Engenharia de Perfuração
Prof. Dr. Renato A. Silva
Critérios de Avaliação
9
9
9
9
9
9
9
Prova#1 (P1) - Peso 1
01 de outubro
Prova#2 (P2) - Peso 2
27 de novembro
Média=(P1+2*P2)/3
Média>=7,0 – Aprovado
Média<7,0 – Prova Final (PF)
04 de dezembro
Média Final=(Média+PF)/2
Média Final>=5,0 - Aprovado
Tópicos
™
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™
™
™
™
Classificação de poços de petróleo, equipamentos de
sonda;
Elementos de coluna de perfuração;
Determinação de gradiente de fratura, controle de
pressões;
Projeto básico de poços;
Operações de perfuração;
Operações especiais de perfuração (perfuração direcional,
pescaria, testemunhagem);
Perfilagem;
Revestimento;
Cimentação e avaliação de cimentação.
Histórico
¾
Primeiro poço de petróleo – perfurado pelo Cel. Drake
em Tittusville, Pensilvânia em 1859 – 21m de
profundidade e produção de 2m3/dia (Método
percurssivo).
¾
Utilizando fluidos de perfuração: poço de Spindletop,
Beaumont, Tx, USA.
¾
Perfuração rotativa intermitente
¾
354m de profundidade (1900 – perfuração rotativa)
Classificação dos poços de petróleo
Poços Exploratórios
1) Pioneiros – perfurados com o objetivo de descobrir
novas jazidas ou campos a partir de dados obtidos
por métodos geológicos e/ou geofísicos.
2) Estratigráficos – perfurados para obter informações
da sequência de rochas de subsuperfície, chamada
ainda de coluna litológica. Estes dados serão
utilizados para subsidiar a perfuração de outros
poços no campo.
Classificação dos poços de petróleo
Poços Exploratórios
3) Extensão – perfurados buscando ampliar ou
delimitar os limites de uma jazida, normalmente
feitos nos limites ou até fora da reserva provada.
4)
Pioneiro Adjacente – perfurados após a
delimitação de um campo, com o objetivo de
descobrir novas jazidas.
5) Jazida Rasa/Jazida Profunda – poços perfurados
dentro de um campo, visando descobrir jazidas
mais rasas ou mais profundas, do que aquela já
conhecida.
Classificação dos poços de petróleo
Poços Explotatórios
6) Desenvolvimento – são os poços perfurados visando a
drenagem do petróleo (ou gás) de um campo. O
número de poços e a disposição destes é função de
critérios econômicos e técnicos (reservatório).
7) Injeção – perfurados para que sejam injetados fluidos
(principalmente água) na rocha reservatório,
buscando-se obter as condições originais de pressão
de poros na rocha.
8) Especiais – são todos aqueles que não obedecem as
definições anteriores.
Tipos de poços
Poço vertical – quando a sonda e o objetivo estão
situados numa mesma reta vertical.
Poço Direcional – s a sonda e objetivo não estão
na reta na reta vertical chamamos o poço de
DIRECIONAL. No caso do ângulo formado se
igual a 90o este é chamado de HORIZONTAL.
Tipos de poços
Principais Componentes de Sondas de Perfuração
Sistema de sustentação de cargas;
) Sistema de geração e transmissão de energia;
) Sistema de movimentação de cargas;
) Sistema de rotação;
) Sistema de circulação de fluidos;
) Sistema de monitoramento;
) Sistema de segurança de poço.
)
Sistema de sustentação de cargas
Mastro ou Torre – tem objetivo de prover um espaço livre
vertical que possa permitir a suspensão ou abaixamento
da coluna de perfuração
Mastro
Sistema de sustentação de cargas
Sistema de sustentação de cargas
Subestrutura – tem por objetivos: suportar a torre ou mastro
e maquinário, e fornecer um espaço adequado para
posicionr o equipamento de segurança (BOP)
Base ou Fundação – bases de concreto preparadas no
terreno, que visam distribuir as cargas e manter os
equipamentos nivelados e alinhados.
Sistema de sustentação de cargas
Sistema de sustentação de cargas
Estaleiro – estrutura metálica construída com vigas e que
servem para apoiar/armazenar comandos, colunas de
perfuração e revestimento, de forma a permitir um fácil
acesso e manuseio.
Estaleiro
Sistema de Geração e Transmissão
de Energia
As sondas de perfuração são movidas por
motores diesel; a quantidade e potência dos
motores são função da capacidade projetada
para a sonda.
Métodos de transmissão de energia:
¾ Sonda Mecânica
¾ Sonda Diesel–Elétrica.
Sistema de Geração e Transmissão de
Energia
Sondas Mecânicas – os vários motores são ligados a
“compounds” no qual são conectados os principais
equipamentos de perfuração; usam-se ainda conversores
de torque e embreagens.
Sistema de Geração e Transmissão de
Energia
Sondas Diesel-Elétricas - os motores a diesel são ligados a
geradores de energia elétrica (o sistema mais usado é o
AC/DC) onde a geração é feita em corrente alternada e a
utilização nos equipamentos é feita em corrente contínua
(retificação e controle de tensão em SCRs).
Sistema de Geração e Transmissão de
Energia
Sistema de movimentação de cargas
Bloco de Coroamento (Crown Block):
conjunto de polias fixo, que fica apoiada
na parte superior do mastro/torre por
onde passam os cabos de aço (cabo de
perfuração).
Sistemas de movimentação de cargas
Catarina (Travelling Block): conjunto de polias
móvel justapostas num pino central; pela
movimentação dos cabos passado entre esta e
o bloco, a catarina se move ao longo da torre.
Sistema de movimentação de cargas
Gancho (Hook): elemento de ligação da
carga ao sistema de polias (Catarina).
Gancho da catarina
Sistemas de movimentação de cargas
Swivel: elemento que liga
as partes girantes as
fixas, permitindo livre
rotação da coluna. Por
um tubo na sua lateral
(Gooseneck) permite a
injeção de fluido no
interior da coluna de
perfuração.
Sistema de movimentação de cargas
Guincho (Drawwork): é o elemento que
movimenta o cabo, sendo por isso
responsável pela movimentação vertical
das tubulações no poço.
Sistema de movimentação de cargas
Cathead
Sistemas de movimentação de cargas
Guincho
Tambor Principal – é onde se enrola e desenrola
o cabo de perfuração ao se içar ou descer as
cargas.
Freio
Principal – é um freio a fricção que tem a
função de parar e manter suspensa a coluna.
Secundário – hidráulico ou eletromagnético,
que tem a função apenas de diminuir a
velocidade de descida da coluna.
Sistemas de movimentação de cargas
Molinete – mecanismo secundário que permite
tracionar cabos ou cordas.
Cathead – usado nas chaves flutuantes para
apertar ou desapertar conexões.
Catline – utilizado para içar pequenas
cargas.
Sistemas de movimentação de cargas
Elementos complementares
Elevador – equipamento utilizado para
segurar a tubulação durante as
movimentações (manobras)
Sistemas de movimentação de cargas
Sistema Bloco-Catarina
Sistemas de movimentação de cargas
Sistema de rotação
Mesa Rotativa – recebe energia sob forma de rotação
no plano vertical e transforma em rotação horizontal,
que é transmitida a coluna; serve também como
suporte no acunhamento da coluna.
Master bushing
Sistema de rotação
Kelly – é o elemento que transmite
rotação da mesa rotativa à coluna
de perfuração; pode ser de haste
quadrada ou hexagonal. A bucha
do Kelly é o equipamento que fica
conectado a mesa, e onde o Kelly
fica encaixado.
Bucha do Kelly
Kelly
Hexagonal Kelly
Sistema de rotação
Swivel
Sistema de rotação
Top Drive – a coluna gira movida
por um motor conectado no seu
topo. É montado com o Swivel
convencional e desliza sobre
trilhos fixados a torre.
Elimina o uso de mesa rotativa,
Kelly e bucha do Kelly
Sistema de rotação
Top Drive
¾ Perfura por seção;
¾ Menor número de conexões;
¾ Permite a retirada da coluna com
rotação e circulação.
Sistema de rotação
Sistema de circulação
¾ Equipamentos de Superfície
Tanques de Fluido
Bombas de Fluido
Tubo Bengala
Swivel
Kelly
™ Coluna de Perfuração
™ Broca
™ Espaço Anular
™ Separação de Sólidos
Sistema de circulação
Sistema no qual ocorre o bombeamento do
fluido de perfuração a pressão e vazão
adequadas para o interior da coluna, saindo
pela broca e retornando pelo espaço anular
até a superfície, para o sistema de
separação de sólidos.
Sistema de circulação
Composto por:
¾
¾
¾
¾
¾
Tanques de fluidos;
Bombas de fluidos;
Manifold;
Tubo Bengala/Mangueira;
Retorno de fluido.
Sistema de circulação
Tanques de fluido (lama) – tanques metálicos,
retangulares e abertos utilizados para a
preparação, armazenamento e tratamento
dos fluidos.
Bomba de fluido (lama) – bombas alternativas
de pistões horizontais, constituídas de duas
partes:
Sistema de circulação
Bombas de deslocamento positivo – impelem uma
quantidade de fluido em cada golpe ou volta do
positivo - Volume do fluido é proporcional a velocidade.
Bombas alternativas:
¾ Movimento de vai-e-vem de um pistão num cilindro ⇒
escoamento intermitente.
¾ Para cada golpe do pistão, um volume fixo do líquido é
descarregado na bomba.
¾ A taxa de fornecimento do líquido é função do volume
varrido pelo pistão no cilindro e o número de golpes do
pistão por unidade do tempo.
Sistema de circulação
Power-End (Parte Mecânica) – recebe energia de
acionamento na forma rotativa e a transforma
em movimento alternativo.
Fluid-End (Parte hidráulica) – onde a potência
mecânica é transferida ao fluido com pressão e
vazão.
Podem ser Duplex (2 pistões) ou Triplex (3
pistões) e contam ainda com amortecedores de
pulsação na linha de descarga para redução de
vibração.
Sistema de circulação
Manifold – conjunto de válvulas que recebe o fluido das
bombas e através do qual este é direcionado para o tubo
bengala.
Retorno de Fluido – tubulação também chamada de flow-line
que recebe o fluido que vem do anular do poço e o conduz
até o sistema de separação de sólidos.
Sistema de circulação
Sistema de circulação
Sistema de tratamento de lama
Sistema de circulação
Sistema de circulação
Sistema de circulação
Peneiras – separa o fluido dos cascalhos
Sistema de circulação
Desareiador – Separar a areia do fluido Dessiltador – Separar o silte do fluido
Sistema de circulação
Mud Cleaner – Separar o silte do fluido; recuperar partículas.
Sistema de circulação
Desgaseificador
Sistema de monitoramento
Indicador de Peso – indicador analógico que tem
dois ponteiros que indicam o peso suspenso no
gancho e o peso sobre a broca.
Sistema de monitoramento
Geolograph – instrumento onde é inserida uma carta
rotativa que registra continuamente parâmetros
como:
¾ Taxa de penetração;
¾ Peso sobre a broca;
¾ RPM e torque da mesa rotativa;
¾ Pressão nas bombas.
Sistema de monitoramento
Tacômetro – usado para medir a velocidade da
mesa rotativa (RPM) ou a velocidade da
bomba em (ciclos/min).
Tacômetro da mesa rotativa (RPM)
Tacômetro da bomba (ciclos/min)
Sistema de monitoramento
Torquímetro – mede o torque na mesa rotativa e
o torque dado pelas chaves na conexões e
tubos.
Indicador de na mesa de rotação
Indicador de torque pelas chaves
Sistema de monitoramento
Manômetro – indicam a pressão de bombeio do
fluido de perfuração.
Pressão bomba de lama
Indicador de pressão de lama
Sistema de monitoramento
Indicador de nível dos tanques – com ele é possível
detectar variações bruscas no nível do tanque de
lama, o que o torna muito importante para a
segurança, uma vez que estas variações podem
ser indicativos de influxos de fluidos da formação.
Sistema de segurança
O objetivo desse sistema é evitar uma invasão
descontrolada de fluidos da formação para o
poço. É constituído por Equipamentos de
Segurança
de
Poço
(ESCP)
e
de
equipamentos
complementares
que
possibilitam o fechamento e controle do poço.
O sinal de comando pode ser hidráulico,
elétrico ou ótico.
Sistema de segurança
™
™
™
BOP (Blowout Preventer)
Cabeça de Poço (Wellhead)
Equipamentos complementares:
i) Unidade Acumuladora/Acionadora;
ii) Painéis Remotos de Controle;
iii) Linhas de Kill e Choke;
iv) Choke Manifold.
Sistema de segurança
A cabeça de poço é constituída de vários
equipamentos que permitem a vedação e
ancoragem das colunas de revestimento na
superfície.
Sistema de segurança
BOP – constituído de um conjunto de válvulas
de gaveta, existem para diversas classes de
pressão; seu acionamento é hidráulico.
Sistema de segurança
Preventor Anular – gaveta que quando acionada
comprime uma borracha sobre a coluna vedando o
anular.
Gaveta de tubos – gaveta tem o diâmetro do tubo
sobre o qual é fechado vedando também o anular.
Gaveta cega – gaveta com cortador que fecha o poço
com ou sem coluna; no último caso o tubo é cortado.
Sistema de segurança
Preventor Anular
9 Fecha sobre
diâmetro;
qualquer
9 Não permanece fechado
após a retirada da pressão
de acionamento.
Sistema de segurança
Gaveta de tubos
¾ Fecha contra o tubo sem cortálo
¾ Pode ser para um só diâmetro
ou para vários diâmetros
¾ Permanece travada após a
retirada
da
pressão
de
acionamento.
Sistema de segurança
Gaveta Cega
Fecha contra o tubo e corta o mesmo;
Permanece fechada após a retirada
pressão de acionamento.
da
Sistema de segurança
Equipamentos Complementares:
Unidade Acionadora/Acumuladora – O BOP deve ter uma
resposta imediata após acionamento, para isto dever haver
fluido hidráulico armazenado sob pressão, isto acontece nesta
unidade.
Sistema de segurança
Linha de Kill – fica no BOP e dá acesso ao
espaço anular; por ela é bombeado o fluido
para amortecer o poço.
Linha de Choke – ao fechar o BOP o fluxo
vindo pelo anular deve ser direcionado para
o choke manifold, e esta linha é utilizada
para isso.
Sistema de segurança
Choke Manifold – conjunto de válvulas na
superfície, sendo duas de estrangulamento,
que permite o controle das pressões do
poço, quando em Kick.
Componentes da coluna de perfuração
Coluna de perfuração – é formada pela conexão de
vários elementos tubulares e tem as seguintes
funções:
Aplicar peso sobre a broca;
Transmitir rotação a broca;
Permitir a circulação do fluido de perfuração até a broca;
Manter o poço calibrado
Garantir a inclinação e a direção do poço.
Componentes da coluna de perfuração
Elementos principais de uma coluna:
Kelly;
Tubos de perfuração - Drill pipes (DP)
Tubos pesados – Heavy-Weight (HW)
Comandos ou Drill-Collars (DC)
Componentes da coluna de perfuração
Acessórios:
Subs – Substitutos;
Estabilizadores;
Escareadores – Roller reamer;
Alargadores;
Amortecedores de choke.
Ferramentas de manuseio:
Chave Flutuante;
Chave de Broca;
Cunha;
Colar de Segurança.
Componentes da coluna de perfuração
Kelly – tem como principal função transmitir a
rotação da mesa rotativa à coluna de
perfuração que está conectada a este; permite
a passagem do fluido que entra pelo Swivel
para a coluna. Por ser o elemento que recebe
o torque nas partes intermediárias, suas
roscas são diferentes, na parte superior a
rosca é à esquerda e na parte inferior para
direita.
Componentes da coluna de perfuração
Componentes da coluna de perfuração
Kelly Cock – válvula inserida no Kelly que
possibilita o fechamento do interior da coluna
em caso de Kick.
Kelly Spinner
Componentes da coluna de perfuração
Kelly de seção Quadrada
NOMINAL
API
(in)
MÁX
A
(in)
MÁX
B
(in)
API: American Petroleum Institute
MÁX
C
(in)
Componentes da coluna de perfuração
Kelly de seção Hexagonal
NOMINAL
API
(in)
OUTROS
(in)
Máx
A
(in)
Máx
B
(in)
Máx
C
(in)
Componentes da coluna de perfuração
Tubos de Perfuração – tubos sem costura
fabricados pela extrusão de aços especiais,
reforçados nas extremidades para permitir que
uniões cônicas (tool joints) sejam soldadas.
Permitem circulação do fluido de perfuração.
Transmitem torque e rotação para a broca.
Tool joint
caixa
Tool joint
pino
Componentes da coluna de perfuração
Especificação de um tubo de perfuração
Diâmetro nominal (OD)
Peso nominal
Grau do Aço
Reforço (Upset)
Comprimento Nominal
Desgaste
Características Especiais.
Componentes da coluna de perfuração
Diâmetro nominal – é o diâmetro externo do corpo do
tubo; varia 2 3/8´´ a 6 5/8´´.
Peso nominal – é o valor médio do peso do com as
uniões cônicas (tool joints) em lb/ft.
Com essas duas características podem ser determinados:
Diâmetro interno (ID);
Espessura da parede do tubo;
Drift – Máximo diâmetro de passagem.
Componentes da coluna de perfuração
Grau do aço – determina as tensões de escoamento e de ruptura do tubo de
perfuração
Comprimento Nominal – é o comprimento médio dos tubos de perfuração
Range I
18 a 22ft
média de 20ft
Range II
27 a 32ft
média de 30ft (mais utilizado – 9,2m)
Range III
38 a 45ft
média de 40ft
Componentes da coluna de perfuração
Reforço (Upset) – tem como função criar uma
criar uma área de maior resistência onde é
soldada a união cônica (tool joint), reduzindo
assim os problemas de quebra por fadiga.
Internal Upset
External Upset
Internal-External Upset
Componentes da coluna de perfuração
Desgaste – ocorre com a redução da espessura da
parede do tubo, à medida que este vai sendo utilizado.
Os tubos são periodicamente inspecionados para
classificá-los, segundo norma API.
Componentes da coluna de perfuração
Um tubo somente é considerado novo antes de
entrar no poço, assim que entra passa a ser do
tipo Premium; nas sondas marítimas somente
se utiliza este último, porém nas sondas
terrestres pode-se utilizar tubos Classe 1 até
Classe 2 dependendo da capacidade da
sonda.
Componentes da coluna de perfuração
Características especiais – as vezes um tubo
tem de ser especificado para uma perfuração
onde tem-se condições não convencionais,
p.ex., revestimento interno com resina,
metalurgia especial como proteção contra
presença de Gás Sulfídrico (H2S).
Componentes da coluna de perfuração
Uniões Cônicas ou Tool Joints
São as uniões que irão fazer parte do tubo e são
acopladas nas extremidades destes por:
¾
¾
Enroscamento a quente – união aquecida no
tubo frio;
Soldagem integral – partes aquecidas por
indução e unidas com pressão e rotação sem
adição de material.
Componentes da coluna de perfuração
As uniões cônicas promovem o enroscamento do tubo
e fazem sua vedação. Às vezes são confeccionadas
com material mais duro (carbureto de tungstênio)
externamente para resistir melhor ao desgaste.
Roscas da uniões cônicas (API):
9 IF – Internal Flush
9 FH – Full Hole
9 REG - Regular
Componentes da coluna de perfuração
Tool Joints:
Regular (REG) – ID menor que o ID do tubo
sendo incompatível com Internal Upset (IU)
devido à restrição ao fluxo do fluido.
Full Hole (FH) - ID = ID do tubo, usados com
Internal Upset, menor restrição ao fluxo
Internal Flush (IF) – ID = ID do tubo, utilização
com reforço External Upset (EU), fluxo pleno.
Componentes da coluna de perfuração
Comandos ou Drill Collars (DC) – são tubos de paredes
espessas fabricados com uma liga de aço cromo
molibdênio e que tem como principal função fornecer
peso à broca, além de transmitir torque e rotação à
broca e permite a passagem de fluidos.
São fabricados no Range (tamanho) de 30 a 32ft, a
conexão é usinada no próprio tubo e protegida por uma
camada fosfatada, e diferentemente do DP as conexões
são a parte mais fraca do comando.
Podem ser lisos ou espiralados; neste último caso a
função é de reduzir o risco de prisão diferencial.
Componentes da coluna de perfuração
Os comandos em conjunto com os estabilizadores são
usados para dar rigidez no controle da inclinação do
poço.
Componentes da coluna de perfuração
Um comando é especificado por:
9
9
9
9
Diâmetro externo;
Diâmetro interno;
Tipo de conexão;
Características especiais.
Componentes da coluna de perfuração
Diâmetro Externo – escolhido em função do
diâmetro do poço e da possibilidade de
pescaria.
Diâmetro Interno – é função do peso nominal do
comando, sendo usual especificar em função do
peso em lb/ft.
Características Especiais – ex.: comando
espiralado, com rebaixamento para a cunha,
com pescoço para elevador, com metalurgia
especial para resistir ao H2S.
Componentes da coluna de perfuração
Um tipo especial de comando é o K-Monel, que
é fabricado com materiais não magnéticos e
utilizado em poços direcionais para evitar
interferência magnética nos equipamentos
que registram inclinação e direção do poço são colocados na extremidade da coluna.
Componentes da coluna de perfuração
Resistência dos Comandos
Componentes da coluna de perfuração
Tubos Pesados ou Heavy Weigh (HW) – são tubos de peso
intermediário entre os tubos de perfuração e os
comandos.
Seu diâmetro externo varia de 3 ½” a 5” e são utilizados no
mesmo diâmetro da coluna de perfuração.
Funções:
¾ Fazer uma transição gradual de rigidez entre o DP e DC
¾ Transmitir toque e rotação;
¾ Permitir a passagem de fluido.
Componentes da coluna de perfuração
Os HWDPs por apresentarem características
como: - maior espessura de paredes, uniões
mais resistentes e revestidas com material
mais duro e reforço central no corpo do tubo
traz algumas vantagens como:
¾ Diminui a quebra de tubos de transição de
DPs para DCs
¾ Nos poços direcionais diminuem o torque e
arrasto devido a sua menor área de contato
como o poço.
Componentes da coluna de perfuração
Substitutos (Sub´s) – são pequenos
tubos que desempenham funções
específicas:
Sub de Içamento ou de Elevação (LiftSub) – serve para promover um
batente para o elevador, pode içar
comandos
que
não
possuem
pescoço.
Componentes da coluna de perfuração
Sub do Kelly ou de Salvação – é conectado a
rosca do Kelly com a finalidade de protegêlo dos constantes enroscamentos e
desenroscamentos.
Sub de Cruzamento (Cross-Over) – pequenos
tubos que permitem conexão de tubos com
roscas diferente; podem ser: caixa-pino,
caixa-caixa e pino-pino.
Componentes da coluna de perfuração
Sub de Broca (Near Bit) – é um sub de
cruzamento Caixa-Caixa que serve para
conectar a broca (pino) com a extremidade do
comando que também é pino.
Componentes da coluna de perfuração
Estabilizadores – são ferramentas que servem para
centralizar a coluna de perfuração, dando maior rigidez
e afastando os comandos das paredes do poço.
Também ajuda a manter o calibre do poço. Seu
posicionamento na coluna é importante na perfuração
direcional, controlando a variação da inclinação.
Tipos:
™ Não rotativos;
™ Rotativos com lâminas: Intercambiáveis, Integrais e
Soldadas.
Componentes da coluna de perfuração
Não rotativos – são fabricados de borracha e
danificam-se rapidamente quando perfurando
formações abrasivas.
Componentes da coluna de perfuração
Rotativos
Intercambiáveis – a camisa é substituída quando
muito desgastada.
Integrais – quando as lâminas estragam podem
ser recuperados ou transformados em subs.
Lâminas soldadas – mais indicados para
formações moles.
Componentes da coluna de perfuração
Componentes da coluna de perfuração
Escareadores (Roler-Reamers) – ferramenta
estabilizadora usada em formações abrasivas,
com roletes que conseguem manter o calibre
do poço.
Componentes da coluna de perfuração
Alargadores – ferramentas utilizadas quando se
deseja aumentar o diâmetro de um poço já
perfurado.
Hole Opener – utilizado
quando
se
pretende
alargar o poço desde a
superfície; tem braços
fixos.
Componentes da coluna de perfuração
Underreamer – usado quando se deseja alargar
apenas um trecho do poço começando por um
ponto abaixo da superfície. Tem braços móveis
que são normalmente abertos por um aumento
da pressão de bombeio.
Componentes da coluna de perfuração
Amortecedores de choque (Shock-Eze) – são
ferramentas que absorvem as vibrações da
coluna de perfuração induzidas pela broca,
principalmente quando perfurando rochas
muito duras ou zonas com diferentes durezas.
Usada principalmente em conjunto com brocas
PDC ou de insertos e sempre que possível
deve ser colocado imediatamente acima da
broca.
Componentes da coluna de perfuração
Ferramentas de manuseio
Chaves flutuantes – são duas
chaves manuais suspensas na
plataforma através de um sistema
de cabo de aço, polia e
contrapeso. Promovem o torque
de aperto e desaperto nas uniões
dos elementos tubulares da
coluna,
tem
mordentes
intercambiáveis responsáveis pela
fixação das chaves à coluna
Componentes da coluna de perfuração
Chave flutuante hidráulica – facilita o
enroscamento e desenroscamento da coluna e
provê torque à conexão.
Componentes da coluna de perfuração
Iron-Roughneck – executa automaticamente os
serviços dos plataformistas durante as
conexões e desconexões.
Componentes da coluna de perfuração
Cunhas – equipamentos que servem para apoiar
a coluna de perfuração ou os comandos na
plataforma. Têm mordentes intercambiáveis e
se encaixam entre a tubulação e a bucha da
mesa rotativa.
Componentes da coluna de perfuração
Colar de segurança – equipamento de segurança
colocado nos comandos que não possuem
rebaixamento para a cunha. Sua finalidade é
prover um batente para a cunha no caso de
escorregamento do comando.
Componentes da coluna de perfuração
Composição de fundo (BHA) de uma coluna de
perfuração estabilizada
DP
HWDP STB’S
DC
Broca
Componentes da coluna de perfuração
Bucha do kelly
pino
cabo da
chave
sub salvação
orifício
Chave flutuante
Brocas
Equipamentos que vão na extremidade da coluna
e tem como função desgregar as rochas em
pequenos pedaços (cascalhos) promovendo o
aprofundamento do poço e consequente
avanço da coluna.
A escolha adequada das brocas num projeto de
perfuração é de fundamental importância na
economicidade e na qualidade do poço.
Brocas
Classificação das brocas
Brocas sem partes móveis – integrais
¾ Brocas Draga
¾ Brocas de Diamantes
¾ Brocas de Diamantes Artificiais (PDC)
Brocas com partes móveis
¾ Brocas Tricônicas
9 Dentes de Aço
9 Insertos
Brocas
Brocas sem partes móveis
Brocas Draga – constituem um elemento cortante integral,
cujo mecanismo de perfuração é a formação de sulcos
por raspagem. Foram as primeiras usadas na
perfuração de poços, mas atualmente estão em desuso.
Brocas
Brocas de Diamantes – seu uso iniciou-se devido à dureza do diamante com o objetivo
de perfurar rochas muito duras ou abrasivas. Seu mecanismo de perfuração é o
esmerilhamento e é utilizada para perfurar formações muito duras ou abrasivas, ou
coroa de testemunhagem.
Na sua fabricação, diamantes são inseridos na matriz metálica contendo carbureto de
tungstênio a altas temperaturas.
Quando operada de forma apropriada apenas os diamantes entram em contato com a
formação, criando um pequeno espaço entre a rocha e o corpo da broca.
O fluido de perfuração passa por um orifício central e por sulcos moldados em sua face.
O tamanho e o número de diamantes são função de sua aplicação: brocas para
formações moles tem poucas e grandes pedras (0,75 – 2 quilates) enquanto que
para rochas mais duras o número de pedras é bem maior e o tamanho fica na faixa
de 0,07 a 0,125 quilates (1quilate=0,2g).
Brocas
Brocas de diamantes
Brocas
Brocas de Diamantes Artificiais ou PDC (Polycrystalline diamond
compact) – tem como característica principal o seu cortador que é
composto por uma camada fina de diamantes artificiais (±0,5mm)
fixada a outra mais espessa (±3mm) de carbureto de tungstênio a
alta temperatura e pressão. O cortador é formado pela junção
deste compacto a um corpo cilíndrico de carbureto de tungstênio,
que é posteriormente montado na face da broca.
Brocas
O seu mecanismo de perfuração é por cisalhamento.
Elas apresentam jatos intercambiáveis por onde
circula o fluido de perfuração.
O tamanho e a quantidade de cortadores define para
que tipos de formação e objetivos a broca foi
projetada.
Broca ideal para
perfurar um poço
de qualidade
Broca apropriada
para perfurar
poços direcionais
Brocas
As brocas PDC foram desenvolvidas para se perfurar formações
moles com altas taxas de penetração e maior vida útil, pois em
formações mais duras o calor gerado na perfuração destrói a
ligação diamante cobalto. Foram desenvolvidos então cortadores
de diamantes sintéticos estáveis termicamente, chamados de TSP
– Thermally Stable Polycrystalline.
As brocas de compactos (PDC/TSP) são fabricados com
características especiais para cada cliente.
Brocas
Brocas Tricônicas
Elementos
Estrutura Cortante
Rolamentos
Corpo
Brocas
Estruturas cortantes – são fileiras de dentes interpostas
entre as fileiras dos dentes dos cones adjacentes.
Os dentes podem ser de aço, fresados no próprio cone ou
de insertos de carbureto de tungstênio, prensados em
orifícios previamente abertos na superfície do cone.
Broca tricônica de dentes de aço
Broca tricônica de insertos de tungstênio
Brocas
Os insertos de carbureto de tungstênio são bastante resistente
quando ao desgaste, mas não tanto quanto à quebra. São
portanto mais robustos que o dente de aço (menor comprimento e
maior conicidade).
A ação das brocas tricônicas em formações moles é de raspagem e
nas formações duras é por esmagamento. Em ambos os casos
atua também a erosão causada pela potência hidráulica.
Brocas
A ação de raspagem é realizada por duas características
do cone:
i) Offset – excentricidade dos eixos dos cones em relação
ao eixo da broca. Quanto maior o Offset, maior será a
tendência do cone raspar no fundo do poço ao rolar
sobre o seu próprio eixo.
Brocas
ii) Troncos de cones com ângulos diferentes – um cone
rola sem deslizar se o eixo de rotação coincide com o
seu vértice. Como o cone da broca é na realidade a
junção de troncos de cones com ângulos diferentes, tal
coincidência não existe. Logo, o cone raspa no fundo
do poço ao girar em relação ao eixo da broca.
Brocas
2) Rolamentos
Tipos
Com roletes e esferas não-selados
Com roletes e esferas selados
Rolamento Journal
Brocas
Rolamento com roletes e esferas não-selados
a) Rolamento externo de roletes
b) Rolamento intermediário de esferas
c) Rolamento interno de fricção
Os roletes transmitem a maior parte do peso aplicado sobre a
broca.
As esferas intermediárias recebem os esforços axias ao cone
(prendem o cone à broca), enquanto que o rolamento
intermediário começa a se desgastar.
Todos os rolamentos são lubrificados pelo fluido de
perfuração. Este modelo de broca tricônica é mais simples e
portanto mais barato.
Brocas
Rolamento selado – neste tipo de rolamento não há contato
com o fluido de perfuração.
O sistema de lubrificação usa graxa limpa confinada a um
reservatório selado provido de um sistema de compensação
de pressões, mantendo a pressão da graxa igual à pressão
hidrostática.
Brocas
Rolamento Selado
Brocas
Rolamento Journal – neste tipo de rolamento o cone
gira em contato direto com o pino da perna da
broca. O controle das tolerâncias é bastante
rigoroso, o processo metalúrgico especial, a
deposição de uma camada de prata na área de
transmissão do peso sobre a broca, tornam esse
tipo de broca muito mais caro que os anteriores.
Brocas
Rolamento Journal
Brocas
Corpo da Broca – o corpo da broca além do reservatório de graxa,
constitui-se dos seguintes elementos:
a)
Conexão – existem vários tipos de roscas que variam conforme
os diâmetros das brocas.
b)
Pernas da broca – três elementos que serão soldados para
formar a broca; apresentam deposição de material duro nas
abas de calibre para aumentar a resistência à abrasividade.
c)
Canais de fluido – caminho do fluido de perfuração. Na maioria
das brocas os canais de fluido terminam em jatos colocados
entre dois cones. Os jatos são removíveis possibilitando a
variação de diâmetros no bocal, ou seja, a variação das
condições hidráulicas no fundo do poço.
Brocas
Conexão
Perna
Brocas
Classificação IADC (International Association of Drilling
Contractors) para brocas tricônicas:
O código tem 4 caracteres – três numéricos e um
alfabético. Os três números definem a “Série-TipoCaracterísticas”
1o Caractere – indica o tipo do cortador.
2o Caractere – indica a dureza da formação.
3o Caractere – informa o tipo de rolamento.
4o Caractere – informação adicional.
Brocas
Classificação IADC para brocas com cortadores
fixos.
O código tem 4 caracteres:
¾
¾
¾
¾
Tipo de cortador
Perfil/Conicidade
Hidráulica
Dimensão
Brocas
1o Caractere – letra que identifica o tipo de
cortador e o material constituinte do corpo da
broca.
2o Caractere – representa o perfil da broca:
¾ Conicidade externa – relacionada com a
distância do fundo do poço à seção da broca
com diâmetro pleno.
¾ Conicidade interna – relacionada com a altura
do cone interno.
Brocas
3o Caractere – identifica o projeto hidráulico da
broca através de duas características: tipo de
saída do fluxo e arranjo dos cortadores (que
define a trajetória do fluido na face da broca
4o Caractere – identifica o tamanho do cortador e
a densidade dos cortadores na broca.
Brocas
Registro de desgastes – quando a broca sai do
poço deve-se verificar os desgastes que ela
sofreu; estas informações devem ser
registradas para otimização de futuros
projetos de poço na área.
Criou-se então uma classificação de desgastes
para padronizar estas informações.
Brocas
Desgaste por erosão
Brocas
Brocas
Classificação de Desgaste – Caracterizada por 8
elementos, sendo os 4 primeiros relacionados
ao desgaste da estrutura cortante, o quinto ao
desgaste do rolamento, o sexto ao desgaste
do calibre, o sétimo informa características
especiais de desgaste e o oitavo informa o
motivo de retirada da broca.
Brocas
Problemas que afetam o rendimento da broca
Brocas
Cálculo do custo por metro perfurado.
CB + CS × (Tp + Tm + Tc ) + Cmf × (Tp + Tm + Tc )
C M =
Pr of
9
9
9
9
9
9
9
9
C/M = custo do metro perfurado;
CB = custo da broca;
CS= custo por hora da sonda;
Tp = tempo de perfuração (hora);
Tm = tempo de manobra (hora);
Tc = tempo de conexão (hora);
Prof = Intervalo perfurado (m);
Cmf = custo por hora do motor de fundo.
Dimensionamento da Coluna de Perfuração
No dimensionamento de uma coluna de
perfuração temos que levar em consideração
os seguintes parâmetros:
Profundidade prevista para a coluna;
Peso específico do fluido de perfuração
Fatores de segurança à tração, colapso e pressão
interna.
Peso máximo previsto sobre a broca.
Dimensionamento da Coluna de Perfuração
Com esses elementos podemos dimensionar:
9 Tipo dos tubos de perfuração
9 Tipo e quantidade de comandos
Durante as operações de perfuração de um poço,
a coluna de perfuração estará sujeita a
esforços de tração, compressão e torção. Além
de eventuais esforços radiais resultantes da
diferença entre as pressões interna e externa
ao tubo.
Dimensionamento da Coluna de Perfuração
Especificação dos tubos de perfuração
Tração – o tubo de perfuração mais próximo à superfície é o
mais solicitado em termos de resistência à tração, pois
suporta todo o peso da coluna (imersa em fluido).
T=P-E
P=gaço×Vaço
E=gf × Vdes
onde: T = tração máxima da coluna, P = Peso da coluna no
ar, E = Empuxo, gf = peso específico do fluido, Vaço =
volume do aço da coluna, gaço = peso específico do aço,
Vdesl = volume deslocado de fluido.
Dimensionamento da Coluna de Perfuração
Logo:
T=P-E=(gaço×Vaço)-(gf × Vdes)
T=(gaço×Vaço)-(gaço×Vaço) =(gaço×Vaço) ×[1-(gf/gaço)]
T=α ×P
onde α é o fator de flutuação
O fator de segurança utilizado para tubos de perfuração
é de 1,1.
O peso específico do aço é de 65,22lbf/gal.
Dimensionamento da Coluna de Perfuração
Colapso – a pressão de colapso é resultante do
diferencial maior da pressão externa sobre a
pressão interna do tubo. Esta é calculada no
tubo (DP) que está conectado no HWDP –
mais sujeito a esta solicitação.
Fórmulas de cálculo dependem da razão D/t –
diâmetro externo/espessura da parede do
tubo.
Dimensionamento da Coluna de Perfuração
Para a faixa da tabela abaixo usamos a fórmula 1:
Fórmula 1: Rc=2×Y ×[(D/t)-1/(D/t)2]
onde: Rc = resistência ao colapso
Y= tensão de escoamento
Dimensionamento da Coluna de Perfuração
Faixa 2
Fórmula 2: Rc=Y×{[A`/(D/t)]-B`}-C`
Dimensionamento da Coluna de Perfuração
Faixa 3
Fórmula 3: Rc=Y×{[A/(D/t)]-B}
Dimensionamento da Coluna de Perfuração
Faixa 4
Fórmula 4: Rc=46,95×106/[(D/t) ×((D/t)-1)2 ]
O fator de segurança utilizado em todos os
casos para a Resistência ao colapso é 1,125
Dimensionamento da Coluna de Perfuração
Pressão interna – quando a pressão interna é maior que
a pressão externa, a resistência interna é calculada
pela fórmula de Barlow
Rpi=(1,75×t ×Y)/d
onde: Rpi = resistência à pressão interna (psi)
d = diâmetro interno (pol)
Y = tensão de escoamento
O fator de segurança é 1,1
Dimensionamento da Coluna de Perfuração
Flambagem – uma coluna não flamba quando sua tensão
axial for maior que a média entre as tensões radiais
tangenciais. A flambagem dos tubos de perfuração
deve ser evitada para impedir o aparecimento de
tensões cíclicas na parede dos tubos durante a rotação
da coluna e a conseguente falha por fadiga.
O critério de Lubinsky é utilizado para determinação da
linha neutra de flambagem, pois foi demonstrado que a
flambagem não ocorre se o peso sobre a broca for
menor que o peso “flutuado” (peso-empuxo) dos
comandos.
Dimensionamento da Coluna de Perfuração
Pelo critério de Woods uma coluna não flamba se:
σa>(Pi.ri2-Pe.re2)/(re2-ri2)
(1)
onde: σa = tensão axial
Pi e Pe = pressões interna e externa ao tubo
ri e re = raios interno e externo do tubo
Dimensionamento da Coluna de Perfuração
Na linha neutra de flambagem (a uma altura x da
broca)
σa=Tx/A
(2)
Com:
Tx=w-PSB-0,52.gL.H.A
onde: w = peso por ft (no ar) do tubo
gL = peso específico do fluido
A = área da seção transversal do tubo
PSB = peso sobre a broca
Dimensionamento da Coluna de Perfuração
Fazendo Pi = Pe=0,052.gL.(H-x) na equação (1) e
substituindo em (2), têm-se:
x = PSB/(α.w)
onde:
x = altura da linha neutra de flambagem
α = fator de flutuação
Dimensionamento da Coluna de Perfuração
Determinação do número de comandos usando o
critério de linha neutra de flambagem:
n = PSBmax/(FS.α.w.L)
n = número de comandos
FS = fator de segurança (0,8 a 0,9)
α = fator de flutuação
w = peso por ft (no ar) do comando
L = comprimento médio de cada comando.
Dimensionamento da Coluna de Perfuração
(+)
Tubos de Perfuração
Posições da Linha Neutra em relação ao peso aplicado sobre a broca
(+) Tração
(-) Compressão
Comandos
3° caso
(-)
(+)
2° caso
(-)
1° Caso: A linha neutra tangencia os dentes da
broca – Neste instante a broca estará acima
do fundo, e toda a coluna estará sujeita à
tração, sustentada pelo gancho da catarina.
4° caso
(+)
(-)
(+)
Convenções
1° caso
2° Caso: Comandos aplicando 10% do seu
peso total sobre a broca. Como o peso é
função direta do comprimento dos comandos,
podemos determinar a posição da linha neutra,
a partir da broca, utilizando o mesmo valor
percentual
aplicado
de
peso.
Se
considerarmos 10% do peso sobre a broca, a
linha neutra estará passando a 10% do
comprimento L.
Dimensionamento da Coluna de Perfuração
(+)
Tubos de Perfuração
Posições da Linha Neutra em relação ao peso aplicado sobre a broca
(+) Tração
(-) Compressão
4° caso
(+)
Comandos
(-)
(+)
Convenções
3° caso
(-)
(+)
2° caso
(-)
1° caso
3° Caso: Comandos aplicando 50% de seu
peso sobre a broca ⇒ 50% dos comandos
estão sujeito a tração e 50% a compressão.
4° Caso: Aplicação de peso superior ao peso
total dos comandos. Se por algum problema
operacional, isto acontecer, todos os
comandos e parte dos tubos estarão
comprimidos e a linha neutra estará passando
nos tubos de perfuração o que não é permitido
pois, não foram dimensionados para resistir a
tais esforços.
Por medida de segurança permite-se um
máximo de 90% de peso dos comandos.