17 Práticas de Gestão, das quais muitas são similares ao seu 
precursor, o Regulamento Técnico do Sistema de Gerenciamento de Segurança 
Operacional (RTSGSO) (ANP, 2007). Exemplos de práticas do RTSGIP que estão 
diretamente ligadas à integridade física do poço são: 
● Prática de Gestão 10 – Etapas do Ciclo de Vida do Poço; 
● Prática de Gestão 11 – Elementos Críticos de Integridade de Poço; 
● Prática de Gestão 13 – Integridade do Poço. 
Um sistema para gerenciar a integridade do poço de forma eficaz é essencial 
para o desenvolvimento dos reservatórios de óleo e gás, prevenindo a ocorrência de 
incidentes e acidentes de forma a manter o meio ambiente e a força de trabalho 
seguros. 
 
2.3 BARREIRAS DE INTEGRIDADE 
 
O gerenciamento da integridade de poço, através de verificações, inspeções, 
testes e manutenções são aspectos chave para manter a integridade das barreiras. 
Além de prevenir o fluxo descontrolado de fluidos, as barreiras devem suportar 
as cargas e os esforços que o poço possa vir a ser submetido, serem aprovadas em 
todos os testes programados e funcionar da forma a qual se espera em ambientes de 
altas pressões, temperaturas e estresse mecânico durante todo o ciclo de vida (ISO 
16530-1,2017). 
O RTSGIP, assim como outras normas e as boas práticas da indústria define 
que deve existir dois Conjunto de Barreiras de Solidárias (CSB) atuantes durante todo 
ciclo de vida do poço (ANP, 2016). 
O primeiro CSB é basicamente os elementos que estão expostos aos fluidos, 
enquanto o segundo não fica exposto a eles, mas fornece uma redundância de 
proteção caso o primeiro CSB falhe. 
18 
 
 
 
 
Pode-se dar como exemplo de barreiras primárias, a depender da fase em que 
o poço se encontra (perfuração, operação ou abandono): rochas selantes, fluidos de 
perfuração, cimentação do revestimento, revestimento de produção, packers de 
produção, válvulas de segurança de superfície, entre outros. Com relação às barreiras 
secundárias podemos citar: fluido de completação, blow-out-preventer (BOP), tubing 
hanger, cimentação de anular, conjunto de vedação, válvula de cabeça de poço, 
válvulas wing e master atuantes da árvore de natal. 
As barreiras não necessariamente devem ser físicas, ou seja, também é tido 
como barreiras alguns fatores operacionais, humanos e administrativos. 
As barreiras físicas são os equipamentos projetados, instalados e verificados 
regularmente, como por exemplo, durante a operação, as válvulas de segurança da 
árvore de natal, o tubo de produção, válvula de controle dos anulares, entre outros. 
As barreiras operacionais são designadas para prevenir os desvios das práticas 
seguras de trabalho e controlar o local de trabalho para evitar que erros gerem perigos, 
ou causem acidentes (ISO 16530, 2017). Isso pode ser feito através da expedição de 
Permissão para Trabalho (PT), quando o serviço a ser executado é não rotineiro ou 
possui uma periculosidade considerável, além de isolamentos de segurança, 
procedimentos e instruções de trabalho, etc. 
Uma organização que possui uma forte cultura de segurança deve fornecer 
uma estrutura na qual a gestão de integridade de poços é bem executada. Como parte 
dessa estrutura, os controles administrativos fornecem informações, suporte e gestão 
das atividades que estão direta ou indiretamente relacionadas à integridade do poço, 
baseando-se em normas de projetos e manuseio de materiais, programas de garantia 
de qualidade entre outros. O treinamento, experiência, habilidades e competência 
para resposta ao risco são exemplos de barreiras humanas que a equipe de trabalho 
deve possuir (ISO 16530, 2017). 
A maioria dos regulamentos vigentes na atualidade dá liberdade aos 
operadores para escolher a sua filosofia de gestão de integridade de poço, que deve 
descrever as barreiras, os testes a serem executados durante toda vida do poço, 
assim como as medidas de contingênciaa serem tomadas quando a barreira estiver 
degradada. O operador deve promover uma melhoria contínua do seu sistema de 
gestão de integridade de poços. 
19 
 
 
 
 
2.4 FASES DO CICLO DE VIDA DE UM POÇO 
 
A vida de um poço se baseia em diferentes fases, desde seu planejamento e 
projeto, até não haver mais necessidade de sua existência, ocorrendo então seu 
abandono. 
O fluxograma mostrado na Figura 2.1 demonstra cada etapa de um poço 
dividido em suas respectivas fases, bem como quando elas ocorrem. Os elementos 
para gerenciamento de integridade presentes no quadro dessa figura devem aparecer 
durante qualquer das etapas do fluxograma. 
Figura 2.1 - Elementos comuns para as fases de gerenciamento de integridade de poços 
 
Fonte: ISO 15530-1 (2017). 
As fases do poço foram agrupadas para melhor entendimento, assim ficando 
divididas em fase de planejamento, projeto e construção que correspondem a 
estruturação do poço, a fase de operação e intervenções e por fim a fase de 
abandono, sendo as três últimas partes da etapa de gerenciar a continuidade da 
integridade. 
 
2.4.1 Fase de planejamento, projeto e construção 
 
Na fase de planejamento deve-se garantir de forma clara e precisa o objetivo 
do poço, bem como os riscos que ele oferece e as formas de controlá-los. Todos os 
possíveis cenários para sua utilização: produção, injeção, gás lift, recompletação do 
20 
 
 
 
 
poço em uma zona diferente ou alguma outra operação necessária para o 
desenvolvimento da vida do poço também devem ser consideradas (Sultan, 2009). 
A fase de projeto deve levar em consideração os requisitos levantados durante 
o planejamento, assim como as tecnologias e mão de obra disponíveis. O projeto deve 
ser rentável, mas também satisfazer a segurança operacional, de meio ambiente e as 
normas reguladoras. Durante essa fase são definidos CSBs que serão construídos ou 
instalados no poço além da criticidade dos elementos que farão parte desses CSBs. 
Para isso, devem-se levar em consideração os riscos levantados na fase anterior para 
conseguir assegurar que caso haja qualquer problema entre os predefinidos, não haja 
fluxo entre diferentes zonas ou entre o exterior e o interior do poço. 
A perfuração e completação geralmente é a menor fase, porém a mais crítica, 
onde a integridade do poço deve ser verificada a cada etapa da perfuração. Nesta 
etapa é importante que o sistema de gerenciamento de integridade de poço de quem 
está executando a perfuração ou a completação tenha ferramentas e suporte 
suficiente para avaliar a competência de seus trabalhadores, a qualidade dos 
equipamentos utilizados e correta execução de cada etapa durante as operações a 
fim de assegurar que as boas práticas da indústria estão sendo seguidas e o poço 
está em total segurança (Sultan, 2009). 
 
2.4.2 Fase de operação e intervenção 
 
A fase de operação de um poço é compreendida a partir do momento em que 
ele é entregue à equipe de produção para começar a produzir ou injetar, dependendo 
de qual foi o seu objetivo. Um poço está em operação até que suas atividades sejam 
interrompidas temporária ou definitivamente por motivos variados. 
Durante toda essa etapa do poço, deve-se haver a garantia de que as barreiras 
construídas nas fases anteriores sejam utilizadas corretamente e exerçam suas 
funções como planejadas. Essa garantia é feita através de testes e manutenções 
programadas dos equipamentos, principalmente equipamentos definidos como 
críticos durante a fase de projeto. 
21 
 
 
 
 
A periodicidade e a forma em que o monitoramento e a manutenção dos 
elementos devem ocorrer são estabelecidos por manuais de boas práticas de 
integridade de poço, normas específicas ou manuais próprios de cada empresa. 
A fase de intervenção pode ou não ocorrer em um poço, pois só é necessária 
quando é preciso realizar alguma alteração no fundo do poço e que para tal seja 
inevitável a parada do poço, a qual é considerada pelo RTSGIP como abandono 
temporário, o qual pode ou não ser monitorado. Essa fase de intervenção carrega 
bastante criticidade e para que aconteça com segurança, é necessário que se defina 
os requisitos para avaliar as barreiras do poço antes e depois de uma intervenção, a 
qual exige a quebra dos CSBs pré-estabelecidos do poço (Gouda e Aslam, 2018). 
Essa fase exige que seja feita uma análise de risco e gestão de mudança, visto que 
toda a estrutura planejada de segurança do poço está comprometida. 
A Figura 2.2 representa um exemplo de dois conjuntos solidários tipicamente 
utilizados durante a fase operacional do poço, sendo os componentes dos CSBs 
primário e secundário descritos. 
Essas duas fases quando relacionadas a poços em campos maduros geram 
bastante preocupação aos órgãos de segurança como a ANP, por se tratarem de 
poços que estão em sua maioria operando há décadas, e foram construídos em 
épocas que a integridade de poços não era um assunto tão discutido no meio da 
indústria de óleo e gás e por isso muitas vezes ficava de fora dos projetos de 
perfuração e completação. 
 
22 
 
 
 
 
Figura 2.2 – Exemplos de barreiras primária e secundária de um poço na fase de operação 
 
Fonte: Torbergsen et al. (2012). 
 
2.4.3 Fase de abandono 
 
 A fase de abandono pode ser dividida em abandono temporário ou permanente 
do poço. 
O abandono temporário de poços é considerado durante dois tipos de situação: 
quando um poço injetor ou produtor já se encontra completado com todos os 
equipamentos, aguardando o início de sua operação; ou quando poços já em 
operação encontram-se fechados por motivos operacionais ou estratégicos (IBP, 
2017). 
23 
 
 
 
 
Por outro lado, o abandono permanente se refere à poços fechados que 
apresentam CSBs permanentes sem que haja interesse de reentrada futura ao poço 
(IBP, 2017). 
A Figura 2.3 apresenta um exemplo típico de abandono temporário de um poço 
por motivo estratégico ou operacional com CSB temporário, e os respectivos 
elementos constituintes de cada CSB. 
 
Figura 2.3 – Exemplo de abandono temporário após a instalação do revestimento de 
produção 
 
Fonte: IBP (2017). 
 
A Figura 2.4 exemplifica um abandono temporário realizado após a 
completação de um poço a fim de aguardar o momento em que esse entrará na fase 
de operação. Os elementos que compõem os CSBs primário e secundário são 
listados. 
24 
 
 
 
 
Figura 2.4 – Exemplo de abandono temporário de poço completado para uma zona, com 
árvore de natal 
 
Fonte: IBP (2017). 
 
A Figura 2.5 demonstra um típico abandono permanente de poço com CSBs 
permanentes, como os tampões de cimento. Esse e outros elementos que compõem 
os conjuntos de barreira são apresentados separadamente em CSB primário e 
secundário. 
 
 
 
 
25 
 
 
 
 
Figura 2.5 – Exemplo de abandono permanente com isolamento de intervalo com potencial de 
fluxo no poço aberto 
 
Fonte: IBP (2017). 
 
A fase de abandono permanente deve ser minuciosamente estudada, pois deve 
garantir que não haja qualquer vazamento de fluido em qualquer situação futura que 
possa vir a ocorrer na área em que o poço se situa. 
 
 
 
26 
 
 
 
 
3 MONITORAMENTO E MANUTENÇÃO DE BARREIRAS 
 
Após sua completação, o poço é colocado para desenvolver sua função, seja 
ela produzir, ou injetar. Os principais componentes de um poço durante sua fase 
operacional são: a cabeça de poço, a árvore de natal, as válvulas de segurança de 
subsuperfície, como a DHSV (downhole safety valve), e a coluna de produção/injeção 
e packers. 
 
3.1 COMPONENTES DE UM SISTEMA DE PRODUÇÃO 
 
A árvore de natal e a cabeça de poço são equipamentos primordiais para a 
garantia de segurança do poço, são compostas principalmente por válvulas que 
asseguram a estanqueidade do poço como um todo, ou seja, previnem que não haja 
fluxo do poço para o ambiente através dos anulares ou mesmo pela coluna de 
produção até a superfície. 
A árvorede natal consiste em um corpo acoplado na cabeça de poço com 
válvulas para segurarem o fluxo do poço. Pode ser classificada como seca (também 
conhecida como convencional) ou molhada (também conhecida como não 
convencional) vertical ou horizontal. A primeira tem menor complexidade por ser 
usada em poços onshore ou de lâmina d’água rasa. Essa é manuseada diretamente 
pelo operador, pois fica localizada na plataforma. Já a molhada é utilizada em poços 
subsea e sua operação não ocorre de forma direta como na seca, mas sim através de 
comandos dados pelo operador, afinal fica instalada no fundo do mar, e é ligada à 
superfície através de cabos. 
As válvulas que equipam a árvore de natal convencional (ANC) são do tipo 
gavetas e podem ter acionamento hidráulico, pneumático e/ou manual. A Figura 
3.1ilustra esse tipo de árvore de produção. Uma ANC geralmente possui as seguintes 
válvulas em seu corpo: 
 Válvulas mestres – ou master, sendo uma inferior manual e uma 
superior com acionamento hidráulico; 
27 
 
 
 
 
 Válvulas laterais– ou wing, sendo uma manual e uma com 
acionamento pneumático 
 Válvula de pistoneio – ou swab, sendo apenas uma manual. 
As válvulas master e a wing que possuem mais de uma no corpo da árvore 
servem como redundância, a fim de realizar a estanqueidade no caso de a principal 
falhar. 
 
Figura 3.1– Ilustração de árvore de natal convencional 
 
Fonte: Garcia et al. (2002). 
 
A árvore de natal molhada (ANM) também é constituída por um conjunto de 
válvulas gaveta, porém, além disso, possui um conjunto de linhas de fluxo e um 
sistema de controle a ser interligado ao painel que fica na plataforma, por onde todos 
os comandos são enviados. 
As válvulas que compõem normalmente o corpo de uma ANM, como mostra o 
esquemático da Figura 3.2, são: 
 Válvula mestra de produção (M!) – ou master1; 
 Válvula mestra de anular (M2) – ou master2; 
 Válvula lateral de produção (W1) – ou wing1; 
 Válvula lateral de anular (W2) – ou wing2; 
28 
 
 
 
 
 Válvula de pistoneio de produção (S1) – ou swab1; 
 Válvula de pistoneio de anular (S2) – ou swab2; 
 Válvula de interligação (XO) – ou crossover. 
 
Figura 3.2– Esquemático das válvulas de uma árvore de natal molhada 
 
Fonte: Garcia et al. (2002). 
 
As funções da árvore são de fornecer um canal de fluxo para os 
hidrocarbonetos de dentro da coluna para as linhas de superfície com a capacidade 
de parar o fluxo fechando a válvula máster, de dar acesso vertical ao poço através da 
válvula swab, e de viabilizar um ponto de acesso onde o fluido de amortecimento 
(fluido para controlar a pressão do poço, e amortece-lo) pode ser bombeado para a 
coluna de produção.(NORSOK D-010, 2004). As válvulas laterais têm o objetivo de 
assegurar que o fluxo de dentro do poço não saia para a superfície enquanto outros 
equipamentos são introduzidos ao poço, geralmente através de arame. 
Dessa forma, para se assegurar que as válvulas geram a segurança necessária 
para o poço, devem-se realizar os testes e manutenções necessárias por períodos 
determinados pela operadora, os quais devem seguir alguma norma ou manual de 
boas práticas. 
29 
 
 
 
 
A AN fica acoplada à cabeça de poço através de adaptadores, os quais cobrem 
o suspensor de coluna e viabiliza a passagem de fluido de acionamento até a DHSV 
por meio de gaxetas. 
A cabeça de poço pode ser seca ou molhada (poços subsea), assim como a 
árvore de natal, e é composta pelas válvulas dos anulares, podendo ser de duas 
válvulas (em poços mais simples com anulares A e B) ou mais (em poços com mais 
fases e consequentemente maior quantidade de anulares monitoráveis), suspensor 
de revestimento/coluna de produção (mais conhecido pelo termo em inglês: 
casing/tubing hanger) e conjunto de vedação do poço, como ilustra a Figura 3.3. 
Segundo a revisão 3 da NORSOK D-010 (2004), a instalação da cabeça de 
poço seca deve obrigatoriamente prover acesso a todos os anulares para que facilite 
o monitoramento das pressões dos anulares e a drenagem ou injeção de fluidos, 
quando necessário. Já para a instalação da cabeça de poço subsea deve garantir 
acesso ao revestimento através do anular da coluna, pelos mesmos motivos da 
cabeça seca. 
As funções de uma cabeça de poço é proporcionar suporte mecânico para os 
revestimentos e coluna do poço que ficam suspensos e realizar a conexão da árvore 
de natal, além de evitar o fluxo do poço aberto e anular para a formação ou o meio 
ambiente. Para garantir que essas funções realmente sejam cumpridas, as válvulas 
de anulares devem ser testadas tanto com pressão, quanto para garantir que está 
funcionando como necessário. Por fim, os anulares devem ser frequentemente 
monitorados. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
30 
 
 
 
 
Figura 3.3– Representação de cabeça de poço com válvulas de controle de pressão dos 
anulares A e B 
 
Fonte: Cameron (2006). 
 
O maior componente do poço durante sua fase operando é a coluna de 
produção, a qual é formada além do tubular, por uma quantidade de menores 
componentes, como é ilustrado na Figura 3.4 cada qual com sua função. 
A seleção de tubulação depende de algumas características do poço, como 
diâmetro dos revestimentos das fases anteriores, máxima vazão esperada, tipo e 
características do fluido a ser produzido e os esforços mecânicos aos quais a coluna 
estará submetida ao longo de toda sua vida útil (tensões de tração, colapso e pressão 
interna). A coluna deve ser escolhida de modo a se ter confiabilidade de vedação, 
para que não se espere orifícios, problemas nos conectores, ou mesmo corrosão após 
a exposição da coluna ao fluido produzido. 
Na extremidade inferior da cauda de produção, mas também em outras partes 
da coluna, é instalado a sub de pressurização (shear-out), a qual permite o 
tamponamento temporário da coluna enquanto necessário, e sua abertura é feita 
através da pressurização da coluna. 
Os subs conhecidos como nipples, também chamados de perfis assentamento, 
são responsáveis por alojarem plug sem profundidades pré-definidas para realizarem 
31 
 
 
 
 
isolamento de áreas produtoras, além de assentar válvulas de pé (válvulas que 
permitem a transmissão de fluxo por apenas uma direção, também conhecida por 
standing valves) para impedir que haja perda de fluido para formação e chokes os 
quais permitem a produção simultânea de duas zonas com pressões diferentes. 
Outra parte importante instalada na coluna é a camisa deslizante (sliding 
sleeve), a qual permite a comunicação anular-coluna ou coluna-anular através de uma 
camisa interna que é aberta ou fechada por operações com arame. A camisa 
deslizante é usada em momentos como a estimulação logo após a completação do 
poço ou como back-up em casos em que a coluna esteja inevitavelmente oclusa. 
Por fim, um dos mais importantes equipamentos que atuam junto à coluna é o 
packer de produção, feito de borracha para gerar vedação e pinos de assentamento 
e desassentamento. Esse elemento possui inúmeras funções, sendo algumas delas 
servir de elemento da barreira primária (junto á coluna de produção, DHSV, 
revestimento de produção e a cimentação do anular abaixo do packer), proteger o 
revestimento acima dele de pressões e fluidos da formação que possam causar dano, 
nos casos em que o tipo de elevação seja gas-lift, o packer possibilita a injeção 
controlada pelo anular do poço, além de permitir a produção seletiva de mais de uma 
zona produtora através de uma só coluna. Os packers são assentados por diferença 
de pressão do exterior e interior da coluna (Garcia et al., 2002). 
 
Figura 3.4– Exemplo de composição da coluna de produção e seus elementos 
 
Fonte: Renpu (2011). 
 
32 
 
 
 
 
Além das válvulas citadas anteriormente, ainda há mais um importante 
elemento de barreira do poço durante sua fase de operação, que fica localizada no 
interior da coluna de produção do poço, chamada SCSSV(Surface-Controlled 
Subsurface Safety Valve), a qual pode ser classificada como DHSV (Down Hole Safety 
Valve). Deve ser instalada em todos os poços de hidrocarbonetos que possuem 
pressão de reservatório suficiente para ser classificado como poço surgente. Sua 
instalação é realizada a cabo podendo ser pelo interior, ou enroscada à coluna de 
produção durante a completação do poço, como ilustrado na Figura 3.5. Sua 
profundidade ideal de instalação (a qual garante melhor segurança ao poço ao longo 
de sua vida operacional) deve ser determinada durante a fase de projeto da 
completação do mesmo, levando em conta alguns fatores, sendo o principal deles a 
expectativa de não formação de hidratos, e outras características, como: 
a. em poços dotados de bombeio mecânico, a DHSV deve estar 
abaixo da válvula de pé (também conhecida como check valve, por ser uma 
válvula de sentido único de fluxo); 
b. em poços subsea com árvore de natal molhada, deve estar 
instalada o mais próximo do fundo do mar; 
c. em poços cujo método de elevação seja gas-lift, deve se localizar 
logo após o último mandril; ou 
d. quando há canhoneado frente às formações produtoras, na altura 
média do poço produtor junto ao packer. 
 
Para a garantia da integridade do poço durante sua fase de operação, os 
equipamentos e suas partes consideradas barreiras de fluxo para o poço devem ser 
testados e verificados de forma a assegurarem o exercício de suas funções de 
maneira eficiente para trazerem segurança durante toda a atividade do poço. 
Para tal, são realizados testes e manutenções periódicas em cada parte dos 
equipamentos, segundo instruções específicas de cada equipamento e seus 
fabricantes. 
 
 
 
33 
 
 
 
 
Figura 3.5 – Ilustração de dois tipos de DHSV. Do lado esquerdo do tipo 
tubingmounted, do direito, insertável. 
 
 
Fonte: Garcia (2002). 
 
3.2 SISTEMAS DE MONITORAMENTO 
 
O gerenciamento do monitoramento das barreiras do poço é peça chave do 
sistema de gerenciamento de integridade de poço, visto que proporcionam 
confiabilidade para que os equipamentos realmente impeçam o fluxo descontrolado 
do interior do poço para a superfície. 
Gerenciar o monitoramento de um equipamento significa estabelecer 
detalhadamente seus testes, inspeções visuais e manutenções quando necessário. 
Os detalhes mais importantes que são gerenciáveis nesse momento são a 
periodicidade e a maneira em que cada barreira será monitorada. 
A periodicidade de monitoramento das barreiras do poço é estabelecida 
considerando o desenho do poço, a presença de pressão anular, os procedimentos 
34 
 
 
 
 
estabelecidos pelo operador e os requisitos da agência governamental ou melhores 
práticas da indústria para o estabelecimento de frequências de monitoramento (API 
RP 90). A forma como os testes e manutenções serão realizados deve, na maior parte 
das vezes, seguir as normas e resoluções, além de considerar instruções do 
fabricante dos equipamentos, os quais geralmente respeitam certos padrões já 
firmados na indústria de petróleo mundial. Os principais equipamentos citados 
anteriormente como exemplos de barreiras utilizadas em poços durante sua produção 
ou injeção são monitorados e testados seguindo seus critérios de aceitação. 
 
3.2.1 Monitoramento e teste das válvulas da árvore de natal 
 
O teste de desempenho das válvulas da árvore fornece um método prático de 
confirmar a capacidade do sistema de desempenhar as funções de segurança do 
projeto. Na instalação inicial, os testes devem ser realizados para verificar se todo o 
sistema, incluindo a válvula de fechamento final ou o dispositivo de controle, é 
projetado e instalado para fornecer uma resposta adequada às condições externas. 
Posteriormente, testes operacionais periódicos devem ser realizados, pelo menos 
anualmente, para substanciar a integridade de todo o sistema, incluindo a estação de 
processo ou o desligamento da plataforma, se necessário. Os dispositivos e sistemas 
de segurança devem ser testados em intervalos regulares especificados em pelo 
menos anuais. Intervalos alternativos de teste podem ser estabelecidos com base na 
experiência de campo, na política do operador ou nos regulamentos governamentais. 
A fim de estabelecer um intervalo de teste alternativo além da frequência 
recomendada pela norma API RP 14C ou fora daqueles ditados por regulamentações 
governamentais, o intervalo de teste alternativo deve garantir confiabilidade do 
dispositivo igual ou maior que a confiabilidade demonstrada pela frequência de teste 
recomendada / exigida. 
O teste e verificação de estanqueidade do corpo da árvore e suas válvulas deve 
ser realizado de tuas formas: por alto e baixo diferencial de pressão na direção de 
fluxo do poço, sendo a baixa pressão 3,5 MPa (aproximadamente 34,5 atm). Durante 
o teste de estanqueidade das válvulas da árvore de natal, o operador deve pressurizar 
as linhas da árvore fechando a dupla de válvulas que se deseja testar ao longo de um 
35 
 
 
 
 
tempo pré-determinado de dez minutos. Se houver vazamento dentro do permitido 
pelo manual ou procedimento de teste das válvulas da AN, as válvulas testadas 
estarão aptas a realizarem sua função de estanqueidade. Por outro lado, se a pressão 
cair e houver vazamento fora do aceitável, o responsável pelo teste e manutenção 
deverá reportar o problema, normalmente, ao sistema responsável pelo 
monitoramento, ou às pessoas responsáveis e realizar a manutenção ou troca das 
válvulas conforme instrução do fabricante o mais rápido possível, utilizando sempre o 
procedimento indicado para aquele tipo de árvore. Nessas situações em que falhas 
são reportadas e a manutenção não ocorre no momento em que se detecta o mal 
funcionamento da válvula, deve ser feito um estudo para apontar possíveis riscos 
consequentes da prorrogação da troca da válvula falhada, e como resultado desse 
estudo, deve-se elaborar um documento de análise de risco, de maneira a aceitar ou 
não a prorrogação, bem como para encontrar maneiras de diminuir ou sanear os riscos 
encontrados. Caso as válvulas do envelope de barreira estejam fora de conformidade, 
o poço não poderá operar até que o problema seja corrigido. As válvulas que são a 
última barreira para o meio ambiente (a swab e a lateral, normalmente) não devem 
vazar nenhum volume de fluido, por menor que seja. Se a taxa de vazamento não 
puder ser medida diretamente, a medição indireta pelo monitoramento da pressão de 
um volume fechado à jusante da válvula deve ser executada e registrada. 
O teste deve ser registrado, para que o gerenciamento das barreiras seja feito 
a partir de certificados de boa funcionalidade dos elementos de barreira do poço. 
 
3.2.2 Monitoramento e teste dos revestimentos, tubo de produção e anulares 
 
Para as válvulas dos anulares (do condutor, de revestimento de superfície, de 
revestimento intermediário e de revestimento de produção que forem possíveis de 
medir), deve-se realizar o monitoramento na frequência pré-determinada das 
pressões dos anulares que podem ser medidos, ou seja, aqueles que não estão 
cimentados até o topo, ou que foram instalados de forma cravada por exemplo. 
Segundo a API RP 90 (2012), a qual escreve as melhores práticas da indústria 
em relação ao gerenciamento de pressões nos anulares em poços offshore, o 
36 
 
 
 
 
programa de monitoramento da pressão dos anulares deve levar em consideração 
alguns princípios importantes: 
 O nível de segurança deve ser mantido de acordo com o que já é 
considerado por métodos prescritivos históricos; 
 Deve-se relacionar diretamente a pressão do anular com o 
controle de poço, sendo a principal preocupação nesse caso a perda de 
controle de poço tanto na superfície, quanto na subsuperfície; 
 A SCP (Sustained Casing Pressure) é a pressão de revestimento 
excessiva que persiste mesmo depois de se realizar o dreno indica que há 
uma parte do sistemade barreira do poço que possui vazamento; 
 A maioria dos vazamentos é resultado de uma combinação de 
defeitos e/ou eventos menores, e não pelo fato de se exceder as 
especificações de projeto do sistema de poço; 
 Nem toda pressão de anular de revestimento representa algum 
aumento significativo de risco; 
 O nível aceitável de risco pode ser estabelecido para um grande 
número de anulares usando critérios que exigem um mínimo de conhecimento 
e esforço, baseando principalmente em dados obtidos por experiência; 
 Os anulares que não atendem a um nível aceitável de risco 
devem ser avaliados caso a caso; 
 Todos os testes de monitoramento e diagnóstico devem ser 
documentados adequadamente. 
Esse último princípio é muito importante para o monitoramento em si, além de 
que através disso, se constrói um histórico para servir de base para estabelecer novos 
e mais criteriosos métodos prescritivos para o acompanhamento das pressões de 
anulares 
Ainda segundo a API RP 90, os níveis aceitáveis de risco causados pela 
pressão de anular são estabelecidos seguindo três principais regras: 
i. Se o poço exibir pressão de anular menor ou igual a 100 psig, 
apresenta um risco baixo e deve apenas ser monitorado; 
37 
 
 
 
 
ii. Se o poço exibir SCP, deve-se realizar drenagem até 0 psig e 
nesse caso se realmente for possível realizar a drenagem até 0 psig, o risco 
apresentado por ele é aceitável, pois isso indica que sua taxa de vazamento 
é baixa, o que quer dizer que seu sistema de barreiras ainda é efetivo. 
iii. Por último, uma Pressão Máxima Admissível de Operação da 
Cabeça de Poço (MAWOP) é calculada, na qual a pressão anular máxima 
permitida para cada anular é determinada. O cálculo MAWOP é aplicável ao 
SCP, à pressões de revestimento térmica e pressões de revestimento 
impostas pelo operador. O estabelecimento do MAWOP para os anulares 
apresenta um risco aceitável, uma vez que minimiza o risco de explosão ou 
colapso dos tubulares. 
Se as pressões de revestimentos não se enquadram em nenhuma das três 
regras acima, deve-se estabelecer o risco gerenciado de forma caso a caso. 
Os testes de pressão adicionais que devem ser realizados para garantir a 
integridade mecânica do anular e cabeça de poço são o de drenagem e o de build-up, 
independentemente do tipo de teste, a frequência de sua realização deve ser 
consistente com o plano de gerenciamento de pressão do anular do operador. A 
condição inicial que resultou no acréscimo de pressão do anular não é uma condição 
estática. Devido à erosão, corrosão e ciclos térmicos, por exemplo, a comunicação 
com uma fonte de pressão pode aumentar ou piorar com o tempo. A pressão de anular 
do revestimento deve ser reavaliada periodicamente para determinar se a taxa de 
vazamento ainda está dentro dos limites aceitáveis. Todos os testes subsequentes de 
drenagem/build-up devem ser realizados somente depois de considerar 
cuidadosamente todas as possíveis consequências para o poço. Cada vez que um 
anular com SCP é drenado, o fluido anular original está sendo removido e substituído 
por um fluido diferente, possivelmente fluido de produção. Este processo pode 
aumentar as pressões vistas no anular e pode aumentar rapidamente a gravidade do 
problema. 
Além disso, a integridade da vedação do cimento no anular pode ser danificada 
pelo ciclo de pressão, causado pela quantidade excessiva desses testes, os quais 
podem causar rachaduras por tensão de tração no cimento. Essas rachaduras 
induzidas por estresse podem aumentar substancialmente a taxa de fluxo e o volume 
38 
 
 
 
 
dos fluidos de formação que alimentam a SCP no anular testado. Por esse motivo, 
condições seguras de ciclagem de pressão para o tipo e design específico do cimento 
no anular devem ser consideradas. 
Os testes subsequentes de avaliação da pressão anular devem ser realizados: 
 Periodicamente, de acordo com o programa de gerenciamento de anular 
do operador em poços com SCP, pressão térmica de revestimento e/ou pressão de 
revestimento imposta pelo operador. 
 Depois que o poço sofre intervenção, desvio ou é estimulado por ácido. 
 No caso de haver alteração significativa da pressão anular entre os 
intervalos de teste de rotina. 
 
3.2.3 Monitoramento e teste das válvulas SCSSV 
 
Após a instalação da SCSSV no poço, a válvula deve ser fechada em condições 
de mínimo ou nenhum fluxo através da operação do sistema de controle. A verificação 
da operação de fechamento pode ser realizada pelo teste de aumento de pressão, ou 
de fluxo. A DHSV deve, então, ser reaberta seguindo os procedimentos no manual de 
operação do fabricante. 
As SCSSVs devem ser testadas em sua instalação e em um intervalo máximo 
de seis meses, a menos que regulamentos locais, condições e/ou evidências 
históricas documentadas indiquem um intervalo de teste diferente, o qual não deve 
exceder 12 meses. 
Para o teste da SCSSV deve-se rotineiramente realizar drenagem e 
pressurização da linha de controle, como normalmente é recomendado pelo fabricante 
da válvula, a fim de se manter a área de fluxo da linha livre de detritos. Assim, para o 
teste de vazamento deve-se isolar o sistema de controle do poço a ser testado, 
aguardar pelo menos cinco minutos para que o fluido no mecanismo de fechamento 
da DHSV esteja estável, registrar a pressão da coluna fechada, observar se a pressão 
na linha de controle se mantém estável, ou se há aumento ou queda. Caso haja, algo 
não está em conformidade e deve ser investigado. Qualquer vazamento que ocorra 
na válvula lateral ou na válvula de linha de fluxo deve ser identificado, localizado, 
medido e monitorado ao longo de todo o teste, o qual deve levar em consideração 
39 
 
 
 
 
esse vazamento para seus resultados. Assim, deve-se drenar o máximo de pressão 
possível da coluna acima da DHSV e fechar o poço, registrando as pressões 
resultantes. Após o registro dos resultados, é preciso realizar uma análise técnica dos 
vazamentos, a qual é sugerida pela API RP 14B (2015) que seja menor ou igual a 
0,43 m3/min se o fluido for gás, ou 0,0004 m3/min se for líquido. Se os valores 
ultrapassarem esses parâmetros, o poço deve continuar fechado até que a falha da 
válvula seja corrigida, ou a válvula seja trocada por uma que esteja em perfeito 
funcionamento. 
O fluxograma mostrado na Figura 3.6 representa de forma simplificada como 
se deve agir nos casos de cada teste de válvula ser aceito ou não. Nele é possível 
perceber que no caso de falha nos testes da Safety Shutdown Valve (SSV), ou seja, 
as válvulas automáticas da AN, ou da SCSSV, pode-se haver a necessidade de fechar 
o poço até a correção das falhas para, assim, assegurar a segurança do meio 
ambiente e das pessoas envolvidas com a operação do poço. 
Além dos testes, também faz parte do monitoramento das barreiras a inspeção 
visual do entorno do poço. Essa etapa é importante para a detecção de falhas como 
incrustações ou pontos de corrosão nos equipamentos visíveis durante a operação do 
poço, dessa forma, só é possível enxergar aqui as válvulas da cabeça do poço e da 
árvore de natal. 
Essa inspeção visual também deverá ter sua frequência de realização 
estipulada pela empresa operadora, levando em consideração a criticidade do 
ambiente do poço, a facilidade da realização de inspeções visuais, e manuais de boas 
práticas sobre o assunto, como o Caderno de Boas Práticas de E&P - Diretrizes para 
Monitoramento de Poços em Abandono Temporário, escrito por um grupo de trabalho 
formado pelo IBP (Instituto Brasileiro de Petróleo, Gás e Biocombustíveis) em conjunto 
com pessoas da indústria de óleo e gás e da Agência reguladora ANP, o qual descreve 
formas efetivas de se classificar os poços a fim de se determinar frequências de 
inspeção visual e de monitoramento. Vale ressaltar que poços de árvore de natal e 
cabeça de poço secas exigem menor complexidade para de se examinar esses 
equipamentosdo que em poços de completação molhada, os quais exigem auxílio, 
como o de um ROV (Veículo Submarino Operado Remotamente) para realização 
dessa tarefa. 
40 
 
 
 
 
 
Figura 3.6 – Fluxograma de análise de testes de integridade nos elementos de barreira 
durante a fase operacional do poço 
 
Fonte: Kairon & Lane (2008). 
 
3.3 MONITORAMENTO USANDO INTELIGÊNCIA ARTIFICIAL 
 
A indústria de óleo e gás tem percebido de forma gradativa a importância e o 
ganho de se utilizar novas tecnologias através da inteligência artificial em várias 
etapas da vida de um poço, e não é diferente para a fase de monitoramento das 
barreiras de fluxo durante o período em que o poço se encontra em operação. 
Pelo fato de, geralmente, um campo possuir um número significativo de poços 
produtores e/ou injetores, o gerenciamento da manutenção de no mínimo os principais 
equipamentos que formam as barreiras se torna muito mais complexo e arriscado. 
Isso tem se tornado um grande motivo para que se venha discutir novas técnicas 
utilizando a inteligência artificial para a realização do monitoramento de forma que a 
atenção dada a todos os poços de um campo, ou mesmo de mais de um operado por 
41 
 
 
 
 
uma mesma empresa, seja realizado analogamente, através da aplicação dos 
parâmetros (frequência, prática de monitoramento, entre outros) escolhidos pela 
operadora ou consórcio. 
Um grande exemplo da aplicação de inteligência artificial no setor de óleo e gás 
se refere ao campo Ivar Aasen, localizado na costa da Noruega, no qual um grande 
operador conseguiu modernizar seu sistema de controle em uma plataforma offshore 
no ano de 2016. Apesar de não termos muitos exemplos atualmente com relação ao 
emprego dessa inovação, o caso mencionado da atuação da operadora no Mar do 
Norte demonstra o quanto a inteligência artificial e a utilização da tecnologia tem a 
agregar à indústria, e que não muito distante dos dias de hoje, ela se tornará cada vez 
mais comum. 
 
3.3.1 Inteligência artificial aplicada em plataforma no campo Ivar Aasen 
 
O campo de Ivar Aasen no Mar do Norte, localizado a 180 km da costa 
norueguesa e em uma lâmina d'água de 110 m, produz em média 60.000 barris por 
dia. Ivar Aasen está situado em uma região que apresenta condições adversas de 
E&P, como frequentes tempestades e elevado teor de sal corrosivo que afeta 
equipamentos e a infraestrutura. Desde o início da produção em dezembro de 2016, 
a empresa operou a plataforma usando duas salas de controle redundantes, sendo 
uma localizada a bordo e a outra em terra, a mil quilômetros de distância, em 
Trondheim, cidade da Noruega localizada a cerca de 500 km de Oslo. 
O campo é operado por uma grande operadora do Mar de Norte que atua no 
litoral do país e investiu na implementação de inteligência artificial para monitoramento 
remoto de barreiras através de uma conhecida ferramenta chamada IoT (Internet of 
Things em inglês), ou Internet das Coisas. 
Essa ferramenta é um marco na transformação digital na indústria, e não seria 
diferente na de óleo e gás. A IoT é conhecida por realizar a comunicação de máquina 
para máquina (M2M) através da internet. Nesse tipo de atividade, a interferência 
humana direta é a menor possível, visto que, resumidamente, os sensores e 
dispositivos inteligentes fazem o serviço de capturar dados que são enviados 
posteriormente para um sistema de computação, o qual é responsável por analisar as 
42 
 
 
 
 
informações recebidas e usá-las para gerenciar as ações de cada equipamento ou 
instrumento ligado a essa rede. 
Através da IoT, a operadora realiza o monitoramento de condições (CM) dos 
equipamentos de produção da plataforma de forma remota, e a partir desse 
monitoramento é possível dar suporte ao modelo de manutenção baseado em 
condições (CBM) de forma mais proativa e até mesmo preditiva. 
Uma grande característica presente na abordagem do monitoramento de 
condições do modelo de CBM é a criação de dados de alta qualidade por meio de um 
método de registro de data e hora dos eventos de cada dado. Esta é uma técnica de 
amostragem de dados dinâmicos que é orientada por eventos através de anomalias 
nos dados de monitoramento de desempenho dos equipamentos. Esses dados são 
obtidos por meio das conexões do sistema CM com os sistemas elétrico, de 
instrumentação, de controle e de telecomunicação (EICT) incorporados na estrutura 
de topside da plataforma. Com o registro de data e hora dos eventos nos fluxos de 
dados do monitoramento de controle, a equipe da sala de controle da plataforma pode 
identificar as sequências de eventos com mais precisão, ajudando-os a diagnosticar 
problemas mais rapidamente e com maior assertividade. 
Desde o começo de 2019, após a sala de controle onshore ter se mostrado 
totalmente capaz de atender aos altos padrões de desempenho e segurança 
necessários, a sala de controle a bordo foi desativada, e o monitoramento e o controle 
operacional é realizado exclusivamente nas instalações em terra, demostrando o 
imenso potencial da aplicação da inteligência artificial na indústria de petróleo 
(Settemsdal, 2019). 
 
43 
 
 
 
 
4 ABORDAGEM DA INTEGRIDADE DE POÇOS NO MUNDO 
 
Cada região possui suas peculiaridades, sejam geográficas, ou regulatórias. 
Portanto as empresas têm de adaptar seu sistema de gestão de integridade de poços 
para os diferentes ambientes encontrados. Nesse capítulo veremos exemplos de 
alguns estudos realizados no intuito de diminuir os problemas com integridade de 
poço. 
4.1 NORUEGA 
 
Uma série de incidentes relacionados a poços, com significante impacto e 
potencial para grandes acidentes, levou a Autoridade de Segurança do Petróleo (PSA) 
da Noruega a lançar uma pesquisa piloto para integridade de poços. Foram 
selecionados 406 poços, interligados a 12 instalações de sete diferentes companhias. 
O agente regulador norueguês notificou as companhias a apresentarem 
informações relacionadas a integridade desses poços, e responder uma planilha a 
partir do fluxograma da Figura 4.1. 
Figura 4.1 – Diagrama de Fluxo 
 
 
Fonte: Vigneset al. (2008). 
44 
 
 
 
 
Da análise da documentação pelo PSA e pelas consultorias especializadas 
contratadas, foram identificados os seguintes desvios: deficiências no tratamento de 
não conformidades, gestão de mudança ruim, não inclusão de equipamentos e 
elementos críticos no sistema de manutenção, problemas devidos a conversão do 
poço (o poço não fora projetado anteriormente para ter uma conversão de produtor 
para injetor e vice versa). 
Além disso, existem exemplos onde as transferências de informações críticas 
foram insuficientes/ineficientes durante aquisições de licença, passagem da equipe 
de projeto para operação e troca de operadores (Vignes et al, 2008). 
A quantidade dos poços que tiveram falha de integridade, problema ou 
incerteza está no gráfico da Figura 4.2. 
Figura 4.2 - Poços produtores, injetores e total com falhas de integridade 
 
 
 
Fonte: Vignes et al. (2008). 
 
Dos 406 poços, 75 tiveram falhas relacionadas as barreiras de integridade, um 
percentual de 18%. 
No Figura 4.3 é detalhado qual elemento de barreira falhou em cada um dos 75 
poços. 
 
48
27
75
0
10
20
30
40
50
60
70
80
Produtores Injetores Total
N
ú
m
er
o
s 
d
e 
P
o
ço
s
Poços com Falhas de Integridade, Problemas ou Incertezas
45 
 
 
 
 
Figura 4.3 – Gráfico representando relação de elementos de barreira com falhas 
 
Fonte: Vignes et al. (2008). 
Após as análises e alguns encontros com as companhias para discussão e 
entendimento dos documentos apresentados, o PSA listou alguns pontos de melhoria 
para a indústria: 
 Melhoria dos sistemas de confiabilidade e monitoramento dos 
poços; 
 Desenvolver melhores visualizações de barreiras, que sejam de 
fácil entendimento e uso; 
 Padronização das visualizações, qualificações técnicas e 
documentações; 
 Definiros dados e informações mínimos a serem passados entre 
equipes, na troca de serviços (projeto-perfuração, perfuração-completação, 
completação-produção, produção-perfuração, etc); 
 Melhoria e qualificação da forma de trabalho; 
 Monitoramento e manutenção da integridade mecânica das 
barreiras. 
 
 
4
2 2
9
29
1
8 8
4
2 1 1 1 2 1
0
5
10
15
20
25
30
35
Elemento de Barreira que Falharam
Número de Poços com Problemas de Integridade
46 
 
 
 
 
4.2 NIGÉRIA 
 
Em 2003, a Shell Nigéria, montou uma equipe para fazer um estudo das 
práticas do passado e atuais, a fim de colocar em prática uma gestão da integridade 
de poços que se assegura que essa questão fosse tratada adequadamente. 
A equipe identificou que o processo de gerenciamento de integridade de poços, 
deveria incluir: 
 Identificação e categorização dos problemas de integridade de 
poço; 
 Formação de um banco de dados, que permita armazenar, 
monitorar, e incluir mudanças em tempo real; 
 Avalição de risco, para identificar os problemas mais severos, e a 
melhor alocação de recursos financeiros; 
 Definição de procedimentos padrão, e requisitos mínimos de 
segurança; 
 Um sistema de gerenciamento que interligue todas as 
informações, indicadores, procedimentos, necessários a garantia da 
integridade dos poços. 
 
A Shell levou cerca de onze meses para implantação desse sistema. Como 
benefícios intangíveis, na implementação de um sistema de gerenciamento de 
integridade de poços, podemos citar uma maior facilidade das empresas em conseguir 
suas licenças junto aos órgãos reguladores e ambientais para operar, uma melhoria 
na reputação e imagem corporativa da empresa, além é claro da segurança da força 
de trabalho e meio ambiente. 
Além disso, Shell Nigéria obteve uma melhoria financeira visto que de um total 
de 24 poços foi obtido melhoria de produtividade em 21, o trabalho feito restaurou o 
potencial de produção de 40 mil barris por dia com um ganho adicional de 25 mil barris 
por dia, isso devido às intervenções feitas nos poços para tratar as falhas de 
integridade (Wakama et al., 2004). 
 
47 
 
 
 
 
4.3 BRASIL 
 
Um estudo em 2013, feito com suporte da PETROBRAS e Unicamp, fez uma 
análise de integridade de poço para predição de intervenções. 
Primeiramente foram identificados os CSBs baseados nos projetos do pré-sal 
brasileiro que estão representados na Figura 4.4. A Legenda para cada elemento de 
barreira está no quadro da Figura 4.5. 
 
Figura 4.4 – (a) Esquemático completo da análise de confiabilidade, (b) CSB primário, CSB 
secundário 
 
Fonte: Da Fonseca et al.(2013). 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
48 
 
 
 
 
Figura 4.5 – Quadro com a legenda esquemática dos poços do pré-sal 
WXT Árvore de Natal Molhada TH Suspensor de coluna 
M1 Mestre 1 ou válvula mestre de produção PAB Base do adaptador da produção 
W1 Lateral 1 ou válvula lateral de produção VX Selo VX 
S1 Pistoneio1 ou válvula de pistoneio WH Cabeça de poço 
XO Válvula de interligação GLM Mandril de gas-lift 
M2 Mestre 2 ou válvula mestre do anular ICV Válvula de controle de influxo 
W2 Lateral 2 ou válvula lateral do anular CIM Mandril de injeção de químicos 
S2 Pistoneio2 ou válvula de pistoneio do anular PDGM Medidor de fundo de poço 
AIV Válvula de intervenção do anular 
Fonte: Da Fonseca et al. (2013) 
 
Para cada componente dos CSBs foram identificados o modo de falha, taxa de 
falha, tempo médio para a falha e a confiabilidade que estão na Figura 4.6. 
Para quantificar a confiabilidade e o tempo de falha de cada CSB, foi 
considerada a seguinte relação entre cada elemento de barreira que é mostrado na 
Figura 4.7. 
 
 
 
 
 
49 
 
 
 
 
Figura 4.6 – Quadro com os componentes do CSB, modos de falha, taxa de falha e 
confiabilidade em 27 anos 
CSB Barreira Modo de falha 
Taxa de falha 
(por 106 horas) 
Tempo 
médio para a 
falha 
(ano/poço) 
Confiabilidade 
C
SB
 P
ri
m
ár
io
 
Rocha Capeadora (Anidrita) - 0,0000 - 1,0000 
Liner Cimentado Vazamento externo 0,0580 1967 0,9864 
Packer de Produção 
Vazamento no Revestimento 
do Anular 
0,1210 942,8 0,9718 
Coluna de Completação acima do Packer e 
Abaixo da Coluna da SSSV 
Vazamento no Revestimento 
do Anular 
0,2500 456,3 0,9425 
Mandril de Gas-Lift (e válvula) 
Vazamento no Revestimento 
do Anular 
11,900 9,586 0,0598 
SSV 
Falha para fechar 0,5600 203,7 0,8759 
Vazamento no Revestimento 
do Anular 
0,3161 360,9 0,9279 
Vazamento em posição 
fechada 
0,7200 158,4 0,8433 
C
SB
 S
ec
u
n
d
ár
io
 
Rocha Competente - 0,0000 - 1,0000 
Revestimento de Produção Cimentado Vazamento externo 0,0152 7495 0,9964 
Cabeça de Poço Vazamento externo 0,0029 39330 0,9993 
Anel de Vedação e Conector H4 
Vazamento Interno 0,0028 40740 0,9993 
Vazamento externo 0,1300 877,5 0,9697 
Base Adaptadora de Produção 
Vazamento Interno 0,1535 743,2 0,9643 
Vazamento externo 0,1535 743,2 0,9643 
Linha de Válvula de Intervenção no Anular Vazamento externo 0,0500 2281 0,9882 
Válvula de Intervenção no Anular 
Falha para fechar 0,2500 456,3 0,9425 
Vazamento externo 0,0150 7605 0,9965 
Vazamento em posição 
fechada 
0,1500 760,5 0,9651 
Conexão do Suspensor de Coluna 
Vazamento no Revestimento 
do Anular 
0,1000 1141 0,9766 
Penetração do Suspensor de Coluna Vazamento Interno 0,1000 1141 0,9766 
Corpo do Suspensor de Coluna Vazamento Interno 0,1000 1141 0,9766 
Selo do Engate de Produção 
Vazamento no Revestimento 
do Anular 
0,1500 760,5 0,9651 
Corpo do Engate de Produção Vazamento Interno 0,0030 38030 0,9993 
Válvula Mestre de Produção 
Falha para fechar 0,2500 456,3 0,9425 
Vazamento externo 0,0150 7605 0,9965 
Vazamento em posição 
fechada 
0,1500 760,5 0,9651 
Árvore de Natal Molhada Vazamento externo 0,1535 743,2 0,9643 
Fonte: Da Fonseca et al.(2013). 
 
 
50 
 
 
 
 
Figura 4.7 – Barreira primária com as relações entre os elementos de barreira 
 
Fonte: Da Fonseca et al. (2013). 
De posse das informações de confiabilidade e taxa de falha de cada elemento 
de barreira foi possível calcular, a confiabilidade e o tempo de falha de cada CSB e 
dos dois conjuntamente, que estão na Tabela 4.1. 
 
Tabela 4.1 – Resultados da confiabilidade dos CSBs 
Parâmetro CSB 
Primário 
CSB 
Secundário 
Integridade 
do Poço 
Completado 
Confiabilidade 3,70% 65,13% 66,42% 
Taxa de Falha 
Equivalente (10-6 horas) 
13,93 1,81 1,73 
Tempo Médio para Falha 
(ano/poço) 
9,17 70,49 73,88 
Fonte: Da Fonseca et al.(2013). 
 
O modelo foi comparado com dados de 135 poços produtores ou injetores ao 
longo de 17 anos, a comparação entre o modelo teórico com os dados reais, podem 
ser vistos no gráfico da Figura 4.8. 
 
 
51 
 
 
 
 
Figura 4.8 – Intervenções motivadas por falha de integridade, modelo teórico versus modelo 
real 
 
Fonte: Da Fonseca et al. (2013). 
 
Como é possível ver o modelo teórico é capaz de prever a quantidade de 
intervenções na região do pré-sal brasileiro. Isso possibilita prever quais poços irão 
precisar de intervenções por falhas de integridade, podendo as empresas atuar de 
forma antecipada com manutenções preventivas para evitar essas falhas. 
 
52 
 
 
 
 
5 NOVOS DESENVOLVIMENTOS 
 
Como vimos nos capítulos anteriores, um bom gerenciamento da integridade 
de poço, pode ser eficaz na melhoria da integridade das barreiras, otimização da 
produção e diminuição dos custos. Com o avanço da tecnologia, principalmente 
quanto a medição das variáveis de processo, o operador tem a sua disposição uma 
quantidade muito grande de dados para armazenar, tratar e interpretar. Com isso é 
necessário que os operadores possuam um bom sistema de gerenciamento de dados, 
para uma melhor tomada de decisão. 
Algumas das funcionalidades e benefícios que os sistemas inteligentes podem 
trazer são: 
 Monitoramento contínuo da operação, fazendo com que ações 
sejam tomadas de forma rápida quando desvios são identificados; 
 Permitirque os engenheiros trabalhem em inovações e soluções, 
já que o sistema é capaz de fazer aquelas tarefas rotineiras; 
 Minimizar os erros inerentes ao ser humano; 
 Padronização da interpretação das informações e dos 
Indicadores de Performance (KPIs), para todos os ativos; 
 Foco em manutenção preventiva, a fim de evitar intervenções, 
que são de alto custo e diminuem a produção da empresa; 
 Diminuir a quantidade de poços fechados por problema de 
integridade; 
 Integração eficiente de dados de integridade de poço de várias 
fontes; 
 Interface do software que permita ver de forma macro a 
disposição espacial dos poços e suas respectivas informações de integridade, 
permitindo aos engenheiros terem a sensibilidade para descobrir o que pode 
estar gerando queda de eficiência da integridade do poço; 
 Banco de dados com a confiabilidade e taxa de falha dos 
equipamentos, podendo melhorar a escolha dos materiais em novos projetos; 
53 
 
 
 
 
 Programação dos testes e manutenção baseado em rendimento 
e confiabilidade dos sistemas, diminuindo custos e garantindo que eles não 
cheguem à falha; 
 Garantir a segurança da operação aos trabalhadores e meio 
ambiente. (Khreibehet al, 2018)] 
 
5.1 AVANÇOS NO SOFTWARE DE UM OPERADOR DO ORIENTE MÉDIO 
 
Um operador no Oriente Médio desenvolveu um sistema de gerenciamento de 
dados de integridade de poço. O sistema é integrado com sistemas de informações 
geológicas e os fluxos de trabalho relacionados às atividades de poço. Ele monitora 
as informações coletadas e envia notificações automaticamente quando situações 
fora dos padrões são encontradas. Esse padrão pode ser definido através de normas 
de engenharia, normas dos órgãos reguladores, equipe técnica da empresa, ou os 
“performance standards”. 
A interface do sistema, juntamente com as informações que o alimentam 
podem ser vistos na Figura 5.1. O software promove uma visualização simples de 
todos os dados relevantes para o gerenciamento de integridade de poço, sendo 
possível ver tendências de pressão e temperatura, dados de produção e informações 
de projeto e perfuração do poço. 
Figura 5.1 – Sistema de Gerenciamento de Integridade de Poço 
 
Fonte: Khreibeh et al .(2018). 
54 
 
 
 
 
O sistema possui um módulo integrado com as avaliações de risco de 
operações de poço, que identifica quando está operando em situações que 
demandam mitigação dos impactos e controle do risco, acionando as pessoas e 
sistemas responsáveis para essa tomada de ação. 
O desenvolvimento dos campos de forma inteligente é feito com monitoramento 
remoto, através dos sensores e tecnologia wireless de transmissão de dados, além 
do uso de drones e ROVs para inspeção visual e serviços, o que diminui a interação 
do homem com o processo, diminuindo os riscos. 
 
5.2 APLICAÇÕES DO SISTEMA DE GERENCIAMENTO DE DADOS DE 
INTEGRIDADE DE POÇOS 
 
Já existem em uso algumas aplicações da inteligência artificial na integridade 
de poços, as principais baseiam-se na utilização de redes neurais para o 
reconhecimento de desvios nos padrões das informações armazenadas ao longo da 
vida do poço. Algumas aplicações estão relacionadas diretamente com o 
monitoramento das barreiras e outras indiretamente com ferramentas que auxiliam no 
dia-a-dia das equipes das empresas. 
 
5.2.1 Monitoramento de pressões no anular 
 
Um sistema inteligente monitora continuamente a pressão no anular do poço, 
e emite alertas quando ocorre variação significativa de pressão, sendo esse o gatilho 
para que os engenheiros comecem a monitorar a situação. Todas as atividades são 
registradas com nível de detalhamento necessário, pressão final de vazamento, 
duração do vazamento, acúmulo de pressões e duração desse acúmulo. 
A máxima pressão admitida na superfície do anular a algumas pressões pré-
definidas também são configuradas para que o sistema informe e envie notificações 
sobre pressões que excedam esses limites. Além disso, o sistema é configurado para 
monitorar de forma mais detalhada as pressões após cada vazamento. Na Figura 5.2 
é possível ver a interface desse monitoramento. 
 
55 
 
 
 
 
 
Figura 5.2– Monitoramento da pressão no anular 
 
Fonte: Khreibeh et al. (2018). 
 
5.2.2 Otimização de injeção de água para poços com SCP 
 
É possível monitorar também a influência da injeção de água na pressão das 
paredes dos revestimentos dos poços produtores. Quando a taxa de injeção de água 
é aumentada, pode-se ter uma pressão superior à máxima pressão de operação 
admissível que aquele revestimento consegue suportar, esse problema é conhecido 
como SCP. 
Assistidos pelas capacidades de visualização e alerta do sistema, os 
engenheiros conseguem a manutenção de uma taxa ótima de injeção de água que 
proporciona melhoria da produtividade e ganhos econômicos significativos. 
A Figura 5.3 mostra o acompanhamento da pressão no anular durante um 
determinado período. Antes da otimização a pressão oscilou várias vezes, e algumas 
delas ultrapassando a máxima pressão de operação admissível. 
 
5.2.3 Melhoria na pesquisa de dados de integridade de poços provenientes de 
várias fontes 
 
Foi analisado o tempo que a equipe de engenharia levava para realizar a 
pesquisa em três tarefas frequentes relacionadas à integridade de poços, antes e 
depois da introdução do sistema de gerenciamento de dados de integridade de poço. 
As atividades avaliadas são: 
56 
 
 
 
 
 Avaliação de risco do poço 
Consulta a planejamento e procedimentos 
 Gerenciamento da pressão no anular 
 
 
Figura 5.3 – Pressão no revestimento e controle da injeção de água 
 
Fonte: Khreibeh et al. (2018). 
 
Antes da introdução do sistema, essas tarefas envolviam o acesso a 
informações localizadas em diversos softwares e diretórios diferentes. Algumas delas 
só estavam em mídias digitais ou cópias impressas dificultando e atrasando a busca 
por essas informações, como os diagramas esquemáticos do poço, tratamentos no 
poço e relatórios de pressões anormais no revestimento. Alguns dos diferentes 
sistemas utilizados eram lentos e difíceis de usar na obtenção dos dados necessários. 
O sistema de gerenciamento de dados melhora a eficiência ao fornecer 
ferramentas de pesquisa e automatizar a apresentação de dados consolidados e que 
sejam confiáveis. 
57 
 
 
 
 
Os resultados obtidos na pesquisa estão consolidados na Tabela 5.1. 
 
Tabela 5.1 – Melhoria de eficiência devido à implementação do sistema de gerenciamento de 
dados de integridade de poços 
 
Tempo para Busca de Dados, Consolidação 
por Tarefa de Integridade de Poço 
 
Pré Sistema de 
Gerenciamento de 
Dados de Integridade de 
Poço (Processo Manual) 
Pós Sistema 
de Gerenciamento 
de Dados de 
Integridade de Poço 
 
 Minutos Minutos 
 
Redução 
Percentual 
Confiabilidade 481 86 -82% 
Planejamento e 
Procedimento 
25 8 -68% 
Gerenciamento 
de Pressão no Anular 
190 24 -87% 
Fonte: Khreibe het al. (2018). 
É possível observar que o sistema integrado reduziu a busca e consolidação 
das informações das tarefas avaliadas em mais de 65% chegando acima de 80% para 
algumas tarefas. 
 
 
58 
 
 
 
 
6 CONCLUSÃO 
 
O gerenciamento de integridade de poços não é uma tarefa fácil para uma 
indústria tão audaciosa, em se tratando de questões ambientais e riscos de 
operações, como a indústria de petróleo. Dessa forma, as empresas de óleo e gás 
precisam se comprometer a tratar a integridade como um elemento de extrema 
importância em seus parâmetros utilizados durante decisões, sejam elas de projeto, 
perfuração, completação, operação, intervenção, ou abandono de seus poços. 
O fato de o gerenciamento em si já ser complexo o bastante e exigir bastante 
conhecimento técnico da equipe responsável, juntamente ao fato de, no Brasil, o 
assunto de integridade ainda ser muito recente e até pouco tempo atrás, minimamente 
discutido, a implementação desse tipo de