Avaliacaocriticacenarios-Braga-2021

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UNIVERSIDADE FEDERAL DO RIO GRANDE DO NORTE 
CENTRO DE TECNOLOGIA – CT 
CENTRO DE CIÊNCIAS EXATAS E DA TERRA – CCET 
PROGRAMA DE PÓS-GRADUAÇÃO EM CIÊNCIA E ENGENHARIA DE 
PETRÓLEO - PPGCEP 
 
 
 
 
DISSERTAÇÃO DE MESTRADO 
 
 
 
 
AVALIAÇÃO CRÍTICA DE CENÁRIOS DE ABANDONO DE 
POÇOS PETROLÍFEROS ONSHORE DO NORDESTE 
BRASILEIRO 
 
 
 
 
 
 
Igor Pires de Melo Braga 
 
 
 
 
 Orientador: Prof. Dr. Júlio Cezar de Oliveira Freitas 
 
 
 
 
 Natal / RN, Maio de 2021 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
Avaliação Crítica de Cenários de Abandono de Poços Petrolíferos 
Onshore do Nordeste Brasileiro 
 
 
 
 
Igor Pires de Melo Braga 
 
 
 
 
. 
 
 
 
 
 
 
 
Natal / RN, Maio de 2021 
 
 
Braga, Igor Pires de Melo.
 Avaliação crítica de cenários de abandono de poços
petrolíferos onshore do nordeste brasileiro / Igor Pires de Melo
Braga. - 2021.
 117 f.: il.
 Dissertação (mestrado) - Universidade Federal do Rio Grande
do Norte, Centro de Tecnologia, Programa de Pós-Graduação em
Engenharia de Produção, Natal, RN, 2021.
 Orientador: Prof. Dr. Júlio Cezar de Oliveira Freitas.
 1. Poços petrolíferos do nordeste - Dissertação. 2. Abandono
de poços - Dissertação. 3. Integridade de poços - Dissertação.
4. Poços terrestres - Dissertação. I. Freitas, Júlio Cezar de
Oliveira. II. Título.
RN/UF/BCZM CDU 665.6
Universidade Federal do Rio Grande do Norte - UFRN
Sistema de Bibliotecas - SISBI
Catalogação de Publicação na Fonte. UFRN - Biblioteca Central Zila Mamede
Elaborado por Ana Cristina Cavalcanti Tinôco - CRB-15/262
 
 
 Igor Pires de Melo Braga 
 
 
Avaliação Crítica de Cenários de Abandono de Poços Petrolíferos 
Onshore do Nordeste Brasileiro 
 
 
Dissertação de Mestrado 
apresentada ao Programa de Pós-
Graduação em Ciência e 
Engenharia de Petróleo PPGCEP, 
da Universidade Federal do Rio 
Grande do Norte, como parte dos 
requisitos para obtenção do título de 
Mestre em Ciência e Engenharia de 
Petróleo. 
 
 
 
Aprovado em ____de__Maio_____de 2021. 
 
 ____________________________________ 
 Prof. Dr. Júlio Cezar de Oliveira Freitas 
Orientador – UFRN 
 
____________________________________ 
Prof. Dr. Antônio Eduardo Martinelli 
Co-orientador - UFRN 
 
____________________________________ 
Prof. Dr. Marcos Allyson Felipe Rodrigues 
Membro Interno - UFRN 
 
____________________________________ 
Prof. Dr. Pedro Tupã Pandava Aum 
Membro Externo - UFPA 
 
 
 
 
BRAGA, Igor Pires de Melo – Avaliação Crítica de Cenários de Abandono de Poços 
Petrolíferos Onshore do Nordeste Brasileiro. Dissertação de Mestrado, UFRN, 
Programa de Pós-Graduação em Ciência e Engenharia de Petróleo. Área de 
Concentração: Pesquisa e Desenvolvimento em Ciência e Engenharia de Petróleo. Linha 
de Pesquisa: Abandono de Poços Natal – RN, Brasil. 
 
Orientador: Prof. Dr. Júlio Cezar de Oliveira Freitas 
Co-orientador: Prof. Dr. Antônio Eduardo Martinelli 
 
RESUMO 
 
A produção de óleo e gás no Brasil remonta ao final do século XIX, com produção 
comercial sistemática a partir da segunda metade do século XX, sobretudo com a criação 
da Petrobras. Assim, milhares de poços de petróleo foram perfurados a partir dos anos 
1950. Consequência disso é que esses poços têm muitos acima de 50 anos, podendo 
chegar a 70 anos, resultando poços com problemas de integridade mecânica e hidráulica. 
Nesse âmbito, o nordeste brasileiro possui milhares de poços de óleo e gás fechados, 
improdutivos seja por baixa produção, problemas de manutenção, decisão dos 
concessionários. Muitos estão fechados sem qualquer adaptação às recentes normas de 
abandono temporários do SGIP (Sistema de Gestão de Integridade de Poços) trazido 
pelo Regulamento ANP 46/2016, RANP-46/2016 como tem ocorrido nos principais 
campos do Nordeste brasileiro. A resolução 46 de 2016 da ANP passa a regulamentar 
os procedimentos para estabelecimento e implementação de um Sistema de 
Gerenciamento de Integridade de Poços (SGIP), passa a existir novo regramento que 
baliza a maneira de como se abandona um poço de óleo e gás, buscando sempre o norte 
da estanqueidade, visando acima de tudo segurança às pessoas e respeito ao meio 
ambiente. Assim, os fluxos de hidrocarbonetos não desejados para a superfície ou entre 
zonas (formações) distintas gerarão forte responsabilização, no presente, para os 
concessionários, já que passam a vigorar modernas regulações baseadas em duplos 
conjuntos solidários de barreiras (CSBs) que visam tornar o poço tão ou mais íntegro 
que as (os) formações/reservatórios virgens. Com base no exposto, esse trabalho tem 
como objetivo principal apresentar um diagnóstico do nível de risco de integridade atual 
que milhares de poços do norte-nordeste podem representar para o ambiente terrestre, 
de acordo com método dado pelo Instituto Brasileiro de Petróleo - IBP, caracterizando 
as ações que são necessárias para deixá-los conformes em termos de abandonos. Para 
tal, esse trabalho apresenta os recentes regramentos para abandonos onshore no Brasil, 
advindos também das melhores práticas internacionais no assunto. Faz-se um paralelo 
entre os antigos decretos ANP de 1997 e 2002, analisando-se as principais mudanças 
nas formas de conceber as intervenções de abandono, refletindo na profissionalização 
das práticas, disciplina operacional, segurança, e principalmente a busca pela 
economicidade. O dispêndio de tempo e de custo para se abandonar um poço em que se 
buscou a integridade mecânica ao longo de todo o ciclo de vida é consideravelmente 
menor. 
 
Palavras-Chaves: Abandono de poços, Integridade de poços, poços terrestres, poços do 
nordeste, Priorização de abandono, Risco de não-abandono 
 
 
 
 
 
 ABSTRACT 
 
Oil and gas production dates back to the end of the 19th century, with systematic 
commercial production starting in the second half of the 20th century, especially with 
the creation of Petrobras. Thus, thousands of oil wells were drilled in the 1950s. The 
consequence of this is that these wells are many over 50 years old, and can reach 70 
years old, to obtain wells with mechanical and hydraulic integrity problems. Northeast 
of Brazil has thousands of non-productive oil and gas wells may that be caused by low 
production, maintenance problems, companies decisions. Many are closed with no 
observance to the recent plug and abandonment rules of the SGIP (Well Integrity 
Management System) brought by Regulation ANP 46/2016. So it has been with the main 
fields of North and Northeastern areas of Brazil. Resolution 46/2016 from ANP controls 
the general procedures for stablishing a Well Integrity Management System. Thus the 
new regulation marks the positivation of how to abandon an oil and gas well, always 
seeking the north of well integrity, aiming the security to the people and to the 
environment. Then, the non-desirable hydrocarbons flows to the surface or between 
different zones (formations) will generate strong accountability, at present, for the field 
operators since plug and abandonment modern regulations are based on double solidary 
sets of barriers (CSBs) that aim to make the well as or more intact than virgin formations 
/ reservoirs. Based on the above, this work has as main objective to present a diagnosis 
of the current level of integrity risk that thousands of wells in the northeast of Brazil can 
represent for the onshore environment, according to the method given by the Brazilian 
Petroleum Institute, characterizing the actions that are necessary to make them conform 
in terms of abandonments. To reach it, this paper presents the recent rules for onshoreabandonments in Brazil, also arising from the best international practices in the subject. 
A parallel is made between the old ANP decrees of 1997 and 2002, analyzing the main 
changes in the ways of conceiving abandonment interventions, reflecting in the 
professionalization of practices, operational discipline, safety, and especially the search 
for economics. The time and cost to abandon a well where mechanical integrity has been 
sought throughout the entire life cycle is considerably smaller. 
 
 
Keywords: Well abandonment, Well integrity, Onshore Wells, abandonment 
prioritization, Abandonment risk 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
“Nada, absolutamente nada, 
resiste ao trabalho.” 
Autores vários 
 
“Você não sabe o quanto eu caminhei, pra chegar até aqui 
Percorri milhas e milhas antes de dormir... eu não cochilei, 
Os mais belos montes escalei, 
nas noites escuras de frio, chorei” 
Toni Garrido 
 
 
 
 
 
 
 
 
 Dedico esse trabalho aos meus pais, à Camila, ao meu irmão Yuri, à minha Avó 
Lormina e toda minha família e amigos, pelo apoio. Aos Profos Dr. Julio Cézar de 
Oliveira Freitas e Dr. Antônio Eduardo Martinelli pelo apoio e tempo dedicados. 
Aos Amigos e Colegas da PETROBRAS pelo apoio técnico. 
 
 
 
 
 
AGRADECIMENTOS 
 
 
Agradeço a todos que de alguma forma contribuíram para a elaboração desse valioso 
estudo. Em especial aos Engenheiros Romero, Paulo Nunes, José Dalmo, Yvis 
Hernrique, Alexandre de Castro, Márcio Farias, André Schuster, Marcelo Pimentel 
.... Especialmente aos Professores Júlio Cesar e Antônio Martinelli. Por fim, agradeço 
à minha Família, que é minha base e alegria. 
Acima de tudo, GRAÇAS A DEUS! 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
SUMÁRIO 
 
1. Introdução.............................................................................................................11 
1.1 Objetivos................................................................................................................12 
2. Tópicos Gerais e Aspectos Teóricos......................................................................12 
2.1. Disputa de recursos com o ambiente offshore.............................................18 
2.2. Entraves para produção onshore..................................................................21 
2.3. A necessidade por abandono de Poços.........................................................23 
3. Fundamentação Teórica.......................................................................................24 
3.1.Regramentos Internacionais e boas práticas para Abandono de Poços... 28 
3.2.Conceito de integridade de Poço...................................................................36 
3.3.Métodos Utilizados para posicionamentos de tampões...............................41 
3.4.Caminhos principais de perda de integridade.............................................44 
3.5.Abandono de Poços no Brasil........................................................................46 
3.6.Sistema de Gerenciamento de Integridade de Poços – SGIP.....................50 
3.7.SGIP e a Sinergia com o Instituto Brasileiro de Petróleo.........................53 
4. Metodologia..........................................................................................................75 
4.1.Perfil dos poços onshore trabalhados por Estado.......................................75 
4.2.Critérios para número de CSBs, Surgência, Tipo de Fluido......................82 
5. Resultados da matriz de Riscos do IBP para os poços......................................83 
5.1.Campos do Rio Grande do Norte..................................................................85 
5.2.Campos de Alagoas.........................................................................................86 
5.3. Campos de Sergipe.........................................................................................87 
5.4. Campos da Bahia............................................................................................88 
5.5.Análise de riscos por Estado...........................................................................90 
5.6. Estimativa de custos e importância da integridade.....................................93 
5.7. Estimativa de custos para abandonos permanentes: estudo de caso RN..94 
6. Conclusões..............................................................................................................99 
7. Referências Bibliográficas..............................................................................101 
Anexo 01 - Anexo 01 – Prática de Gestão No 10 / RANP-46.............................102 
 
 
 
 
 
 
 LISTA DE FIGURAS 
Figura 1: Mancha geográfica dos Poços de Óleo e Gás no Brasil (Fonte BDEP-ANP) ................. 1 
Figura 2:Participação dos Estados no quantitativo de Poços de Óleo e Gás: 2016 (ANP) .......... 2 
Figura 3: Número de Poços Produtores de Óleo e Gás entre 2005 e 2015 (ANP) ...................... 2 
Figura 4: Número de Poços Perfurados por Ano no Brasil (ANP) ............................................... 3 
Figura 5: Número de Poços de Óleo e Gás e Injetores em terra distribuídos por estado .......... 3 
Figura 6: Nível de preços internacionais do barril de Petróleo 2010-2019 (Reuters) ................. 4 
Figura 7: Produção ONSHORE 2000-2019 (2020 previsão propocional) (ANP) .......................... 5 
Figura 8: Produção ONSHORE dos principais estados produtores (ANP) ................................... 6 
Figura 9: Produtividade média por Poço principais campos ONSHORE (e águas rasas) ............. 7 
Figura 10: Produção histórica de óleo e gás em terra e mar no Brasil (Milhões de barris por 
dia) – (POMPEO-2019) ................................................................................................................ 8 
Figura 11: Diferença de produção entre campos marítimos e terrestres ................................... 9 
Figura 12: Relevància da produção offshore e custo de extração do Pré- Sal (Relação com 
Investidores - Petrobras) ........................................................................................................... 10 
Figura 13: Esquemático do ciclo de vida de um Poço de Petróleo (Universidade Federal 
Fluminense – UFF) ..................................................................................................................... 10 
Figura 14: Preço petróleo Brent 1o Semestre 2020 (Fonte: Valor PRO) ..................................... 2 
Figura 15: Requerimento geral para isolamento de área com potencial de fluxo (BVOT, 
Alemanha, 1998) ....................................................................................................................... 11 
Figura 16: Requerimento geral para isolamento de área com potencial de fluxo (UKOOA, 
Reino Unido, 2009) .................................................................................................................... 13 
Figura 17: Guia geral para abandono de poços (abandono por intervalos) API -1993 ............. 17 
Figura 18 : Caminhos principais de perda de integridade ......................................................... 19 
Figura 19: Detalhe de tampão de bentonita sódica - Fonte: Google ........................................ 22 
Figura 20: Tampões de resina pós-cura .................................................................................... 23 
Figura 21: Ilustração para o metodo de Tampão Balanceado (Créditos Nogueira, Luisa- 2017)
 ................................................................................................................................................... 24 
Figura 22: Ilustração das compressões de cimento realizadas em poço de óleo (Fonte: Google)
 ...................................................................................................................................................24 
Figura 23: Ilustração do uso do dump bailer ............................................................................. 25 
Figura 24: Caminhos preferenciais de vazamento de fluidos (T. Vrålstad et al.) .................... 26 
Figura 25: Número de Poços abandonados permanentemente no Brasil (ANP) ...................... 28 
Figura 26: Composição de CSBs pós-perfuração (pré-completação) ........................................ 48 
Figura 27: Composição de CSBs para abandono temporário (poço não-surgente) .................. 48 
Figura 28: Composição de CSB único para poço sem zonas com potencial de fluxo ................ 49 
Figura 29: Abandono temporário de região com potencial de fluxo (fase produção).............. 49 
Figura 30: Abandono temporário de região(ões) com potencial de fluxo (fase produção) ..... 51 
Figura 31: Compartilhamento de elemento de CSB devido à falha de DHSV (poço surgente). 52 
Figura 32: Comparação entre poço antes e depois do abandono permanente (Nogueira de 
Azeredo., 2017) ......................................................................................................................... 52 
Figura 33:Esquema de CSBs primários e secundários (IBP) ...................................................... 55 
Figura 34: Comprimento mínimo para elementos de CSB permanentes primário e secundários 
(IBP) ........................................................................................................................................... 56 
Figura 35: CSBs combinados também previstos pelo IBP ......................................................... 56 
Figura 36:Composição de CSBs permanentes para transição poço aberto/revestido com 1 
zona de interesse ...................................................................................................................... 57 
Figura 37: Composição de CSBs permanentes para mais de um zona de interesse ................. 57 
Figura 38: Composição de CSBs com dois tampões em trecho de poço aberto (evitar 
fraturamento de formação acima) ............................................................................................ 57 
 
 
Figura 39: Composição de CSBs permanentes em poço revestido próximo aos canhoneados 58 
Figura 40: Detalhe dos canhoneios para recimentação e composição de elementos de CSB .. 59 
Figura 41: Esquemático de CSBs permanentes thru tubing para abandono permanente ....... 59 
Figura 42: Simples equipagem poço raso de uma fase RN ....................................................... 63 
Figura 43: Esquema de Completação Poço Alagoas ................................................................. 65 
Figura 44: Equipagem principal de poços produtos em Sergipe (2 fases + condutor) ............. 67 
Figura 45: Esquema mecânico poço profundo Bahia ................................................................ 69 
Figura 46: Análise de Risco para os Poços fechados do RN (Poços Surgentes com 2 CSBs 
compartilhados) ........................................................................................................................ 75 
Figura 47: Análise de Risco para os Poços fechados do RN (Poços Surgentes com apenas 1 
CSB) ........................................................................................................................................... 75 
Figura 48: Análise de Risco para os Poços fechados de AL (Poços Surgentes no topo com 2 
CSBs compartilhados) ................................................................................................................ 76 
Figura 49: Análise de Risco para os Poços fechados de AL (Poços Surgentes no topo com 1 
CSB apenas) ............................................................................................................................... 76 
Figura 50: Análise de Risco para os Poços fechados de SE (Poços com 1 CSB de NS + 1CSBD) 77 
Figura 51: Análise de Risco para os Poços fechados da Bahia (Poços Surgentes no topo com 
apenas 1 CSB compartilhados) .................................................................................................. 77 
Figura 52: Análise de Risco para os Poços fechados da Bahia (Poços Surgentes no topo com 2 
CSBs compartilhados) ................................................................................................................ 78 
Figura 53: Análise de Risco para os Poços fechados dos estados (Poços Surgentes no topo 
com 2 CSBs compartilhados) ..................................................................................................... 79 
Figura 54: Análise de Risco para os Poços fechados dos estados (Poços Surgentes no topo 
com 2 CSBs compartilhados) ..................................................................................................... 79 
Figura 55: CSBs duplos- separados no abandono de poço no RN ............................................. 85 
Figura 56: CSB conjugado para abandono permanente de Poço no RN ................................... 85 
Figura 57: Exemplo de poço que não fora cimentado até o topo da fase. ............................... 87 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 LISTA DE TABELAS 
Tabela 1: Queda de produção bruta por região entre 2009 e 2018 ........................................... 7 
Tabela 2: Paralelo entre as produções totais de campos ONSHORE e OFFSHORE no Brasil ...... 9 
Tabela 3: Campos Maduros ONSHORE à venda (bpd-barris por dia) (Teasers Petrobras ao 
mercado financeiro) .................................................................................................................... 3 
Tabela 4: Fatores que não influenciam no risco de vazamento ................................................... 7 
Tabela 5: Fatores que influenciam no risco de vazamento com menor impacto ......................... 8 
Tabela 6: Fatores que influenciam no risco de vazamento com maior impacto ......................... 9 
Tabela 7: Síntese de boas práticas para abanondo de poços em diversos países produtores 
(Parte 1) ..................................................................................................................................... 18 
Tabela 8: Síntese de boas práticas para abanondo de poços em diversos países produtores 
(Parte 2) ......................................................................................... Erro! Indicador não definido. 
Tabela 9: Escopo geral dos Decretos ......................................................................................... 29 
Tabela 10: Da preparação para o abandono (esq dec 1999, dir dec 2002) ................................ 29 
Tabela 11: Da garantia do isolamento de anulares (esq dec 1999, dir dec 2002) ...................... 30 
Tabela 12: Instruções para abandono permanente (esq dec 1999, dir dec 2002) ...................... 30 
Tabela 13: Instruções para o abandono temporário (esq dec 1999, dir dec 2002) .................... 31 
Tabela 14: Instruções para verificação (teste) tampões (esq dec 1999, dir dec 2002) ............. 31 
Tabela 15: Síntese das Práticas de Gestão do Sistema de Gerenciamento de Integridade de 
Poços ......................................................................................................................................... 33 
Tabela 16: Parâmetros relacionados a probabilidade de falha dos CSB do poço e seus 
respectivos pesos. ...................................................................................................................... 38 
Tabela 17: Itens relacionados ao parâmetro número de CSB para Poços Surgentes e seus 
respectivos pesos. ...................................................................................................................... 38 
Tabela 18: Itens relacionados ao parâmetro número de CSB para Poços Não Surgentes e seus 
respectivos pesos. ......................................................................................................................39 
Tabela 19: Itens relacionados ao parâmetro número de CSB para Nível de corrosividade do 
fluido em contato com os CSB do poço .................................................................................... 39 
Tabela 20: Pesos relacionados à consequência de falhas dos CSBs do poço ............................ 41 
Tabela 21: Notas relaciondas à localização de poços e consequências de falhas dos CSB do 
poço e seus respectivos pesos (IBP) .......................................................................................... 41 
Tabela 22: Parâmetros relacionados a consequência de falhas dos CSB do poço e seus 
respectivos pesos (IBP) ............................................................................................................. 42 
Tabela 23: Parâmetros relacionados a consequência de falhas dos CSB do poço .................... 42 
Tabela 24: Cenários relacionados à probabilidade de falha dos CSB do poço (IBP) ............... 43 
Tabela 25: Cenários relacionados a consequências de falhas dos CSB do poço (Vazãomenor 
que 50 oe/d) 
Tabela 26: Matriz de classificação de riscos para abandono temporário (IBP) ........................ 45 
Tabela 27: Prazos máximos para monitoramento de poços completação seca e terrestres. ...... 46 
Tabela 28 - Prazos para monitoramento dos poços de completação seca e terrestres para 
abandono temporário continuamente monitorados (Instituto Brasileiro de Petróleo – IBP) ... 46 
Tabela 30: Características médias dos poços totais observados .............................................. 70 
Tabela 31: Código de cor de acordo com o risco para cada poço (IBP) .................................... 73 
Tabela 32: Memória de Cálculo do risco de poços surgente com vazão de gás maiores que 
50boe/d ..................................................................................................................................... 73 
Tabela 33: Memória de Cálculo do risco de poços com ênfase de gás e vazão maiores que 
50boe/d ..................................................................................................................................... 73 
Tabela 34: Memória de Cálculo do risco de poços com ênfase em óleo e vazão maior que 
50boe/d ..................................................................................................................................... 73 
 
 
Tabela 35: Memória de Cálculo do risco de poços com ênfase em gás e vazão menor que 
50boe/d ..................................................................................................................................... 74 
Tabela 36: Memória de Cálculo do risco de poços com ênfase em óleo e vazão maior que 
50boe/d ..................................................................................................................................... 74 
Tabela 37: Memória de Cálculo do risco de poços de injeção de água em áreas de óleo e gás
 ................................................................................................................................................... 74 
Tabela 37: Notas médias (pesos) para cada intervalo de cor .................................................. 80 
Tabela 38: Riscos médios por estado com peso fixo ................................................................. 80 
Tabela 39: Risco médio por Estado e tempo médio máximo entre monitoramentos ................ 81 
Tabela 40 Média de Valores de Operações de Cimentação para Abandono (Rio Grande do 
Norte) em 7 operações de abandono entre 2017-2019 .............................................................. 83 
Tabela 41: Custo para instalação de plugs de cimento em abandono permanente .................... 86 
Tabela 42: Impacto financeiro para pré-adaptar poço à operação de abandono ....................... 87 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
Capítulo 1 
Introdução 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
No Brasil, a primeira menção à exploração de hidrocarbonetos remonta ao ano 
de 1864, quando o decreto número 3.352-A, concedeu a Thomas Denny Sargeni a 
permissão para extração de óleo e gpas na Bahia por 90 anos em Camamu e Ilhéus 
(Pompeo et al. 2019). 
 
Com a participação do Serviço Geológico e Mineralógico do Brasil, foram 
realizadas as perfurações de 51 poços entre 1919 e 1930 nos estados do Paraná, São 
Paulo, Rio Grande do Sul, Bahia, Alagoas e Pará. Tal campanha serviu como 
treinamento para uma geração de geólogos brasileiros (Pompeo et al. 2019). 
 
Ressalte-se que existia uma forte campanha defendendo a inexistência de 
potencial petrolífero no país, influenciada por interesses estrangeiros. O desafio das 
primeiras gerações de técnicos brasileiros estendeu-se, portanto, para muito além de 
dominar os recursos relacionados à descoberta do petróleo. Era necessário, por exemplo, 
até mesmo superar a existência de obstáculos à importação de equipamentos necessários 
à exploração de petróleo no país (Pompeo et al. 2019). 
 
Mesmo assim, a Bahia inaugurou uma região com os primeiros poços comerciais 
do Brasil: Lobato-BA (1939), Candeias-BA (1941), Aratú e Itaparica (1942). Pós 
criação da Petrobras (1953), a descoberta de campos petrolíferos se acentuou, bem como 
a exploração e explotação do óleo e gás em terra e em ambiente marítimo. Campo de 
Guaricema (Sergipe e Alagoas, 1968), Carmópolis-SE (1963) e os gigantes offshore 
Marlim e Albacora (Rio de Janeiro). que tiveram sua explotação inicial nos anos 80. 
 
Dessa forma, é fácil perceber que campos terrestres brasileiros estão 
completando 70 anos, como no caso de poços no município de Candeias-BA. Outro 
exemplo de décadas de produção é o do grande campo de Carmópolis em Sergipe, 
chegando próximo a seis décadas de hidrocarbonetos produzidos. 
 
Os exemplos acima não são exaustivos. O norte e nordeste brasileiros possuem 
milhares de poços com várias décadas desde a perfuração. Assim, são poços muito 
depletados, com grande histórico de manutenções corretivas, com baixas vazões quando 
comparadas aos ativos de classe mundial do pré-sal, por exemplo. Assim, o potencial 
desses poços maduros já é limitado e dezenas de campos estão no fim do ciclo de 
produção. 
 
Nesse âmbito, o Nordeste brasileiro, foco do presente trabalho, possui milhares 
de poços de óleo e gás fechados, improdutivos seja por baixa produção ou decisão dos 
concessionários. Muitos estão fechados sem qualquer adaptação às recentes normas de 
abandono temporários e permanentes do SGIP (Sistema de Gestão de Integridade de 
Poços-SGIP) trazido pelo Regulamento ANP 46/2016, RANP-46/2016. 
 
Dessa forma, para se adequarem aos critérios de integridade estabelecidos, os 
concessionários necessitam realizar adaptações nos poços para estarem adimplentes com 
com a ANP. 
 
Terão assim que reabrir os poços, e projetar a construção de barreiras que evitem 
a migração de fluido indesejada entre zonas portadoras de fluido entre si ou para a 
superfície. 
 
Assim, o conceito de integridade impõe um sistema robusto de monitoramento 
sistemático dos poços para mitigar os vazamentos. Portanto, faz-se necessário conhecer 
 
 
o perfil dos poços improdutivos do Nordeste e qual o risco que podem significar ao 
homem e ao meio ambiente. 
 
Uma vez conhecido o conjunto de poços, utilizando as boas práticas da ANP e 
IBP (Instituto Brasileiro de Petróleo), preparar o abandono e realizar o plugueamento 
destes. 
 
Bem verdade que, dados os milhares de poços que precisarão de ações de 
integridade, é importante que se estabeleçam prioridades na ordem dos trabalhos, bem 
como que seja conhecida a ordem de grandeza dos valores monetários necessários para 
tal. 
 
 
 
1.1. Objetivos 
 
Dada a vigência da nova regulação para os abandonos, os poços em estado 
improdutivo deverão passarpor intervenções de plugeamento/abandono. Ao mesmo 
tempo, tornar todos os poços adimplentes às boas práticas é um trabalho bastante 
demandante, pois envolve milhares de poços. 
 
Assim, o objetivo desse trabalho é avaliar a relevante quantidade de poços onshore 
do nordeste brasileiro, estabelecendo uma ordem/ranqueamento para as operações de 
abandono segundo as sistemáticas do SGIP e do IBP. 
 
Feita a análise, será elencada uma lista de campos entre os estados para que se 
priorizem as intervenções de abandono/adequação, discutindo-se brevemente os custos 
associados dessas operações. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
Capítulo 2 
Tópicos Gerais e Aspectos Teóricos 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
1 
 
Segundo a ANP, existiam no Brasil em 2016 29282 poços de petróleo (21587 
poços explotatórios e 7695 poços exploratórios), distribuídos conforme Fonte BDEP-
ANP . 
 
Figura 1: Mancha geográfica dos Poços de Óleo e Gás no Brasil 
 
 Fonte BDEP-ANP 
 
Foi ao longo da segunda metade do século XX e primeiras décadas do século XXI, 
que a quantidade de poços em terra aumentou sobremaneira no Brasil, principalmente no 
Nordeste. Os estados da federação com maior número de poços são Rio Grande do Norte, 
Sergipe e Bahia: conforme mostrado na Figura 2, 70% dos poços perfurados estão em 
terras e mares daqueles três estados. 
 
Adicionando-se à conta, o Norte, a totalidade do Nordeste e o norte do Espírito 
Santo, chega-se à conclusão de que a participação dos poços terrestres é superior à 80%. 
 
 
 
 
 
 
 
2 
 
Figura 2:Participação dos Estados no quantitativo de Poços de Óleo e Gás: 2016 
 
 Fonte: ANP 
 **Recôncavo: Bahia, Potiguar: Rio Grande do Norte 
 
A Figura 3 demonstra que, entre 2005 e 2015, a proporção de poços produtores 
onshore girou em torno de 90%, demonstrando que ambos os cenários terrestres e 
marítimos receberam investimentos proporcionalmente equivalentes. 
 
 Figura 3: Número de Poços Produtores de Óleo e Gás entre 2005 e 2015 
 
 Fonte: ANP 
Assim, a quantidade de poços aumentou sensivelmente entre 2005 e 2011, da 
ordem de 10%, retrato de campanhas de perfuração que se processaram firmemente nas 
últimas duas décadas ( Figura 4). 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
3 
 
Figura 4: Número de Poços Perfurados por Ano no Brasil 
 
 Fonte: ANP 
A Figura 5 apresenta extrato mais atualizado do número de poços onshore por 
estado. É possível depreender que os estados que mais receberam novos poços produtores 
foram Rio Grande do Norte e Sergipe. 
 
Figura 5: Número de Poços de Óleo e Gás e Injetores em terra distribuídos por estado 
 
Fonte: ANP 
 
 
Entre 2000 até 2014, o mundo experimentava o boom das commodities (petróleo, 
minério de ferro, comida, energia) de forma que o óleo brent passou por cotações 
máximas históricas, entre 2010 e 2014, superiores a U$ 100,00 o barril, Figura 6. 
 
 
 
 
 
4 
 
Figura 6: Nível de preços internacionais do barril de Petróleo 2010-2019 
 
Fonte: Reuters 
 
Assim, com a valorização do petróleo, clima de otimismo com o descobrimento e 
exploração do pré-sal, planos corporativos de significativos aumentos de produção para 
atender à crescente demanda interna de um país em que o PIB avançava a taxas de 5 a 
7% ao ano muito no final da década de 2000, houve grande estímulo por perfurações 
terrestres. Assim, dado o preço do barril da ordem de U$ 100,00/bbl, pode-se inferir que 
os campos maduros do nordeste retornavam lucros importantes a seus operadores, dado 
que os custos de extração onshore históricos são da ordem de U$ 20,00/bbl (Fonte: Centro 
Brasileiro de Infra estrutura – CBIE), mesmo produzindo 3000 vezes menos que poços 
offshore. 
 
Mesmo assim, a produção onshore não teve o resultado esperado. Na verdade, 
sequer conseguiu manter os níveis de produção do ínicio dos anos 2000 (Figura 7). 
 
A queda de produção foi tal que, mesmo com campanhas recentes de perfuração, 
o rendimento dos campos onshore apresentou forte retração no período 2000-2019, da 
ordem de 50%, Figura 7. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
5 
 
Figura 7: Produção ONSHORE 2000-2019 (2020 previsão propocional) 
 
 
Fonte: ANP 
 
Um exemplo prático de relevante perda de produção mesmo com investimentos 
no Nordeste, ocorreu nos estados de Sergipe e Alagoas: havia a previsão em 2013 de que 
mais que se dobraria a produção (de aproximadamente 46k barris diários para 100k) em 
2018. O resultado recente é um grande revés de apenas 18k barris por dia em Sergipe, 
maior produtor entre os dois estados. 
 
Houve grande queda de produção também em outros estados do nordeste, 
conforme Figura 8. 
 
Segundo Pompeo et al. (2019) os fatores que contribuem para tal são a depleção 
dos campos, baixos índices de recuperação, baixo investimento. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
6 
 
Figura 8: Produção ONSHORE dos principais estados produtores 
 
Fonte: ANP 
 
A produtividade média por poço também é decrescente, o que mostra uma 
tendência de depleção/redução de pressão dos reservatórios associados. Dado que existem 
diversos campos maduros e marginais, o incremento de produção significativo dependeria 
de bilionário investimento apropriado em técnicas de recuperação avançadas de petróleo, 
Enhanced Oil Recovery (EOR): “Estimativas dão conta de que o aumento em 1% no FR 
(fator de recuperação) desses campos terrestres resultaria em uma produção adicional de 
200 milhões de barris de óleo, equivalente e R$ 3 bilhões de royalties, para isso 
requerendo R$ 5 bilhões em novos investimentos.” (Pompeo et al. 2019). 
 
Uma vez que a PETROBRAS respondeu por 96,3% da produção terrestre de 
petróleo em 2017 (Pompeo et al. 2019)., não se vislumbra forte incremento de produção 
significativo no onshore, dado que a tendência atual é de desinvestimento no meio. 
 
Assim, é de se esperar que o patamar de produtividade onshore se degrade, cada 
vez mais, na década de 2020, conforme ocorreram nos últimos 10 anos (Figura 9). 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
7 
 
 
Figura 9: Produtividade média por Poço principais campos ONSHORE (e águas rasas) 
 
 Fonte: (ANP) 
Para aclarar a severidade da queda simulada na figura acima, apresenta-se o 
comparativo de produtividade média (razão produção bruta-número de poços produtores) 
entre os anos de 2009 e de 2018 na Tabela 1. 
 
Tabela 1: Queda de produção bruta por região entre 2009 e 2018 
Área Geográfica Perda de Produção Bruta por Poço 
Sergipe-Terra 61,4% 
 
Alagoas 
 
42,0% 
Rio Grande do Norte – Terra 29,1% 
Bahia – Terra 27,7% 
 
 
2.1. Disputa de recursos com o ambiente offshore 
Com o início da produção offshore (Figura 10) no Brasil, início da década de 70, 
os campos terrestres começam também a competir por recursos com a área de águas rasas 
e profundas. 
 
O início da produção marítima em escala (Bacia de Campos – a partir de 1975), 
já coincide com um patamar estável da produção onshore, conforme gráfico abaixo: 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
8 
 
 
 
 
Figura 10: Produção histórica de óleo e gás em terra e mar no Brasil (Milhões de barris por dia) 
 
Fonte: (POMPEO-2019) 
Os campos offshore permitiram um salto importante no nível de produção de 
petróleo no Brasil. Na época (anos 70 e 80), buscava-se depender menos das importações 
de petróleo. “Já naquela época, havia um intenso debate sobre a importância estratégica 
do petróleo para a segurança energética nacional e para o desenvolvimento do Brasil, que 
buscava deixar de ser agrário para se transformar em uma nação industrial desenvolvida.” 
(Pompeoet al. 2019). 
 
A Figura 10 revela que a produção nacional estável de aproximados 200.000 barris 
por dia de óleo e condensado, durante toda a década de 70, só passou a ter crescimento 
relevante em meados da década de 80 devido aos primeiros óleos das Bacias de Albacora 
e Marlim, permitindo-se triplicar a produção nacional entre 1980 e 1990. 
 
Assim, a diferença de produção de óleo entre os campos terrestre e marítimos 
cresceu, até que, da década de 2000 em diante, conforme pode-se destacar na Figura 11. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
9 
 
 
 
Figura 11: Diferença de produção entre campos marítimos e terrestres 
 
 Fonte: (Dados abertos– ANP) 
 
Ressalte-se que a produção onshore em 2019 é menor que a metade da produção 
dos anos 70, apenas para dar a ordem de grandeza da queda de produção comparado aos 
campos terrestres. 
 
Como visto na Figura 7, o monotônico declínio da produção terrestre continuou de 2000 
até 2019. Por outro lado, para citar apenas dois, os mega-campos offshore de Libra e 
Búzios do Pré-Sal, fazem a produção marítima crescer com vigor ano a ano, de forma 
que, tal modalidade é 96% da quantidade de barris produzidos no país em 2019, 
conforme Tabela 2. 
 
Tabela 2: Paralelo entre as produções totais de campos ONSHORE e OFFSHORE no Brasil 
Produção Média Onshore (2019) Produção Média Offshore (2019) 
104.093,38 bpd 2.683.664,03 bpd 
Fonte: ANP 
 
Somente a Petrobras, maior produtor nacional, espera saltar de 2,2 milhões de 
barris por dia em 2020 para 2,9 milhões de barris/dia, em 2024 (Plano de Negócios 
PETROBRAS 2020). 
Para isso, a empresa está concentrando mão-de-obra e pesados investimentos nas 
jazidas do Pré-Sal e justificou a estratégia através das grandes reservas envolvidas, bem 
como no baixíssimo custo de extração, nos termos da Figura 12.
 
10 
 
 
Figura 12: Relevància da produção offshore e custo de extração do Pré- Sal 
Fonte: (Relação com Investidores - Petrobras) 
 
 
2.2. Entraves para produção onshore 
 
Abaixo segue um compilado de tópicos que explicam as dificuldades pelas quais 
devem continuar passando os campos onshore nacionais. 
 
No âmbito de poços terrestres, há milhares destes com idades próximas e 
superiores a 50 anos que ainda estão em produção ou não-descomissionados 
corretamente. Tais poços, em seus ciclos de vida (Figura 13), já passaram por 
intervenções preventivas e/ou corretivas para garantir a fase de produção por mais 
tempo: 
 
Figura 13: Esquemático do ciclo de vida de um Poço de Petróleo 
 
 
Fonte: (Universidade Federal Fluminense – UFF) 
 
Problemas de integridade de poço ligados a corrosão, ciclos de pressurização, 
canhoneios e fraturamentos impactam a efetividade das barreiras mecânicas instaladas 
para conter vazamentos de fluido para a superfície tais como bainhas de cimento, 
colunas de produção/injeção, cabeçal de superfície. 
 
 
 
Ademais, os poços terrestres vêm apresentando queda significativa de 
produtividade, sinalizando que os métodos de recuperação secundários são pouco 
efetivos ou pouco abrangentes. Da mesma forma, as campanhas de perfuração terrestres 
(milhares de poços nos últimos 20 anos) não foram suficientes para estabilizar a 
produção. 
 
Historicamente, o fator de recuperação (FR) no país é baixo, da ordem de 21%, 
o que agrava o problema da baixa produção. (Pompeo et al. 2019). 
 
Os relativos altos custos de extração onshore também são mais um entrave ao 
fomento dos referidos campos, visto que nos últimos 10 anos, houve queda dos preços 
internacionais de petróleo superior a 70%, chegando a um agravo sem precedentes 
trazido pela pandemia de COVID-19, de preços abaixo de U$ 20,00, Figura 14. 
 
 
Figura 14: Preço petróleo Brent 1o Semestre 2020 
 
 Fonte: Valor PRO 
 
Alem disso, pode-se mencionar a conjuntura política que privilegia a produção 
offshore, baseado nos altos volumes de produção destes campos, evidenciando forte 
desinvestimento em campos históricos do Norte e Nordeste brasileiros: Amazonas, 
Ceará, Rio Grande do Norte, Alagoas, Sergipe, Bahia e Espírito Santo. 
 
Dessa forma, todos os tópicos acima reforçam uma direção seguida pelo maior 
operador nacional que é a de venda de campos terrestres. A Petrobras já vendeu dezenas 
de campos maduros nos estados do Nordeste, agrupados na Tabela 3. 
 
Tais regiões eram alguns dos campos marginais de cada estado, ou seja, davam dos 
piores resultados econômicos para a Estatal, de forma que a venda destes foi priorizada. 
 
1. Bahia: Conceição, Fazenda Matinha, Fazenda Santa Rosa e Quererá 
 
 
2. Rio Grande do Norte: Polo Macau engloba os campos de Aratum, Macau, Serra, 
Salina Cristal, Lagoa Aroeira, Porto Carão e Sanhaçu 
3. Ceará: Venda de campos terrestres de Fazenda Belém e Icapuí U$ 35,2 mi de 
dólares, 803 bpd. 
A relação de alguns campos posto à venda bem como a produção destes pode ser 
vista na Tabela 3. 
 
Tabela 3: Campos Maduros ONSHORE à venda (bpd-barris por dia) 
Ativo de Produção (Campo) Produção diária (barris por dia) 
Polo Norte Capixaba (ES) 7041 
Polo Urucu (AM) 16525 
Polo Potiguar (RN) 23000 
Polo Ceará (CE) 800 
Poço Alagoas (AL) 2348 
 
Fonte: (Teasers Petrobras ao mercado financeiro) 
 
Ademais, nos dias de hoje (dezembro de 2020), todos os campos terrestres 
operados pela Petrobras dos estados do Amazonas, Rio Grande do Norte e Ceará, 
Alagoas, Sergipe, Bahia e Espírito Santo estão postos à venda. 
 
Para os campos acima e outros ainda não anunciados, que reúnem milhares de 
poços, os compradores certamente deverão ter alta demanda por abandono de poços de 
baixa produção ou poços que já se encontravam fechados porém, de maneira diversa à 
estabelecida em regulação. 
 
2.3. A necessidade por abandono de Poços 
Pós-análise exploratória-sísmico-geológica, mapeiam-se as regiões com maiores 
chances de se encontrar acumulações de óleo e gás. Com a análise de geólogos e 
geofísicos, são escolhidas as locações para posicionar as sondas e serem iniciadas as 
perfurações dos poços. 
 
Assim, um problema intrínseco à indústria é que a perfuração exploratória 
envolve um elevado grau de incerteza em se achar óleo e gás economicamente viáveis. 
De fato, o risco de se encontrar poço seco em perfuração exploratória é apontado como 
80%: de 10 poços perfurados, 8 não passaram para as etapas de completação e produção. 
(Siguemasa, 2010) 
 
Assim, a medida imediata que se impõe é a de realizar intervenções para “bem 
selar” tais poços mal-sucedidos. 
 
Também precisam ser “bem selados” os poços que foram bem-sucedidos nas 
fases de perfuração e ao longo dos anos em suas etapas de produção, mas que passaram 
a retornar baixas produções e/ou apresentar muitas falhas de operação. Muitos desses 
poços, pertencentes a campos maduros, estão em declínio final, próximos da fase de 
abandono. 
 
Esta fase pode ser entendida como aquela que marca o fim do ciclo de vida do 
poço conforme com o quesito ambiental, já que as operações terrestres são fortemente 
relacionadas à vazamento de hidrocarbonetos para a superfície ou perda dos elementos 
 
 
de selo, migração de gás, furos em revestimentos, tópicos alinhados com os relatos de 
(Trudel et al, 2019). 
 
Todos esses tópicos estão ligados aos trabalhos de abandono de poços. No 
presente texto, a ênfase será dada para os poços terrestres que passaram por um longo 
ciclo de vida conforme Figura 13. 
 
O abandono onshore se vale do fácil acesso ao cabeçal do poço e, por isso, 
apresentam menos custos em relação a operações marítimas. 
 
As fases que envolvem a operação de abandono onshore são: (Nogueira de Azeredo, 
2017) 
 
• Mobilização da sonda até o local; 
• Conexão da sonda à cabeça de poço ou árvore de natal; 
• Matar e manter seguro o poço incluindo corte da coluna de produção; 
• Instalação de plugues na coluna e no suspensor; 
• Remoção da árvore de natal; 
• Instalação do BOP; 
• Remoção dacoluna de produção e suspensor da coluna; 
• Avaliar a cimentação; 
• Tamponar e abandonar o poço: colocar as barreiras primária e secundária; 
• Estabelecer conexão com o anular para colocação da barreira de superfície: 
cimentar anular pela superfície, se aplicável 
• Cortar e recuperar a cabeça de poço 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
Capítulo 3 
Fundamentação Teórica 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
A “onda de abandonos” de poços é global e emerge naturalmente do quesito 
maturidade de campos. Estima-se que, por exemplo, a quantidade aproximada de 2000 
poços do mar do Norte que serão permanentemente abandonados na próxima década. 
Haverá gastos de 3 bilhões de libras inglesas em descomissionamento de plataformas, de 
onde 50% do total representa o custo de tamponamento do poço propriamente dito. 
(Vralstad et al, 2019a) 
 
Ademais, é requisito de lei em países como Alemanha, Holanda, Noruega e Reino 
Unido que o operador pague pelos custos de abandono de poços de óleo e gás, bem como 
seja responsável por qualquer vazamento de fluido para o meio externo, ou por poluição 
de lençóis freáticos (Liversidge et al., 2006). 
 
Adicionalmente, Trudel et al (2019) afirma que os poços da província canadense 
de British Columbia têm ciclo de vida reduzido por explorarem reservatórios não-
convencionais, bem como a grande quantidade de poços horizontais, daí poços 
relativamente novos, passarem por intervenções de abandono precocemente. 
 
Trudel el at, (2019) realizou um levantamento na província canadense de British 
Columbia em que 13,9% de todos os poços historicamente perfurados (mais de 25000 
poços) foram reportados problemas relativos à pressurização de anulares ou migração de 
gás na superfície. 
 
Quanto a poços horizontais e fraturados, 28,9% de todos os poços perfurados entre 
2010 e 2018 (mais de 4000 poços), apresentavam reportes de migração de gás para 
superfície ou anulares pressurizados. Resta claro que o aumento de poços horizontais e/ou 
fraturados naturalmente indica maior risco à integridade. 
 
Justificando, Trudel et al (2019) indica que a técnica de perfuração de poços 
horizontais é naturalmente mais difícil nas etapas de perfuração, cimentação, 
condicionamento, dentre outras. Assim, tem-se maior dificuldade em se atingir as 
garantias de estanqueidade para os poços. 
 
Segundo a Oil and Gas UK, o objetivo principal da operação de tamponamento e 
abandono é recuperar a “capa da rocha” (Trudel et al, 2019) através do posicionamento 
de barreiras ao redor da seção do poço. Assim, não pode haver escape não-intencional de 
fluidos do poço. O regulador adota um mínimo de duas barreiras internas de 30m. 
 
Assim, Oil and Gas UK (T. Vrålstad et al. 2019), divide a sequência operacional 
de abandono em 3 fases: 
 
• Abandono do reservatório: posicionamento de barreiras primárias e secundárias com 
as bases coincidentes com os topos das zonas de influxo (reservatório). 
 
• Abandono intermediário: Remoção de colunas de revestimentos, liners e afins. 
 
• Remoção do condutor e da cabeça de poço. 
 
Moeinikia et al. (2014) sugeriu a fase 0 (inicial) do processo chamada de Trabalho 
Preparatório que consiste em recuperação de plugs de coluna, colunas de 
produção/injeção, suspensores, instalação de plugs mecânicos, circulação do poço. 
 
 
Já o padrão NORSOK D-010 (Noruega) afirma que poços permanentemente 
tamponados devem ser abandonados com uma “perspectiva eterna”, ou seja, reconstruir 
barreiras que possam ser resistentes a quaisquer processos químicos e geológicos 
previsíveis. 
 
Para resultados mais abrangentes, em 2008, a IEA (Agência Internacional de 
Energia) mapeou as melhores práticas em abandonos de poços de reguladores do mundo 
todo. 
 
Realizou-se um questionário para capturar a experiência e a forma de realizar 
abandonos. O resultado fora publicado em “Long Term Integrity of CO2 Storage – Well 
Abandonment”, com a resposta de 09 operadores na América do Norte, Europa e 
Austrália. 
 
Embora o estudo procure avaliar formas de mitigação de vazamento de CO2, que 
não é o caso dos poços onshore de óleo e gás, vale a comparação por entender que as 
mesmas premissões são desejadas: evitar vazamento na superfície. Além disso, as 
intervenções de abandono observadas foram práticas de poços de óleo e de gás. 
 
Assim, dentre os dados disponibilizados, houve gradação e separação entre fatores 
que causavam maior ou menor impacto de vazamento, na metodologia de risco dos 
pesquisadores, conforme Tabela 4, 5 e 6. 
 
Tabela 4: Fatores que não influenciam no risco de vazamento 
 Fator Descrição 
Se
m
 im
p
ac
to
 
Idade do 
Poço 
A expectativa de maiores taxas de vazamento devido construção e 
materiais menos elaborados não foi confirmada pelos dados, até 
mesmo porque não havia dados sistemáticos há décadas atrás. 
 
 
Modo de 
operação 
A distinção entre produção de óleo e gás, injeção de água ou gás 
ácido não revelou qualquer efeito à respeito de vazamento do 
poço. 
 
 
 
 
Intervalo de 
completação 
A profundidade da fonte do gás migrado e a profundidade dos 
intervalos completados não possuem correlação, sendo 
confirmado pelos logs de cimento. 
 
 
 
Presença de 
H2S ou CO2 
A presença de H2S ou CO2 no contexto da produção de HCs foi 
investigada, mas os dados não confirmaram a correlação em 
termos de aumento de corrosão e vazamentos 
 
 
 
Fonte: (International Energy Agency) 
 
 
 
 
 
 
 
Tabela 5: Fatores que influenciam no risco de vazamento com menor impacto 
 Fator Descrição 
M
en
o
r 
Im
p
ac
to
 
Operadores 
Vários operadores usando diferentes práticas de abandono 
podem resultar em diferentes eficiências de sel 
 
Profundidade do 
revestimento de 
superfície 
A profundidade da sapata do revestimento de superfície 
não foi indicada como influente para mitigar vazamentos 
 
 
 
 
Profundidade do poço 
Migração de gás aumenta suavemente com a 
profundidade total do poço, já que geralmente aumenta 
a área exposta à anular não-cimentado 
 
 
 
Poços submetidos a 
ações de sobrepressão 
Áreas sobrepressurizadas da formação podem exercer 
influência sobre poços de óleo e gás (como poços 
injetores) 
 
 
 
Topografia 
A topografia pode influenciar nos quesitos de 
overburden (pressão de sobrecarga) das formações. Se 
há remoção gradual das camadas mais rasas, pode haver 
migração de fluidos 
 
 
 
Fonte: (International Energy Agency) 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
Tabela 6: Fatores que influenciam no risco de vazamento com maior impacto 
 Fator Descrição 
M
ai
o
r 
im
p
ac
to
 
Área geográfica 
Regiões onde há testes regulares de poços, apresentam maior 
ocorrência de vazamentos, quando comparado com áreas em 
que os testes não eram sistemáticos 
 
 
Poços desviados 
A migração de fluidos ocorre com maior frequência no 
contexto de poços desviados 
 
 
 
 
Tipo de Poço 
Poços revestidos que foram abandonados são 98% dos casos 
que apresentaram vazamentos. Os 2% restantes referem-se a 
poços perfurados e abandonados, indicando que as práticas de 
abandono em poços abertos são mais robustas 
 
 
 
Método de abandono 
Áreas sobrepressurizadas da formação podem exercer 
influência sobre poços de óleo e gás (como poços 
injetores) 
 
 
 
Preço do petróleo e mudanças regulatórias 
A topografia pode influenciar nos quesitos de overburden 
(pressão de sobrecarga) das formações. Se há remoção gradual 
das camadas mais rasas, pode haver migração de fluidos 
 
 
 
Revestimento não completamente cimentado 
Descobriu-se que um topo de cimento baixo é o indicador mais 
importante que implica em vazamento e migração de fluidos. O 
baixo TOC também é apontado como fontepara corrosão do 
revestimento 
 
 
 
Fonte: (International Energy Agency) 
 
Adicionalmente foram citados um conjunto de práticas comuns aos operadores 
nas etapas de perfuração/completação e abandono: 
 
• Práticas na perfuração e completação 
 
Utilizam-se revestimentos de diferentes tipos de aço como J-55, K-55, L-80, N-
80, C-95, P-110 e Q-125. Em meios corrosivos, é comum a utilização de aços com 13% 
de cromo como o L80Cr-13, ou fluidos de inibição de corrosão. 
 
Todos os operadores afirmaram que o poço é circulado e limpo antes da 
cimentação primária. As bainhas de cimento têm comprimentos típicos de 30 a 90% do 
comprimento do poço. (Fonte: International Energy Agency: Long Term Integrity of 
CO2 Storage – Well Abandonment) 
 
 
• Práticas no abandono 
 
Todos os operadores responderam que se valem de arcabouço regulatório nacional ou 
internacional (na ausência daquele) para operar intervenções de P&A (plug and 
 
 
abandonment). Há regulamentos que demandavam testes de pressão ou perfis de análise 
de cimentação pré-operação para analisar a integridade do poço, enquanto outros não 
especificavam claramente a forma de avaliação da integridade. 
 
A maioria dos regulamentos elegiam o método do tampão balanceado como melhor 
forma de posicionar os tampões, enquanto outros mencionavam o método dump bailer. 
O número de tampões utilizado varia de 1 a 3, com comprimentos mínimos de 8 a 100m. 
Os tampões eram testados com peso ou com pressão. Não havia planejamento para 
reutilização dos poços pós-abandono. 
 
Metade dos consultados apontaram que de 10 a 30% dos poços apresentam 
vazamentos pós P&A, constatados por pressurização de revestimento ou migração de gás 
por fora deste. As causas raízes seriam limitado comprimento de bainha de cimento, 
micro-anular ou sobrepressurização do poço. (Fonte: International Energy Agency: Long 
Term Integrity of CO2 Storage – Well Abandonment) 
 
 
3.1. Regramentos Internacionais e boas práticas para 
Abandono de Poços 
 
3.1.1.Dinamarca – Danish Energy Authority (DEA) 
 
“Um poço deve ser plugado de forma que este garanta que nenhum fluido ou fluxo 
se dê para a superfície, ou que haja comunicação indesejada entre zonas, seja por qualquer 
revestimento, ou por qualquer anular. Para tal fim, múltiplos plugs devem ser 
posicionados, de forma que o peso total dos plugs de cimento no poço contrabalanceiem 
qualquer pressão que o poço eventualmente enfrente das formações.” 
 
O padrão dinamarquês faz menção a tampões de 100m ou de 50m, fazendo-se uso 
de base mecânica. 
 
 
 
 
3.1.2. França - ‘Règlement Général des Industries extractives’ 
– Decreto 2000-278 (2000), Artigo 49 - “Definitive closure 
of wells”) 
 
“As operações de abandono devem ser realizadas de forma que camadas 
permeáveis continuem permeáveis e que nenhuma mistura de fluidos de diferentes 
camadas possa acontecer. Para a separação de camadas permeáveis, apenas materiais que 
não se degradem com o tempo são permitidos. Comprimentos típicos para os plugs são 
de pelo menos 50m ou 100m, dependendo das características do poço.” 
 
 
3.1.3. Alemanha – Federal Mining law (‘Bundesberggesetz 
BBergG’ -1865) 
 
 
 
Na Alemanha, as regulações de plugueamento e abandono são dadas pelo Deep 
Drilling Ordinance (BVOT). De acordo com a BVOT, “os poços devem ser abandonados 
de forma que não haja subsidência”. O poço deve ser preenchido com o material 
tamponante de uma profundidade mínima de 100m até a superfície. 
 
Na operação de plugging existem informações que devem ser fornecidas pelo 
operador: 
 
i- O motivo para o abandono; 
ii- As profundidades previstas que receberão os plugs; 
iii- O material que comporá os plugs; 
iv- Histórico da campanha de perfuração e intervenções de 
complementação/workover. 
 
No país, o regramento prevê plugs de cimento se estendendo, pelo menos, 50m 
acima e abaixo do reservatório, conforme Figura 15. 
 
Figura 15: Requerimento geral para isolamento de área com potencial de fluxo 
 
 Fonte: (BVOT, Alemanha, 1998) 
 
 
3.1.4. Noruega – NORSOK Standart D-010 (Standarts 
Norway – 2004) 
 
O regramento específico para operações de abandono é desenvolvido no padrão 
NORSOK D-010 (2004), que foca na integridade de poço. 
 
Em regra, o plugueamento permanente de um poço deve conferir um isolamento 
de longo prazo (perspectiva eternal). Deve haver pelo menos uma barreira entre a 
superfície e uma fonte de influxo, a menos que seja um reservatório que contenha 
hidrocarboneto, quando serão necessárias duas barreiras. 
 
 
 
O comprimento dos plugs são de 100m, devem se estender pelo menos 50m acima 
da fonte de influxo ou ponto de vazamento. Na transição de poço aberto para revestido, o 
plug deve estar pelo menos 50m acima da sapata do revestimento. Em caso de base 
mecânica para o plug, o tampão pode ser de apenas 50m mínimo. 
 
A instalação do plug deve ser verificada via peso de coluna ou pressurização. Caso 
haja leito mecânico, apenas este deve ser verificado. 
 
 
3.1.5. Holanda – Dutch Mining Regulations 
 
As práticas de abandono estão positivadas no capítulo 8 do referido regulamento. 
Além de plugs, a presença de bainha de cimento externa ao revestimento é um tópico 
importante, já que previne a migração de gases relatados em poços com cimentação 
primária parcial. 
 
Assim, uma boa cimentação primária é a chave para a validação de uma operação 
de abandono. A regulação do país, por outro lado, dá liberdade ao operador para ajustar 
os pormenores da cimentação às suas boas práticas. 
 
 
3.1.6.Reino Unido – Oil and Gas UK Guidelines 
 
O poço deve ser abandonado de forma a garantir que, tão longo quanto praticável, 
que não haja escape não-planejado de fluidos para a superfície. 
 
Os requerimentos para as barreiras envolvem materiais de baixa permeabilidade, 
íntegros no longuíssimo prazo e que não encolham (microanular). O plug de cimento deve 
ter pelo menos 100 pés (aproximadamente 30m) de comprimento, Figura 
16. 
 
A primeira barreira deve ter pelo menos 100 pés acima do ponto mais alto com 
potencial de fluxo. A segunda barreira age como backup para a primeira. De acordo com 
o regramento, faz-se importante confirmar a posição e a efetividade da barreira, apesar de 
não especificar os requisitos da confirmação como peso ou pressão. 
 
Se a confirmação é positiva, a retirada dos equipamentos descidos no poço não é 
necessária. Apenas há corte e retirada do condutor e revestimentos de 3 a 5m abaixo da 
superfície. (O'Connor et al., 2004). 
 
• Poço aberto: O plug em poço aberto pode ser considerado barreira primária 
quando pelo menos 100 pés de cimento verificado separam zonas permeáveis 
distintas 
• Sapata de revestimento: Se uma zona permeável está presente em poço aberto 
abaixo da sapata do revestimento mais profundo, esta deve ser isolada por: a) 
tampão em poço aberto se há chance de pressão na sapata maior que a pressão de 
fratura do trecho de poço abertou ou b) tampão de cimento de pelo menos 100 pés 
acima da sapata. 
 
 
• Zona canhoneada: pelo menos 100pés de tampão de cimento, cobrindo o 
canhoneados mais acima ou cobrindo a região mais permeável, o que for mais 
raso; 
• Atrás do revestimento: pelo menos 100pés de cimento no anular são necessários 
para formar uma barreira vertical permanente. 
 
Apesar do último tópico, a Oil and Gas UK sugere topo de cimento de pelo menos 
1000 pés acima da zona permeável mais rasa para garantia de anular vedado. 
 
Uma ilustração esquemática aceita pela AER para pluguear zonas está ilustrada na 
Figura 16. 
 
 
 Figura 16: Requerimento geral para isolamento de área com potencial de fluxo 
 
 Fonte: (UKOOA, Reino Unido, 2009) 
 
3.1.7.Austrália (Queensland State) - Code of Practice For the 
constructionand abandonment of petroleum wells and 
associated bores in Queensland 
 
O abandono de um poço de petróleo deve garantir isolamento ambiental de 
qualidade: proteção de recursos naturais como lençóis freáticos, isolamento de formações 
produtoras entre si e a remoção de equipamentos de superfície. 
 
Assim, conduz-se o abandono através do posicionamento de plugs que controlem 
quaisquer influxos não-desejados: 
 
• Isolamento de aquíferos entre si e de formações contendo hidrocarbonetos; 
• Isolamento de zonas permeáveis de hidrocarbonetos entre si, quando não desejado; 
• Isolamento de zonas com diferentes pressões, ou diferentes salinidades 
• Que não haja pressão detectável dentro dos revestimentos ou externamente a estes. 
• Remoção dos equipamentos de superfície 
 
 
 
 
3.1.8. Canada - Alberta Energy Regulator – AER 
 
 O padrão do regulador Canadense afirma que o objetivo principal da operação de 
abandono é: “cobrir todas as regiões que possuam água não-salina e isolar/cobrir todas as 
zonas porosas”. 
 
 É uma positivação bem genérica de como se abandonar um poço, além de que as 
operações canadenses não seguem formalmente uma regra de mínimo de 2 (duas) 
barreiras, apesar de que muitas intervenções são feitas com números variáveis de 
barreiras. 
 
 De forma geral, os plugs devem ser posicionados de forma a evitar o fluxo cruzado: 
 
1. Plugs posicionados em profundidades menores que 1500m devem ter comprimentos 
maiores que 30m, se estendendo 15m acima e 15m abaixo da zona porosa de interesse. 
2. Plugs posicionados em profundidades maiores que 1500m devem ter pelo menos 60m, 
cobrindo pelo menos 15m acima e 15m abaixo da zona porosa de interesse. 
3. Um único plug pode cobrir mais de uma zona porosa. 
4. Não há mínima distância entre plugs de cimento, desde que não haja risco de 
faturamento de zonas acima. 
5. A efetividade de cada plug deve ser confirmada por pressão de 7MPa por pelo menos 
10 minutos. 
 
 
3.1.9. China – China National Offshore Oil Corporation 
 
As operações de P&A devem ser conduzidas de forma que as formações de 
pressões diferentes sejam permanentemente plugadas e que o fluido associado seja 
impedido de migrar para a superfície. 
 
Abandono Permanente: 
 
• De forma a plugar o estrato permeável portador de óleo, gás, água, o plug de cimento 
deve ser de pelo menos 30m mais elevado que o intervalo mais raso, quando o 
comprimento mínimo do plug deverá ser de 50m. 
 
• O comprimento do ultimo tampão de cimento no revestimento mais interno deve ser 
de pelo menos 45m e a localização do topo do plug deve ser 4 a 5 metros abaixo da 
superfície. 
 
Abandono temporário: 
 
• Na sapata do revestimento mais profundo, deve ser posicionado plug de cimento de 
pelo menos 50m. 
• Plug de cimento de pelo menos 30m na superfície. 
 
 
 
 
3.1.10. Japão - Japanese Ministry of Economy, Trade and 
Industry (METI) 
 
O abandono de poços produtores de óleo e gás natural obedecem a diretrizes. O 
cimento deve ser homologado conforme padrões API: 
 
A. Se há completação ou camadas de interesse com óleo e gás em poço aberto, dois 
plugs são necessários: 
• Um plug de cimento de pelo menos 30m deve ser posicionado de forma que a base 
deste esteja acima do topo da zona mais rasa 
• Um plug de cimento de 30m deve ser posicionado de forma que se estenda 30m 
abaixo da base da mesma zona. 
• O plug não é necessário se o poço não é surgente; 
 
B. Se há trecho de poço aberto abaixo do último trecho revestido: 
• Um plug de cimento deve ser posicionado com pelo menos 30m abaixo e acima da 
sapata do revestimento; 
 
C. Poços com trechos canhoneados devem ser plugados da seguinte forma: 
• Um plug de cimento deve ser posicionado 30m acima do topo do canhoneado 
Ou 
• Tampão mecânico acima das múltiplas seções canhoneadas adicionado de tampões 
de cimento de pelo menos 15m acima dos plugs mecânicos. 
 
D. Próximo da superfície, um tampão de cimento de pelo menos 30m deve ser 
posicionado no revestimento de menor diâmetro. Se o poço aberto não está 
efetivamente isolado por cimentação primária, os revestimentos devem ser cortados 
e puxados da equipagem para posicionamento de tampão em toda seção do poço. 
 
Os tampões mais rasos de cada zona dos poços devem ser testados por algum dos 
métodos abaixo: 
• Verificação por pressão: queda de no máximo 10% do valor inicial num intervalo de 
tempo de 15 minutos; 
• Verificação por peso de no mínimo 3 toneladas; 
 
 
3.1.11. Estados Unidos 
 
Tomando a iniciativa de realizar um levantamento histórico do tema nos EUA, em 
1952, a American Petroleum Institute (API) apresentava uma lista de cimentos 
homologados para poços de petróleo, separados por profundidades de aplicação e 
aditivos. 
 
Com esses cimentos pensados para operações de poços, as prescrições iniciais 
para abandono de 1930 foram significativamente melhoradas. 
 
Ainda assim, a melhoria mais significante com respeito às especificações iniciais 
de abandono surgiu com o SDWA (Safe Drinking Water Act) de 1974 que passou a 
 
 
acolher o isolamento de zonas subterrâneas, para o fim de resguardar os recursos hídricos 
subterrâneos. 
 
Dessa forma, institui-se o Underground Injection Control (UIC) para permitir a 
segura injeção de fluidos nos reservatórios subterrâneos. Com essa filosofia, os 
operadores conseguiam isolar as zonas de lençóis freáticos dos fluxos de hidrocarbonetos 
com tampões de cimento. (Ide et al, 2006). 
 
Mais adiante, o Enviromental Protection Agency (EPA) estabelece padrões para 
proteção de águas subterrâneas dentro do escopo do SDWA. Segundo a agência, os 
objetivos de se abandonarem os poços de injeção de fluidos são: 
 
1. Eliminar riscos físicos; 
2. Prevenir contaminação de lençóis freáticos; 
3. Conservar a carga hidrostática dos aquíferos; 
4. Prevenir o fluxo cruzado de água subterrânea; 
 
Alguns dos objetivos buscados acima pela EPA se apresentam como objetivos 
comuns com as operações de abandono de poços de óleo e gás. No contexto de águas 
subterrâneas, caso não haja chances de contaminação cruzada entre zonas, nem de os 
fluidos atingirem a superfície, o poço pode ser completamente preenchido com substância 
tamponante sem a retirada do revestimento. 
 
3.1.12. Abordagem API 
 
A API fornece no seu boletim E3 (API, 1993), um guia para operações de 
abandono ambientalmente conformes para poços de óleo e gás. O boletim faz conhecer 
um conjunto de boas práticas que podem ser utilizadas durante a construção do poço que 
podem mitigar a migração de fluidos não-desejada. 
 
Tais boas práticas envolvem a utilização de revestimentos de superfície e 
produção adequadamente instalados e cimentados, tampões de cimento e mecânicos 
estrategicamente posicionados em regiões que colaboram com a estanqueidade do poço 
em etapas de manutenção do poço. 
 
Da mesma forma, devem ser instalados tampões de cimento em poço aberto e na 
base do lençol freático mais profundo, tampões de cimento na sapata de revestimentos 
em transição com poço aberto, tampões mecânicos acima de regiões canhoneadas, dentre 
outras. 
 
Segue uma síntese das melhores práticas sugeridas pela API: 
 
• O mínimo comprimento do plug de cimento para isolamento da seção do poço 
deve ser de 100 pés (30m). 
• Os plugs de cimento devem se estender 15 pés abaixo e acima da sapata do 
revestimento mais profundo, ou da zona a ser isolada. 
• Para longos intervalos com zonas impermeáveis, o isolamento poderá ser feito 
com plug de 100 pés no topo do intervalo. 
• O plugueamento de zonas canhoneadas pode ser realizado pelos métodos de 
deslocamento, squeeze ou bridge plug. 
 
 
• Onde o revestimento de produção não for cimentado até a superfície, deve-se 
determinar o topo do cimento, e tratar intervalos críticos não-cimentados; 
• Os cimentos classe A, C, G ou H são tipicamente utilizados em operações de 
plugueamento. 
 
 
Figura 17: Guia geral paraabandono de poços (abandono por intervalos) 
 
Fonte: API -1993 
 
3.1.13. Síntese de boas práticas internacionais para 
abandono de Poços de Óleo e Gás 
 
O conjunto de práticas discutidas para os países acima foi condensada na Tabela 
7 para trazer os pontos principais dos regramentos de abandono. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
Tabela 7: Síntese de boas práticas para abandono de poços em diversos países produtores (Parte 1) 
País Descrição Fator Descrição 
Dinamarca DEA Evitar vazamento p/superfície e interzona 
100m ou 
50m (bm) 
 
 
França RGIE 
Camadas impermeáveis perm impermeáveis. Evitar vazamentos para 
superfície 
100m ou 
50m 
 
 
 
 
Alemanha 
Deep Drilling 
Ordinance 
Os poços devem ser abandonados de forma que não haja subsidência 100m 
 
 
 
Noruega NORSOK Isolamento de longo rpazo. Perspectiva eterna 
100m ou 
50m (bm) 
 
 
 
Holanda Dutch Mining 
Regulação do páis dá liberdade ao operador para ajustar as boas 
práticas de abandono 
- 
 
 
 
Reino Unido UK O&G Tão longo quanto praticável, evitar vazamento na superfície 30m 
Austrália 
Queensland State 
Regulation 
Isolamento ambiental de qualidade: aquíferos, interzonas - 
Canada ERA 
Cobrir todas as regiões que possuam água não-salina e isolar/cobrir todas as 
zonas porosas 
30m, prof 
< 1500m; 
60m, prof 
> 1500m 
 
China CNOOC 
Formações diferentes sejam plugadas; fluido não migrar para a 
superfície 
50m 
Japão METI Cobertura de zonas com potencial de fluxo com tampões 30m 
EUA API 
Boas práticas que podem ser utiizadas durante a construção do poço 
que podem mitigar a migração de fluidos não-desejados 
30m 
 
 *bm: base mecânica 
 
 
3.2. Conceito de integridade de Poço 
O conceito de integridade de poço está ligado à “...condição na qual o emprego de 
técnicas, operações de manutenção e sistemas de gestão evitam que os fluidos contidos 
em camada ou formação permoporosa escapem para uma camada adjacente, ou para uma 
camada contendo água potável, para a superfície ou para o meio ambiente, de forma 
descontrolada e indesejada.” (Araujo, R., 2020). 
 
Para garantir o quesito acima, que cada vez mais se impõe para os concessionários, 
milhões de dólares são anualmente gastos no monitoramento das condições de 
subsuperfície. O objetivo para tal é operar poços com o menor potencial possível de 
exposição a condições de migração fluido, que tenham grande longevidade, que sejam 
 
 
confiáveis e adequado para receber barreiras de segurança. O atendimento desses 
requisitos é outra maneira de conceituar integridade (Kiran, Raj et al., 2017) 
 
3.2.1. Mecanismos de perda de integridade 
A necessidade pela conformidade ambiental impõe, que nas operações de P&A 
(Plug and Abandonment), não haja risco algum de vazamento de fluidos para a superfície 
ou influxo indesejado para determinadas formações geológicas. 
Portanto, para prevenir vazamentos, devem ser estudados os caminhos preferenciais que 
permitiriam o fluxo de hidrocarbonetos, ilustrados na Figura 18. 
 
Figura 18 : Caminhos principais de perda de integridade 
 
 
 Ou seja, os mecanismos de falhas devem ser compreendidos para serem 
mitigados: 
 
• Mecanismo químico: 
Reações químicas são o aspecto mais comum de falhas de integridade de um poço. 
 
Dentre estas podem-se citar mecanismos de dissolução da estrutura química do 
cimento, corrosão de revestimentos e colunas, degradação de selos. Exemplo da 
degradação química do cimento ocorre em ambientes de forte acidez, quando o íon 
hidrónio H3O
+
 penetra a matriz do cimento, provocando porosidade, levando a um vetor 
de migração para gases. 
 
Assim, tratamentos ácidos com HF/HCl, que são utilizados na melhoria da 
permeabilidade das formações, por outro lado, podem iniciar mecanismos químicos de 
ataque à integridade de poços. 
 
Ademais, o próprio mecanismo de pega do cimento, que ocorre através de reações 
químicas, se não realizado propriamente, pode favorecer à migração de gases por canais. 
 
 
 
• Mecanismo físico: 
 
Stress geomecânico é também um indutor de perda de integridade. Os ciclos de 
carregamentos pelos quais passam poços de petróleo como pressurizações, mudanças de 
temperatura, atividades tectônicas, excentricidade dos componentes mecânicos, fraturas, 
trincas, atrito entre materiais distintos, dentre outros também são responsáveis por 
eventuais mudanças de status na integridade de poços. 
 
Ademais, há que se ressaltar que o poço é constituído de materiais sensivelmente 
diferente como cimento e revestimento, por exemplo. Os materiais possuem diferentes 
módulos de elasticidades, bem como coeficientes de dilatação e coeficientes de Poisson. 
 
Tais diferenças podem iniciar processos de fraturas, colapsos e descolamento dos 
materiais, quando submetidos a variações de temperaturas, por exemplo. 
 
Cite-se também a natural tortuosidade do poço na descida de um revestimento por 
exemplo, quando a parte externa dos tubos podem ser arrastados contra as formações, 
causando desgaste. 
 
 
3.2.2. Materiais Tamponantes 
Os tipos de materiais usados para plug e abandono de poços não mudaram 
significativamente ao longo dos anos (Charles and Ronnie, 1999). 
 
O Cimento Portland é o elemento mais utilizado em larga escala na indústria de 
óleo e gás para plugar poços. Também o é para operações de abandono no Brasil e no 
Mundo. 
 
Todos os países arrolados na seção 3.1, como mostrado nas legislações próprias, 
diretamente mencionavam operações de cimentação e compressões de cimento 
(squeezes) para o estabelecimento de tampões nas operações de abandono. 
 
Como será visto adiante, os regramentos nacionais também citam “tampões de 
cimento” juntamente com “outro material de desempenho similiar”. Plugs (tampões) de 
cimento são largamente utilizados também no Brasil. 
 
Isto porque os tampões de cimento dão aos CSBs, com grande efetividade, todos 
os parâmetros trazidos pelo “Diretrizes para Abandono de Poços – IBP”: 
 
1. Ser impermeável a fluidos para prevenir fluxo não intencional através do CSB; 
 
2. Fornecer vedação na interface para prevenir o fluxo de fluidos ao redor do elemento de 
CSB. O material deve prover a vedação ao longo das interfaces com materiais adjacentes 
tais como a tubulação metálica e a formação. Devem ser considerados os riscos de 
contração volumétrica durante a cura e a perda de aderência, caso pertinente; 
3. Permanecer na posição e profundidade desejada no poço; 
 
 
 
4. Manter a integridade a longo prazo, não deteriorando suas propriedades ao longo do 
tempo após sua exposição às condições do ambiente do poço. Isto incluirá as pressões de 
fundo, a temperatura e o ambiente químico que possa existir; 
 
5. Ser resistente aos fluidos das formações (por exemplo, CO2, H2S, hidrocarbonetos, 
salmouras) nas condições de fundo de poço previstas de temperatura e pressão; 
 
6. Apresentar propriedade mecânica adequada para suportar os esforços mecânicos e 
mudanças no regime de temperatura e pressão, incluindo-se as mudanças operacionais 
durante o ciclo de vida completo do poço previsto em projeto. 
 
Expostos a condições downhole, o cimento é visto prover larga proteção química 
contra pressões e temperaturas relevantes, bem como resistência contra gases que podem 
formar ácidos como H2S e CO2. (Kutshko et al, 2006) avaliou que as taxas de degradação 
do cimento nesses casos são tão lentas que não se tornam assunto relevante mesmo 
passando-se décadas da aplicação do tampão. 
 
Para os 6 tópicos acima, as pastas de cimento Portland oferecem robustas 
respostas para as demandas de abandono. 
 
O cimento Portland ou clínquer de cimento Portland é um material granular e 
rígido, do qual é possível se chegar num pó homogêneo (farinha), de diferentes matérias 
primas moídas e misturadas que,