3 Parâmetros de Perfuração

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PARÂMETROS 
DE PERFURAÇÃO
Autor: Alvaro Jorge de Vasconcelos Santos
PARÂMETROS 
DE PERFURAÇÃO
Programa Alta Competência
Este material é o resultado do trabalho conjunto de muitos técnicos 
da área de Exploração & Produção da Petrobras. Ele se estende para 
além dessas páginas, uma vez que traduz, de forma estruturada, a 
experiência de anos de dedicação e aprendizado no exercício das 
atividades profissionais na Companhia.
É com tal experiência, refletida nas competências do seu corpo de 
empregados, que a Petrobras conta para enfrentar os crescentes 
desafios com os quais ela se depara no Brasil e no mundo.
Nesse contexto, o E&P criou o Programa Alta Competência, visando 
prover os meios para adequar quantitativa e qualitativamente a força 
de trabalho às estratégias do negócio E&P.
Realizado em diferentes fases, o Alta Competência tem como premissa 
a participação ativa dos técnicos na estruturação e detalhamento das 
competências necessárias para explorar e produzir energia.
O objetivo deste material é contribuir para a disseminação das 
competências, de modo a facilitar a formação de novos empregados 
e a reciclagem de antigos.
Trabalhar com o bem mais precioso que temos – as pessoas – é algo 
que exige sabedoria e dedicação. Este material é um suporte para 
esse rico processo, que se concretiza no envolvimento de todos os 
que têm contribuído para tornar a Petrobras a empresa mundial de 
sucesso que ela é.
Programa Alta Competência
Esta seção tem o objetivo de apresentar como esta apostila 
está organizada e assim facilitar seu uso. 
No início deste material é apresentado o objetivo geral, o qual 
representa as metas de aprendizagem a serem atingidas. 
Autor
Ao fi nal desse estudo, o treinando poderá:
• Identifi car procedimentos adequados ao aterramento 
e à manutenção da segurança nas instalações elétricas;
• Reconhecer os riscos de acidentes relacionados ao 
aterramento de segurança;
• Relacionar os principais tipos de sistemas de 
aterramento de segurança e sua aplicabilidade nas 
instalações elétricas.
ATERRAMENTO 
DE SEGURANÇA
Como utilizar esta apostila
Objetivo Geral
O material está dividido em capítulos. 
No início de cada capítulo são apresentados os objetivos 
específi cos de aprendizagem, que devem ser utilizados como 
orientadores ao longo do estudo.
No fi nal de cada capítulo encontram-se os exercícios, que 
visam avaliar o alcance dos objetivos de aprendizagem.
Os gabaritos dos exercícios estão nas últimas páginas do 
capítulo em questão.
Para a clara compreensão dos termos técnicos, as suas 
C
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lo
 1
Riscos elétricos 
e o aterramento 
de segurança
Ao fi nal desse capítulo, o treinando poderá:
• Estabelecer a relação entre aterramento de segurança e 
riscos elétricos;
• Reconhecer os tipos de riscos elétricos decorrentes do uso de 
equipamentos e sistemas elétricos;
• Relacionar os principais tipos de sistemas de aterramento de 
segurança e sua aplicabilidade nas instalações elétricas. 
21
Capítulo 1. Riscos elétricos e o aterramento de segurança 
1.4. Exercícios
1) Que relação podemos estabelecer entre riscos elétricos e 
aterramento de segurança?
_______________________________________________________________
_______________________________________________________________ 
2) Apresentamos, a seguir, trechos de Normas Técnicas que 
abordam os cuidados e critérios relacionados a riscos elétricos. 
Correlacione-os aos tipos de riscos, marcando A ou B, conforme, 
o caso: 
A) Risco de incêndio e explosão B) Risco de contato
( ) “Todas as partes das instalações elétricas devem ser 
projetadas e executadas de modo que seja possível 
prevenir, por meios seguros, os perigos de choque 
elétrico e todos os outros tipos de acidentes.”
( ) “Nas instalações elétricas de áreas classificadas 
(...) devem ser adotados dispositivos de proteção, 
como alarme e seccionamento automático para 
prevenir sobretensões, sobrecorrentes, falhas de 
isolamento, aquecimentos ou outras condições 
anormais de operação.”
( ) “Nas partes das instalações elétricas sob tensão, (...) 
durante os trabalhos de reparação, ou sempre que for 
julgado necessário à segurança, devem ser colocadas 
placas de aviso, inscrições de advertência, bandeirolas 
e demais meios de sinalização que chamem a atenção 
quanto ao risco.”
( ) “Os materiais, peças, dispositivos, equipamentos e 
sistemas destinados à aplicação em instalações elétricas 
(...) devem ser avaliados quanto à sua conformidade, no 
âmbito do Sistema Brasileiro de Certifi cação.” 
25
Capítulo 1. Riscos elétricos e o aterramento de segurança 
1) Que relação podemos estabelecer entre riscos elétricos e aterramento de segurança?
O aterramento de segurança é uma das formas de minimizar os riscos decorrentes 
do uso de equipamentos e sistemas elétricos.
2) Apresentamos, a seguir, trechos de Normas Técnicas que abordam os cuidados 
e critérios relacionados a riscos elétricos. Correlacione-os aos tipos de riscos, 
marcando A ou B, conforme, o caso:
A) Risco de incêndio e explosão B) Risco de contato
( B ) “Todas as partes das instalações elétricas devem ser projetadas e 
executadas de modo que seja possível prevenir, por meios seguros, os 
perigos de choque elétrico e todos os outros tipos de acidentes.”
( A ) “Nas instalações elétricas de áreas classifi cadas (...) devem ser 
adotados dispositivos de proteção, como alarme e seccionamento 
automático para prevenir sobretensões, sobrecorrentes, falhas 
de isolamento, aquecimentos ou outras condições anormais de 
operação.”
( B ) “Nas partes das instalações elétricas sob tensão, (...) durante os 
trabalhos de reparação, ou sempre que for julgado necessário 
à segurança, devem ser colocadas placas de aviso, inscrições de 
advertência, bandeirolas e demais meios de sinalização que chamem 
a atenção quanto ao risco.”
( A ) “Os materiais, peças, dispositivos, equipamentos e sistemas destinados 
à aplicação em instalações elétricas (...) devem ser avaliados quanto à 
sua conformidade, no âmbito do Sistema Brasileiro de Certifi cação.” 
3) Marque V para verdadeiro e F para falso nas alternativas a seguir:
( V ) O contato direto ocorre quando a pessoa toca as partes 
normalmente energizadas da instalação elétrica.
( F ) Apenas as partes energizadas de um equipamento podem oferecer 
riscos de choques elétricos.
( V ) Se uma pessoa tocar a parte metálica, não energizada, de um 
equipamento não aterrado, poderá receber uma descarga elétrica, se 
houver falha no isolamento desse equipamento.
( V ) Em um choque elétrico, o corpo da pessoa pode atuar como um 
“fi o terra”.
( F ) A queimadura é o principal efeito fi siológico associado à passagem 
da corrente elétrica pelo corpo humano.
1.7. Gabarito
Objetivo Específi co
Para a clara compreensão dos termos técnicos, as suas 
defi nições estão disponíveis no glossário. Ao longo dos 
textos do capítulo, esses termos podem ser facilmente 
identifi cados, pois estão em destaque.
Capítulo 3. Problemas operacionais, riscos e cuidados com aterramento de segurança
49
3. Problemas operacionais, riscos e 
cuidados com aterramento de segurança
Todas as Unidades de Exploração e Produção possuem um plano de manutenção preventiva de equipamentos elétricos (motores, geradores, painéis elétricos, transformadores e outros). 
A cada intervenção nestes equipamentos e dispositivos, os 
mantenedores avaliam a necessidade ou não da realização de inspeção 
nos sistemas de aterramento envolvidos nestes equipamentos.
Para que o aterramento de segurança possa cumprir corretamente o 
seu papel, precisa ser bem projetado e construído. Além disso, deve 
ser mantido em perfeitas condições de funcionamento. 
Nesse processo, o operador tem importante papel, pois, ao interagirdiariamente com os equipamentos elétricos, pode detectar 
imediatamente alguns tipos de anormalidades, antecipando 
problemas e, principalmente, diminuindo os riscos de choque elétrico 
por contato indireto e de incêndio e explosão.
3.1. Problemas operacionais
Os principais problemas operacionais verifi cados em qualquer tipo 
de aterramento são:
• Falta de continuidade; e
• Elevada resistência elétrica de contato. 
É importante lembrar que Norma Petrobras N-2222 defi ne o valor 
de 1Ohm, medido com multímetro DC (ohmímetro), como o máximo 
admissível para resistência de contato.
Choque elétrico – conjunto de perturbações de natureza e efeitos diversos, que se 
manifesta no organismo humano ou animal, quando este é percorrido por uma 
corrente elétrica.
Ohm – unidade de medida padronizada pelo SI para medir a resistência elétrica.
Ohmímetro – instrumento que mede a resistência elétrica em Ohm.
3.4. Glossário
Caso sinta necessidade de saber de onde foram retirados os 
insumos para o desenvolvimento do conteúdo desta apostila, 
ou tenha interesse em se aprofundar em determinados temas, 
basta consultar a Bibliografi a ao fi nal de cada capítulo. 
Ao longo de todo o material, caixas de destaque estão 
presentes. Cada uma delas tem objetivos distintos. 
A caixa “Você Sabia” traz curiosidades a respeito do conteúdo 
abordado de um determinado item do capítulo. 
“Importante” é um lembrete das questões essenciais do 
conteúdo tratado no capítulo. 
CARDOSO ALVES, Paulo Alberto e VIANA, Ronaldo Sá. Aterramento de sistemas 
elétricos - inspeção e medição da resistência de aterramento. UN-BC/ST/EMI – 
Elétrica, 2007.
COELHO FILHO, Roberto Ferreira. Riscos em instalações e serviços com eletricidade. 
Curso técnico de segurança do trabalho, 2005.
Norma Petrobras N-2222. Projeto de aterramento de segurança em unidades 
marítimas. Comissão de Normas Técnicas - CONTEC, 2005.
Norma Brasileira ABNT NBR-5410. Instalações elétricas de baixa tensão. Associação 
Brasileira de Normas Técnicas, 2005.
Norma Brasileira ABNT NBR-5419. Proteção de estruturas contra descargas 
atmosféricas. Associação Brasileira de Normas Técnicas, 2005.
Norma Regulamentadora NR-10. Segurança em instalações e serviços em 
eletricidade. Ministério do Trabalho e Emprego, 2004. Disponível em: <http://
www.mte.gov.br/legislacao/normas_regulamentadoras/nr_10.pdf> - Acesso em: 
14 mar. 2008.
NFPA 780. Standard for the Installation of Lightining Protection Systems. National 
Fire Protection Association, 2004.
Manuais de Cardiologia. Disponível em: <http://www.manuaisdecardiologia.med.
br/Arritmia/Fibrilacaoatrial.htm> - Acesso em: 20 mai. 2008.
Mundo Educação. Disponível em: <http://mundoeducacao.uol.com.br/doencas/
parada-cardiorespiratoria.htm> - Acesso em: 20 mai. 2008.
Mundo Ciência. Disponível em: <http://www.mundociencia.com.br/fi sica/eletricidade/
choque.htm> - Acesso em: 20 mai. 2008. 
1.6. Bibliografi a
É atribuído a Tales de Mileto (624 - 556 a.C.) a 
primeira observação de um fenômeno relacionado 
com a eletricidade estática. Ele teria esfregado um 
fragmento de âmbar com um tecido seco e obtido 
um comportamento inusitado – o âmbar era capaz de 
atrair pequenos pedaços de palha. O âmbar é o nome 
dado à resina produzida por pinheiros que protege a 
árvore de agressões externas. Após sofrer um processo 
semelhante à fossilização, ela se torna um material 
duro e resistente. 
Os riscos elétricos de uma instalação são divididos em dois grupos principais:
1.1. Riscos de incêndio e explosão
Podemos defi nir os riscos de incêndio e explosão da seguinte forma:
Situações associadas à presença de sobretensões, sobrecorrentes, 
fogo no ambiente elétrico e possibilidade de ignição de atmosfera 
potencialmente explosiva por descarga descontrolada de 
eletricidade estática.
Os riscos de incêndio e explosão estão presentes em qualquer 
instalação e seu descontrole se traduz principalmente em danos 
pessoais, materiais e de continuidade operacional.
Uma das principais substâncias removidas em poços de 
petróleo pelo pig de limpeza é a parafi na. Devido às 
baixas temperaturas do oceano, a parafi na se acumula 
nas paredes da tubulação. Com o tempo, a massa pode 
vir a bloquear o fl uxo de óleo, em um processo similar 
ao da arteriosclerose.
VOCÊ SABIA??
É muito importante que você conheça os tipos de pig 
de limpeza e de pig instrumentado mais utilizados na 
sua Unidade. Informe-se junto a ela!
IMPORTANTE!
ATENÇÃO
É muito importante que você conheça os 
procedimentos específicos para passagem de pig 
em poços na sua Unidade. Informe-se e saiba 
quais são eles.
Recomendações gerais
• Antes do carregamento do pig, inspecione o 
interior do lançador;
• Após a retirada de um pig, inspecione internamente 
o recebedor de pigs;
• Lançadores e recebedores deverão ter suas 
RESUMINDO...
Já a caixa de destaque “Resumindo” é uma versão compacta 
dos principais pontos abordados no capítulo.
Em “Atenção” estão destacadas as informações que não 
devem ser esquecidas.
Todos os recursos didáticos presentes nesta apostila têm 
como objetivo facilitar o aprendizado de seu conteúdo. 
Aproveite este material para o seu desenvolvimento profi ssional!
Uma das principais substâncias removidas em poços de 
petróleo pelo pig de limpeza é a parafi na. Devido às 
baixas temperaturas do oceano, a parafi na se acumula 
nas paredes da tubulação. Com o tempo, a massa pode 
vir a bloquear o fl uxo de óleo, em um processo similar 
ao da arteriosclerose.
VOCÊ SABIA??
É muito importante que você conheça os tipos de pig 
de limpeza e de pig instrumentado mais utilizados na 
sua Unidade. Informe-se junto a ela!
IMPORTANTE!
ATENÇÃO
É muito importante que você conheça os 
procedimentos específicos para passagem de pig 
em poços na sua Unidade. Informe-se e saiba 
quais são eles.
Recomendações gerais
• Antes do carregamento do pig, inspecione o 
interior do lançador;
• Após a retirada de um pig, inspecione internamente 
o recebedor de pigs;
• Lançadores e recebedores deverão ter suas 
RESUMINDO...
Uma das principais substâncias removidas em poços de 
petróleo pelo pig de limpeza é a parafi na. Devido às 
baixas temperaturas do oceano, a parafi na se acumula 
nas paredes da tubulação. Com o tempo, a massa pode 
vir a bloquear o fl uxo de óleo, em um processo similar 
ao da arteriosclerose.
VOCÊ SABIA??
É muito importante que você conheça os tipos de pig 
de limpeza e de pig instrumentado mais utilizados na 
sua Unidade. Informe-se junto a ela!
IMPORTANTE!
ATENÇÃO
É muito importante que você conheça os 
procedimentos específicos para passagem de pig 
em poços na sua Unidade. Informe-se e saiba 
quais são eles.
Recomendações gerais
• Antes do carregamento do pig, inspecione o 
interior do lançador;
• Após a retirada de um pig, inspecione internamente 
o recebedor de pigs;
• Lançadores e recebedores deverão ter suas 
RESUMINDO...
SumárioSumário
Introdução 15
Capítulo 1. Perfuração 
1. Perfuração 19
1.1. Sistemas da sonda de perfuração 20
Capítulo 2. Coluna de perfuração 
2. Coluna de perfuração 25
2.1. Coluna de perfuração - elementos 25
2.2. Principais características, dimensões e propriedades 
mecânicas dos componentes da coluna 29
2.2.1. Tubos de perfuração 29
2.2.2. Comandos (Drill Collar) 43
2.2.3. Brocas 51
2.2.4. Jatos em brocas tricônicas 67
2.2.5. Métodos de aplicação de peso sobre a broca 87
2.3. Cuidados com a coluna de perfuração 96
2.3.1. Cuidados durante o manuseio e estaleiramento 96
2.3.2. Cuidados durante as manobras e a perfuração 97
2.4. Retirada da coluna – procedimentos 100
2.4.1. Outras recomendações 102
2.5. Coluna de perfuração – problemas frequentes 104
Capítulo 3. Hidráulica 
3. Hidráulica 109
3.1. Fundamentos e aplicação109
3.2. Programa hidráulico 110
Exercícios 129
Glossário 133
Bibliografia 134
Gabarito 135
Introdução
O que é um poço? Segundo o Aurélio (2008), poço pode ser definido como uma cavidade funda aberta na terra para atingir água, petróleo, gás ou pelo qual se desce a uma mina 
ou ainda, de forma mais genérica, poço é qualquer perfuração que 
se faz no solo.
As primeiras perfurações datam de 256 a.C. Os chineses utilizavam 
o método percussivo – método não rotativo muito semelhante aos 
bate-estacas utilizados na construção civil – na perfuração de poços de 
água. De lá até os dias atuais, tem-se buscado cada vez mais melhorar 
o rendimento dos esforços e resultados na perfuração de poços.
Em 1859, na Pensylvania, foram utilizadas ferramentas de percussão a 
cabo. O Coronel E. L. Drake completou a perfuração do primeiro poço 
comercial de petróleo que foi perfurado atingindo a profundidade de 
69 ft. A primeira descoberta de petróleo no Brasil se deu em Lobato 
(Bahia) no poço 163, em 22 de janeiro de 1939, à profundidade de 
214 m. E a Petrobras foi criada em 03 de outubro de 1953.
Muitos fatores influenciam o desempenho durante a perfuração: 
o desenvolvimento das brocas de perfuração, a eficiência dos 
motores de fundo, a composição das colunas de fundo, as bombas 
de lama de bom desempenho, as sondas e as plataformas modernas 
etc. Todos esses elementos articulados fazem com que se consiga 
um melhor tempo de perfuração dos poços, sobretudo, quando 
aliados a parâmetros hidráulicos (limpeza da broca e do fundo do 
poço, e o carreamento de cascalho até a superfície) e a parâmetros 
mecânicos adequados – BHA (Bottom Hole Assembly), peso sobre 
a broca, rotação.
Considerando os aspectos citados, espera-se que os Técnicos façam 
escolhas cada vez mais criteriosas de parâmetros de perfuração, a 
fim de se alcançar o rendimento mais próximo do ideal, ou seja, de 
perfurar poços mais rapidamente com o menor custo possível. 
15
16
O objetivo deste material é, portanto, oferecer aos Sondadores 
informações úteis que auxiliem na identificação das variáveis que 
possam afetar as taxas de perfuração, conseguindo com isso o menor 
custo por metro perfurado, melhorando os resultados da Companhia. 
Isso significa que os fatores indicados anteriormente deverão ser 
cuidadosamente equilibrados para que tenhamos uma perfuração 
mais eficiente e econômica possível.
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 1
Perfuração
18
Alta Competência
19
Capítulo 1. Perfuração
1. Perfuração
Um poço de petróleo é perfurado a partir da utilização de uma sonda, conforme ilustrado na imagem a seguir.
Perfuração de um poço de petróleo
Thomas descreve a operação: “na perfuração rotativa, as rochas 
são perfuradas pela ação da rotação e peso aplicados a uma broca 
existente na extremidade de uma coluna de perfuração” (2001, p. 
55). A coluna de perfuração, por sua vez, é constituída basicamente 
por comandos (tubos de paredes grossas) e tubos de perfuração 
(tubos de paredes finas).
20
Alta Competência
Ao longo desse processo, os resíduos são recolhidos utilizando-se um 
fluido de perfuração ou lama. O fluido ou lama é lançado para o 
interior da coluna de perfuração injetado por bombas (cabeças de 
bombas ou swivel), chegando à superfície “através do espaço anular, 
formado pelas paredes do poço e a coluna” (Thomas, 2001).
Assim que alcança a profundidade esperada, a coluna de perfuração 
é retirada e substituída por outra coluna de revestimento de aço, 
com diâmetro inferior ao da broca. O espaço anular é cimentado, a 
fim de “isolar as rochas atravessadas” (2001), garantindo a segurança 
nas etapas seguintes da perfuração. Em seguida, “a coluna de 
perfuração é novamente descida no poço”, equipada com uma broca 
de diâmetro menor do que a utilizada na etapa de revestimento e 
assim a perfuração tem continuidade.
É importante destacar que a perfuração é desenvolvida em várias 
etapas e, em cada uma delas, é utilizada uma broca específica, de 
diferentes diâmetros.
1.1. Sistemas da sonda de perfuração
Os elementos da sonda que respondem pelas várias funções na 
perfuração de um poço podem ser agregados nos chamados sistemas 
de uma sonda. Segundo Thomas (2001), os principais sistemas de uma 
sonda são:
• de sustentação de cargas;
• de geração e transmissão de energia;
• de movimentação de carga;
• de rotação;
• de circulação;
• de segurança;
21
Capítulo 1. Perfuração
• de monitoração;
• de subsuperfície ou de coluna de perfuração.
Thomas, 2001.
Será sobre a constituição e funções da coluna de perfuração que 
iremos nos deter a partir de agora.
O método de perfuração utilizado em todo o mundo 
é o método rotativo. Tem-se desenvolvido cada vez 
mais técnicas e ferramentas que permitem avanços na 
perfuração de poços mais profundos e complexos.
VOCÊ SABIA??
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 2
Coluna de 
perfuração
24
Alta Competência
Capítulo 2. Coluna de perfuração
25
2. Coluna de perfuração 
Durante a perfuração do poço de petróleo, é preciso que se tenha um elemento com o qual se consiga uma conexão direta da superfície até a broca, transmitindo a esta o movimento 
necessário. Esta conexão é conseguida com um elemento denominado 
coluna de perfuração.
É essencial que os operadores conheçam os principais componentes, 
funções e cuidados que se deve ter com a coluna de perfuração.
2.1. Coluna de perfuração - elementos
Uma coluna de perfuração compõe-se basicamente dos elementos 
ilustrados a seguir.
Drill Pipe Drill Colar Heavy Weight Estabilizadores Alargador
A composição da coluna de perfuração é determi-
nada em função de vários fatores: o peso necessário 
sobre a broca durante a perfuração, a necessidade 
de alargamento do poço, a necessidade de manter 
ou não a verticalidade do poço, entre outras.
IMPORTANTE!
26
Alta Competência
Em poços normais de perfil vertical, utilizam-se composições básicas 
compostas geralmente de comandos e estabilizadores (estes têm a 
função de estabilizar a coluna de comandos durante os trabalhos de 
perfuração) no intuito de manter a rigidez das colunas. Eventualmente 
podemos nos deparar com algumas composições “lisas”, formadas 
apenas pelo comando e pelo Heavy Weight (regiões onde a tendência 
de ganho é praticamente nula). É importante destacar que a definição 
de Heavy Weight será vista com detalhes mais adiante.
Em poços onde as formações tendem a ganhar ângulo ou, após o 
ganho, se deseja reduzi-lo (reduzir o ângulo) ou mesmo diminuir a 
taxa de ganho, podemos compor o BHA (Bottom Hole Assembly) de 
maneira a alcançar o resultado desejado.
Neste caso, o posicionamento dos estabilizadores irá determinar 
o comportamento da coluna. Em geral um estabilizador próximo 
à broca irá aumentar a tendência de ganho de ângulo da coluna 
(efeito de alavanca) e um estabilizador longe da broca fará com 
que a coluna tenda a perder ângulo (efeito de pêndulo). Colunas 
com alguns estabilizadores têm a tendência de manter a inclinação, 
comumente chamadas de colunas empacadas. 
Observe as seguintes imagens como exemplos para melhor 
visualização de colunas empacadas.
Capítulo 2. Coluna de perfuração
27
Posicionamento dos estabilizadores (Santos, 2007)
Indicamos adiante composições de BHA para proporcionar ganho de 
inclinação, devendo-se escolher uma delas em função da necessidade 
da rapidez do ganho de ângulo. Observe que as distâncias entre 
estabilizadores estão assinaladas em pés.
(1)
30
90 90
55 - 75
55 - 75
30 - 50
30
30
30 30
303030
(2) (3) (4) (5) (6) (7) (8) (9)
UG
 Menor 
resposta 
Maior 
resposta 
Composições de BHA (Santos, 2007)
28
Alta Competência
Nesse tipo de composição, utiliza-se o princípio da alavanca, 
devendo o primeiroestabilizador ficar a 4 pés da broca – faz-se uso 
de um near bit ( estabilizador que é posicionado o mais próximo 
da broca o quanto possível) – e o segundo, no mínimo, a 30 pés do 
primeiro. O primeiro estabilizador deve ter o mesmo diâmetro da 
broca, sendo que o segundo pode ser UG (undergauge), ou seja, 
com diâmetro menor do que a broca. Utiliza-se alto peso sobre a 
broca e baixa rotação.
As sugestões de BHA para manter a inclinação são dadas abaixo.
30 
(1)
Tendência
a perder
3
30
30
30
30
30
U
G
30
30 30
30
30
30
30
3015 - 20
5 - 20
12 - 15
12 - 15
12 - 15
5 - 15
Tendência
a ganhar
(2) (3) (4) (5) (6) (7)
Indicação de BHA para manter a inclinação (Santos, 2007)
Neste tipo de BHA utiliza-se coluna empacada com no mínimo 3 
estabilizadores, um logo acima da broca e os outros distanciados a no 
máximo 30 pés.
Capítulo 2. Coluna de perfuração
29
Seguem sugestões de BHA para diminuir a inclinação.
(1) (2) (3) (4) (5) (6) (7)
Maior
resposta
75 - 90
75 - 90
30 30
30
60 -75
60 -75
30 -60
30 -60
30 -75
UG
Menor
resposta
Indicação de BHA para diminuição da inclinação (Santos, 2007)
Neste caso utilizamos o princípio do pêndulo e não se faz uso de 
estabilizador acima da broca. Utiliza-se baixo peso sobre a broca e 
alta rotação. 
As composições de coluna descritas anteriormente 
não fazem uso de motores de fundo.
IMPORTANTE!
2.2. Principais características, dimensões e propriedades 
mecânicas dos componentes da coluna
A coluna de perfuração é constituída basicamente pelos seguintes 
elementos, conforme ilustrado em imagem anterior: Drill Pipe, Drill 
Colar, Heavy Weight e estabilizadores.
2.2.1. Tubos de perfuração
Os tubos de perfuração são confeccionados em aço especial. Temos 
tubos reforçados internamente (internal upset) e externamente 
(external upset).
30
Alta Competência
Em composições normais, os tubos de perfuração são conectados 
logo acima dos Heavy Weight até a superfície, ligados diretamente 
ao Kelly ou Top Drive. 
Temos como principais pontos da sua especificação:
Diâmetro nominal Diâmetro externo do corpo do tubo (OD)
Peso nominal Valor do peso do tubo liso mais Tool Joint
Grau do aço Determina as tensões de escoamento e ruptura do material
Tool Joint
Reforço Interno (internal upset) 
Reforço Externo (external upset)
Comprimento Faixa de comprimento dos tubos Ranges I, II, III
Características especiais Proteção contra H2S.
Os tubos são fabricados com aço de grau E, X95, G135 e S135 utilizados 
de acordo com os esforços a que serão submetidos. Suas características 
principais como dimensões e resistências estão descritas na Norma 
API (American Petroleum Institute) SPEC5A e RP7G [7]. Os padrões 
API determinam propriedades físicas do aço, método de fabricação, 
espessura da parede, diâmetro interno e externo, comprimento e 
peso do tubo.
a) Tipos de aço
GRAU
ESCOAMENTO (PSI)
MÍNIMO
E 75.000
X 95 95.000
G 105 105.000
S 135 135.000
Capítulo 2. Coluna de perfuração
31
Quanto ao comprimento nominal a Norma API 5 A estabelece três 
ranges (faixas) de variações do comprimento dos tubos:
•	RANGE 1 – 18 A 22 pés (20); 
•	RANGE 2 – 27 A 32 pés (30);
•	RANGE 3 – 38 A 45 pés (40).
ATENÇÃO
Normalmente, utiliza-se nas sondas Petrobras tubos 
de range II.
Conforme a utilização dos tubos, estes vão se desgastando, tendo 
sua espessura de parede diminuída, devendo ser inspecionados 
e classificados de acordo com a faixa apropriada, conforme as 
recomendações do API (American Petroleum Institute) SPEC5A e 
RP7G [7]. Em virtude do desgaste sofrido durante a utilização dos 
tubos, os valores de resistência à tração, compressão pressão interna 
etc. são diretamente afetados e o tubo é classificado conforme os 
resultados da inspeção. 
O tubo de perfuração é considerado novo apenas no momento da 
compra, assim que este tubo é descido no poço ele já passa à condição 
de premium.
Em plataformas marítimas e sondas terrestres de grande porte, é 
comum a utilização de tubos de perfuração classe Premium. Já em 
sondas terrestres de menor porte, podem ser utilizados tubos classe 
1 ou mesmo classe 2.
Os tubos com desgaste acima de 40% (Classe 3) de-
vem ser descartados.
IMPORTANTE!
32
Alta Competência
A coluna de tubos de perfuração deve trabalhar sempre sob efeito 
de tração, exceto em casos especiais como perfuração de poços 
horizontais. Na composição de uma coluna, os tubos são posicionados 
acima dos Heavy Weight e são os componentes mais frágeis da coluna. 
Deve-se sempre estar atento ao esforço de tração máxima que 
será aplicado aos mesmos, lembrando-se sempre que o tubo mais 
solicitado à tração será o mais próximo à superfície. 
Para se dimensionar uma coluna de perfuração e consequentemente 
os tubos a serem utilizados bem como a máxima profundidade a ser 
alcançada com os mesmos, será necessário saber:
• Profundidade máxima prevista para a coluna;
• Diâmetro da fase;
• Peso de lama utilizado;
• Fatores de segurança;
• Peso sobre broca máximo.
Com estes dados podemos definir os esforços que serão solicitados e 
dimensionar a coluna de perfuração. No caso dos tubos de perfuração 
podemos determinar sua resistência à tração da seguinte maneira.
Resistência à tração:
Rt = A x Ym
A = área de seção transversal
Ym = limite de escoamento (usamos valores tabelados para cada grau 
de aço)
Capítulo 2. Coluna de perfuração
33
Exemplo:
Calcule a resistência à tração de um tubo de perfuração (novo) de 
diâmetro externo 4 ½”, diâmetro interno 3,826”, X-95, 16,6 #/pé:
Área de seção transversal
Rt = Ym x A
Rt = 4,4074 x 95000 = 418707 #
Lembrar que a tubulação, assim que entra em trabalho, será 
considerada como Premium e devemos respeitar a redução de 
capacidade de tração indicada por tabela para cada valor de redução 
de espessura de parede.
Calcule a máxima profundidade que pode ser atingida com a 
tubulação acima, considerando os seguintes dados:
Comprimento do BHA 250 metros
Peso do BHA imerso – 45.000 #
Peso de fluido utilizado 9,8 #/gal
Over pull a ser considerado de 12.0000 #
Rt tubo novo = 418.707 #
Rt tubo Premium = 418.707 * 0,8 = 334.966 #
Rt considerando 10% de margem de segurança = 334.966 * 0,9 = 
301.469 #
34
Alta Competência
Fator de flutuação = 1 – (9,8 / 65,4 0) = 0,850
Peso do tubo imerso = 16,6 * 0,850 = 14,11 #/pé
301.469 – 45.000 – 120.000 = 136.469 #
136469 / 14,11 = 9672 pés = 2.948 metros de tubos
Profundidade máxima = 2.948 + 250 = 3.198 metros.
b) Redução da espessura
Classe Redução Código faixa/ cor
Novo 0% 1 branca
Premium 20% 2 branca
Classe 1 30% 1 amarela
Classe 2 40% 1 laranja
Rejeitado > 40% 1 vermelha
As resistências ao colapso, à pressão interna, à tração e à torção 
variam de acordo com o estado do tubo.
A identificação do grau dos tubos de perfuração é feita segundo a 
Norma API RP 7G – 15ª edição, e janeiro de 1995, conforme indicado 
a seguir:
• Tubo de perfuração Grau E-75 – O Tool Joint (não tem nenhum 
groove);
• Tubo de perfuração Grau X-95 – O Tool Joint tem um groove 
(ranhuras);
• Tubo de perfuração Grau G-105 – O Tool Joint tem dois grooves;
• Tubo de perfuração Grau S-135 – O Tool Joint tem três grooves.
Capítulo 2. Coluna de perfuração
35
Tool Joint é a extremidade do tubo onde se encontra 
a rosca (conexão).
IMPORTANTE!
Podemos encontrar também tubos identificados conforme a antiga 
NORMA API RP 7G e ISO 10407 – 1993, como os indicados adiante:
• Tubo de perfuração grau E-75 - O Tool Joint não tem nenhum 
groove;
• Tubo de perfuração grau X-95; G-105; S-135 e o Tool Joint têm 
somente um groove e um recesso (janela) onde estão marcados 
o código do grau dotubo e o código do peso nominal.
ATENÇÃO
O comprador ainda tem a opção de solicitar que os 
tubos venham identificados através da norma nova 
ou antiga.
A seguir é apresentada a tabela de código de peso nominal.
DIÂMETRO LB/ PÉ CÓDIGO
4 ½” OD
13,75
16,60
20,00
1
2
3
5” OD
16,25
19,50
25,60
1
2
3
Tabela retirada da IS procedimento para identificação visual dos tubos de perfuração, 
segundo a Norma API RP 7g (RAMIRES, Roberto).
36
Alta Competência
No pino, na área de alívio de tensão encontramos a identificação dos 
dados de fabricação dos tubos de perfuração, segundo a Norma API 
7G. Estes dados são puncionados.
Exemplo:
• Símbolo do fabricante do Tool Joint – ZZ (zz é um símbolo fictício);
• Dígito do mês da solda do Tool Joint – 6 (mês de junho);
• Dois dígitos do ano da solda do Tool Joint – 70 (1970);
• Símbolo do fabricante do tubo de perfuração – N (US Steel 
Company);
• Grau do tubo de perfuração – E (Grau E75).
ZZ 6 70 N E
GRAU X95
 
GROOVE
Tubo de perfuração
As uniões dos tubos de perfuração são dotadas de apoios na parte da 
caixa para receber elevadores de tubo de perfuração que podem ter 
ângulo de 18 ou 90 graus. Ultimamente é bastante rara a utilização 
de tubos com ângulo de 90 graus. Na parte do pino existe um ângulo 
de 35° para ambos os tipos. Os processos de fixação da união cônica 
no tubo são as seguintes:
Capítulo 2. Coluna de perfuração
37
• Conexões enroscáveis de dupla vedação;
•	Flashwelding – soldagem com pré-aquecimento;
•	Inertialweldind – soldagem a frio.
Devido às constantes quebras que ocorriam na zona de abertura 
das roscas dos tubos de perfuração, com consequente operação 
de pescaria, a indústria desenvolveu o reforço interno aplicado no 
tubo de perfuração resultando nos chamados tubos Internal Upset, 
conforme figura a seguir. Apesar de essa ter sido uma grande 
melhoria, limitava as profundidades alcançadas devido a pouca 
resistência que apresentavam.
FLASHWELDED
EXTERNAL UPSET
Reforço interno
O reforço promove maior espessura da parede, nos pontos onde 
as roscas são torneadas; continua por alguma extensão, depois vai 
gradativamente sendo reduzida até alcançar a espessura normal do 
tubo. Apesar de o reforço ter resolvido o ajuste quanto à ruptura, 
ele apresenta uma desvantagem devido às limitações dos programas 
hidráulicos que eram desenvolvidos. O problema foi resolvido com 
a fabricação de tubos com reforço externos, chamados EXTERNAL 
UPSET, que além de resolver o problema da resistência à ruptura não 
diminui a passagem do fluxo.
FLASHWELDED
EXTERNAL UPSET
Reforço externo
38
Alta Competência
ATENÇÃO
As roscas das uniões dos tubos são padronizadas pela 
API levando em conta o número de fios por polegada, 
a conicidade (em porcentagem) e o perfil da rosca.
A partir de 1968, a API recomenda uma nova maneira 
de se especificar as conexões conhecida como NC 
(Number Conexion).
As roscas não promovem vedação, como no caso dos tubos de 
revestimento e de produção. A vedação acontece nos espelhos da 
caixa e do pino. Desta maneira, o adequado aperto nas conexões é 
fundamental, pois um aperto insuficiente pode provocar passagem 
de fluido. Por outro lado, um aperto excessivo pode deformar a rosca 
fragilizando a conexão. A API recomenda o aperto correto para cada 
tipo de conexão.
c) Listas de roscas intercambiáveis
NC26
2 3/8" IF
2 7/8" SH
NC31
2 7/8" IF
3 1/2" SH
NC38
3 1/2" IF
4 1/2" SH
NC40
4" FH
4 1/2" DLS
NC46
4" IF
4 1/2" XH
NC50
4 1/2" IF
5" XH
5 1/2" DSL
Capítulo 2. Coluna de perfuração
39
d) Dimensões das conexões de tubos de perfuração (Tool Joint)
CONEXÃO
TUBO DE PERFURAÇÃO CONEXÃO (tool joint)
D.E. (pol) RESSALTO PESO (ib/pé) D.E. (pol) D.I. (pol)
TIPO REGULAR (RE3)
2 7/8 REG
3 1/2 REG
4 1/2 REG
4 1/2 REG
5 1/2 REG
2 7/8
3 1/2
4 1/2
4 1/2
5 1/2 
IU
IU
IU
I E U
I E U
10,40
13,30
16,60
20,00
21,90
3 3/4
4 1/4
5 1/2
5 1/2
6 3/4
1 1/4
1 1/2
2 1/4
2 1/4
2 3/4
TIPO “FULL HOLE” (FH)
3 1/2 FH
3 1/2 FH
4 FH
4 1/2 FH
4 1/2 FH
5 1/2 FH
5 1/2 FH
3 1/2
3 1/2
4
4 1/2
4 1/2
5 1/2
5 1/2
IU
IU
IU
IU
I E U
I E U
I E U
13,30
15,50
14,00
16,60
20,00
21,90
24,70
4 5/6
4 5/6
5 1/4
5 3/4
5 3/4
7
7
2 7/16
2 7/16
2 13/16
3
3
4
4
TIPO “INTERNAL FLUSH” (IF)
2 3/8 IF
2 7/8 IF
3 1/2 IF
3 1/2 IF
3 1/2 IF
4 IF
4 1/2 IF
4 1/2 IF
4 1/2 IF
2 3/8
2 7/8
3 1/2
3 1/2
4
4 1/2
4 1/2
5
5
EU
EU
EU
EU
EU
EU
EU
I E U
I E U
6,65
10,40
13,30
15,50
14,00
16,60
16,60
19,50
19,50
3 3/6
4 1/6
4 3/4
5
5 3/4
STD 6 1/8
OPT 6 1/4
STD 6 3/8
OPT 6 1/2
1 3/4
2 1/6
2 11/16
2 11/16
3 1/4
3 3/4
3 3/4
3 3/4
3 1/2
Fonte - Petroguia/ Petrobras
40
Alta Competência
TORQUE RECOMENDADO NAS CONEXÕES DE TUBOS DE PERFURAÇÃO
Fonte - Petroguia/ Petrobras
D.E. (pol) TIPO DE CONEXÃO
DIÂMETRO TORQUE 
RECOMENDADO 
(Ibxpê)CAIXA D.E. (pol) PINO D.I. (pol)
2 3/8 API-IF 3 3/8 1 3/4 3.500
2 7/8
API-F 4 1/8 2 1/8 5.900
HUGHES-XH 4 1/4 1 7/8 6.700
3 1/2 API-IF 4 3/4 2 11/16 8.700
4
API-FH 5 1/4 2 13/16 11.800
API-IF 6 3 1/4 16.900
API-FH 6 3 17.400
4 1/2
API-XH 6 1/4 3 19.800
API-IF 6 3/4 3 3/4 18.900
5
API-XH 6 3/8 3 3/4 18.900
API-FH 7 3 1/2 31.500
5 1/2 API-FH 7 4 28.000
Tubo de perfuração novo - dimensões e características mecânicas
D.E. 
(pol)
P.N. 
(lb/pé)
Parede 
(pol)
D.I. 
(pol)
Resistência torsional, ft. lb 
(Escoamento)
Resistência à tração, lbs 
(Escoamento)
Colapso, psi. Pressão interna, psi.
E-75 X-95 G-105 S-135 E-75 X-95 G-105 S-135 E-75 X-95 G-105 S-135 E-75 X-95 G-105 S-135
2 3/8 4.85
6.65
0,1900
0,2800
1,995
1,815
4760
6250
6030
7920
6670
8750
8570
11250
97820
138210
123900
175070
136940
193500
176070
248790
11040
15600
13980
19760
15460
21840
19040
28080
10500
15470
13300
19600
14700
21660
18900
27850
2 7/8 6.85
10.40
0,2170
0,3520
2,441
2,151
8080
11550
10240
14640
11320
16180
14550
20800
135900
214340
172140
271500
190260
300080
244620
385820
10470
16510
12940
20910
10020
23110
17030
29720
9910
16530
12550
20930
13870
23140
17830
29750
3 1/2 9.50
13.30
15.50
0,2540
0,3680
0,4490
2,992
2,764
2,602
14150
18550
21090
17920
23500
26710
19810
25970
29520
25460
33390
37950
194260
271570
322780
346070
343990
408850
271970
380200
451890
349680
488830
581000
10000
14110
16770
12080
17880
21250
13060
19760
23480
15750
25400
30190
9530
13800
16840
12070
17480
21330
13340
19320
23540
17150
24840
30310
4 11.85
14.00
15.70
0,2620
0,3300
0,3800
3,476
3,340
3,240
19470
23290
25810
24670
29500
32690
27260
32600
36130
35050
41920
46460
230760
285360
324120
292290
361450
410550
323060
399500
453770
415360
513650
583410
8380
11350
12900
9980
14380
16340
10710
15900
18060
12620
20140
23210
8600
10830
12470
10890
13720
15790
12040
15160
17460
15470
19490
22440
4 1/2 13.75
16.60
20.00
22.82
0,2710
0,3370
0,4300
0,5000
3,958
3,826
3,640
3,500
25910
30810
36900
40910
32820
39020
46740
51820
36270
43130
51660
57280
46630
55450
66420
73640
270030
330560
412360
471240
342040
418710
522320
596900
378050
462780
577300
659740
485060
595000
742240
948230
7170
10390
12960
14820
8410
12770
16420
18770
8960
13830
18150
20740
10280
16770
23340
26670
7900
9830
12540
14580
10010
12450
15890
18470
11070
13760
17560
20420
1423017690
22580
26250
5 16.25
19.50
25.60
0,2960
0,3620
0,5000
4,408
4,276
4,000
35040
41170
52260
44390
52140
66190
49060
57630
73160
63080
74100
94060
328070
395600
530140
415560
501090
671520
459300
553830
742200
590530
712070
654260
6940
9960
13500
8110
12030
17100
8620
13000
18900
9830
15670
24300
7770
9500
13130
9840
12040
16630
10880
13300
18380
13990
17110
23530
5 1/2 19.20
21.90
24.70
0,3040
0,3610
0,4150
4,892
4,778
4,670
44070
50710
56570
55830
64230
71660
61700
70990
79200
79330
91280
101830
372180
437120
497220
471430
553680
629810
521050
611960
696110
669930
786810
895000
6040
8410
104460
6940
10020
12930
7310
10750
14010
8090
12680
17020
7260
8620
9900
9190
10910
12540
10160
12060
13870
13060
15510
17830
6 5/8 25.20
27.20
0,3295
0,3620
5,966
5,901
70580
76300
89400
96640
98810
1E+05
127040
137330
489460
534200
619990
676650
685250
747880
881040
961560
4790 5320 5500 6040 6540 8290 9150 1770
TUBO DE PERFURAÇÃO NOVO – DIMENSÕES E CARACTERÍSTICAS MECÂNICAS
Fonte - Petroguia/ Petrobras
Capítulo 2. Coluna de perfuração
41
Tubo de perfuração usado (premium) – dimensões e características 
mecânicas
D.E. 
(pol)
P.N. 
(lb/pé)
Parede 
(pol)
D.I. 
(pol)
Resistência torsional, ft. lb 
(Escoamento)
Resistência à tração, lbs 
(Escoamento)
Colapso, psi. Pressão interna, psi.
E-75 X-95 G-105 S-135 E-75 X-95 G-105 S-135 E-75 X-95 G-105 S-135 E-75 X-95 G-105 S-135
2 3/8 4.85
6.65
0,1900
0,2800
1,995
1,815
3730
4810
4720
6090
5220
6740
6710
8660
76890
107620
97400
136310
107650
150660
138410
193710
8520
13380
10160
16950
10910
19730
12890
24080
9600
14150
12160
17920
13440
19610
17280
25470
2 7/8 6.85
10.40
0,2170
0,3520
2,441
2,151
6330
8860
8020
11220
8870
12400
11400
15958
106950
166540
135470
210950
149730
233150
192500
299760
7640
14220
9020
18020
9630
19910
11190
25600
9050
15110
11470
19140
12680
21150
16300
27200
3 1/2 9.50
13.30
15.50
0,2540
0,3680
0,4490
2,992
2,764
2,602
11090
14360
16150
14050
18190
20450
15530
20110
22610
19970
25850
29060
152980
212150
250620
193770
258720
317450
214170
297010
350870
275360
381870
451120
7070
12020
14470
8280
15220
18330
8810
16820
20260
10090
21630
26050
8710
12620
15390
11030
15960
19500
12190
17660
21550
15680
22710
27710
4 11.85
14.00
15.70
0,2620
0,3300
0,3800
3,476
3,340
3,240
15310
18200
20070
19390
23050
25420
21430
25470
28090
27560
32750
36120
182020
224180
253850
230550
283960
321540
254820
313850
355390
327630
403530
456930
5700
9010
10910
6510
10800
13830
6830
11620
15190
7450
13840
18590
7860
9900
11400
9960
12540
14440
11000
13860
15950
14150
17820
20520
4 1/2 13.75
16.60
20.00
22.82
0,2710
0,3370
0,4300
0,5000
3,958
3,826
3,640
3,500
20400
24140
28680
31560
25840
30580
36330
40010
28560
33800
40160
44220
36730
43450
51630
56850
213260
260170
322920
367570
270130
329540
409030
465580
298560
364230
452080
514590
383860
468300
581250
661620
4690
7530
10980
12660
5190
8870
13900
16030
5350
9470
15350
17120
5910
10960
18810
22780
7230
8990
11470
13330
9150
11380
14520
16890
10120
12580
16050
18670
13010
16180
20640
24000
5 16.25
19.50
25.60
0,2960
0,3620
0,5000
4,408
4,276
4,000
27610
32290
40540
34970
40900
51360
38650
45200
55760
49690
58110
72980
259160
311540
414690
328260
394610
525270
362820
436150
580570
466480
560760
746440
4490
7040
11460
4940
8240
14510
5070
8770
16040
5660
10030
20510
7100
8690
12000
9000
11010
15200
9950
12160
16800
12790
15840
21600
5 1/2 19.20
21.90
24.70
0,3040
0,3610
0,4150
4,892
4,778
4,670
34760
39860
44320
44040
50490
56140
48670
55810
62050
62580
71750
79780
294260
344780
391290
372730
436720
495630
411970
482690
547800
529670
620600
704310
3740
5730
7640
4130
6540
9010
4340
6870
9630
4710
7500
11180
6630
7880
9050
8400
9980
11470
9290
11030
12380
11940
14180
16300
6 5/8 25.20
27.20
0,3295
0,3620
5,966
5,901
55770
60190
70640
76240
78070
84270
100380
108340
387470
422420
490790
535060
542450
591390
697440
760350
2930 3250 3350 3430 5980 7570 8370 10760
TUBO DE PERFURAÇÃO USADO (PREMIUM) DIMENSÕES E CARACTERÍSTICAS MECÂNICAS
Fonte - Petroguia/ Petrobras
Tubo de perfuração classe 2 (usado) – dimensões e características 
mecânicas
D.E. 
(pol)
P.N. 
(lb/pé)
Parede 
(pol)
D.I. 
(pol)
Resistência torsional, ft. lb 
(Escoamento)
Resistência à tração, lbs 
(Escoamento) Colapso, psi.
Pressão interna, psi.
E-75 X-95 G-105 S-135 E-75 X-95 G-105 S-135 E-75 X-95 G-105 S-135 E-75 X-95 G-105 S-135
2 3/8 4.85
6.65
0,1900
0,2800
1,995
1,815
3220
4130
4080
5230
4510
5780
5800
7430
66690
92870
84470
117640
93360
130020
120040
167170
6850
12140
8000
15360
8490
16990
9660
21850
8400
12380
10540
15680
11760
17330
15120
22280
2 7/8 6.85
10.40
0,2170
0,3520
2,441
2,151
5480
7590
6950
9620
7680
10630
9870
13660
92800
143560
117550
181840
129920
200980
167040
258400
6060
12940
6960
16390
7340
18110
8120
23290
7930
13220
10040
16750
11100
18510
14270
23800
3 1/2 9.50
13.30
15.50
0,2540
0,3680
0,4490
2,992
2,764
2,602
9610
12370
13830
12180
15660
17520
13460
17310
19360
17300
22260
24890
132790
183400
215970
168200
232300
273560
185910
256760
302350
239030
330120
388740
5540
10860
13170
6300
13750
16690
6600
15040
18440
7140
18400
23710
7620
11040
13470
9550
13980
17060
10670
15460
18860
13720
19870
24250
4 11.85
14.00
15.70
0,2620
0,3300
0,3800
3,476
3,340
3,240
13280
15740
17320
16820
19940
21930
18590
22030
24240
23910
28330
31170
158130
194360
219740
200300
245190
278340
221390
272110
307630
284540
349850
395530
4310
7300
9530
4700
8570
11470
4880
9130
12370
5440
10520
14840
6880
8660
9980
8710
10970
12640
9630
12130
13970
12380
15590
17950
4 1/2 13.75
16.60
20.00
22.82
0,2710
0,3370
0,4300
0,5000
3,958
3,826
3,640
3,500
17720
20910
24750
27150
22440
26460
31350
34400
24800
29270
34650
38030
31890
37630
44540
46890
185390
225770
279500
317500
234830
285980
354040
402160
259550
316080
391300
444500
333700
406390
503100
571500
3400
5950
9630
11460
3650
6830
11600
14510
4020
7190
12520
16040
4290
7920
15030
20510
6320
7860
10030
11670
8010
9960
12710
14760
8850
11010
14050
16330
11380
14150
18060
21000
5 16.25
19.50
25.60
0,2960
0,3620
0,5000
4,408
4,276
4,000
23970
27980
34950
30370
35440
44270
33550
39170
48930
43150
50360
62910
225320
270430
358730
285400
342550
454390
315440
378610
502220
405570
486780
645720
3080
5510
10340
3700
6260
12640
3850
6550
13690
4070
7060
16590
6220
7600
10500
7870
9630
13300
8700
10640
14700
11190
13680
18900
5 1/2 19.20
21.90
24.70
0,3040
0,3610
0,4150
4,892
4,778
4,670
3021034580
38380
38260
43800
48620
42290
48410
53740
54370
62250
69090
255950
299530
339530
324210
379410
430080
358340
419350
475350
460720
539160
611160
2840
4330
6050
3130
4730
6960
3220
4900
7330
3270
5470
8120
5800
6890
7920
7350
8730
10040
8130
9650
11090
10450
12410
14260
6 5/8 25.20
27.20
0,3295 5,966 48500
52310
61430
66260
67900
73230
87300
94150
337240
367450
427170
465440
472130
514440
607030
661420
2230 2340 2350 2350 5230 6630 7320 9410
TUBO DE PERFURAÇÃO CLASSE 2 (USADO) DIMENSÕES E CARACTERÍSTICAS MECÂNICAS
Fonte - Petroguia/ Petrobras
ATENÇÃO
É importante prestar atenção à altura máxima em que 
o Tool Joint pode ficar em relação à mesa rotativa 
durante as conexões, a fim de evitar empenamento 
dos tubos quando houver quebra ou aperto. Tubos 
empenados podem causar problemas durante a 
perfuração.
42
Alta Competência
Tubos pesados (Heavy Weight - HW)
Os tubos pesados (ou HW) são elementos de peso intermediário 
utilizados, normalmente, entre os tubos de perfuração e os comandos. 
Têm como função principal permitir uma transição mais suave de 
rigidez entre os comandos e os tubos de perfuração, além de transmitir 
o torque e permitir a passagem do fluido. Bastante utilizados em 
poços direcionais, podem compor a coluna como elemento auxiliar no 
fornecimento de peso sobre a broca, substituindo alguns comandos.
Com a utilização de HW, diminuímos a quebra de tubos nas zonas de 
transição de comando para tubos de perfuração, e é possível ainda 
aumentar a eficiência e a capacidade de sondas de pequeno porte, 
por apresentarem maior facilidade de manuseio do que os comandos.
Os tubos pesados são bastante utilizados nos poços direcionais por 
diminuir o torque e o arraste (drag) graças à sua área reduzida de 
contato com as paredes do poço. Outra vantagem do uso desse tipo 
de tubo é a diminuição do tempo de manobra.
Geralmente faz-se uso de 5 a 7 seções de HW na zona de transição.
Observe que na especificação dos HW é descrito o diâmetro nominal, 
o comprimento nominal e a aplicação de material duro.
Conforme o diâmetro nominal os HW variam de 3 1/2" a 5”. Na coluna 
normalmente são utilizados HW com o diâmetro igual aos do tubo de 
perfuração. São fabricados no range II e III, e podem ter aplicação de 
carbureto de tungstênio nos Tool Joints ou no reforço intermediário.
Como não há normalização para o desgaste do HW, a resistência dos 
tubos usados deve ser avaliada pelo próprio usuário.
As tabelas a seguir serão úteis para consulta para determinar os 
procedimentos corretos, conforme as relações apresentadas entre os 
valores.
Capítulo 2. Coluna de perfuração
43
DIMENSÕES E RESISTÊNCIAS DOS TUBOS PESADOS (HEAVY WEIGHT)
Fonte - Petroguia/ Petrobras
TAMANHO 
NOMINAL
DIMENSÕES NOMINAIS DO TUBO
REFORÇO 
CENTRAL 
(pol)
REFORÇO 
DO 
ELEVADOR 
(pol)
PROPRIEDADES 
MECÂNICAS DA SEÇÃO 
DO TUBO
DIÂMETRO 
INTERNO 
(pol)
ESPESSURA 
DA PAREDE 
(pol)
ÁREA 
(pol)
TRAÇÃO 
(lb)
TORÇÃO 
(lbxpe)
3 1/2 2 1/16 0,719 6,280 4 3 5/8 345.000 19.575
4 2 9/16 0,719 7,410 4 1/2 4 1/8 407.550 27.635
4 1/2 2 3/4 0,815 9,965 5 4 5/8 548.075 40.715
5 3 1,000 12,565 5 1/2 5 1/8 691.185 56.495
2.2.2. Comandos (Drill Collar)
Os comandos são ligas de aço cromo molibdênio forjados e usinados 
no diâmetro externo, sendo o diâmetro interno perfurado a trépano. 
São fabricados no range de 30 a 32 pés, podendo em casos especiais 
ter de 42 a 43,5 pés de comprimento.
Os comandos são usados preferencialmente para fornecer peso 
sobre a broca. Transmitem o torque e a rotação à broca, bem como 
permitem a passagem de fluidos.
Se fosse o caso de conectar-se a broca diretamente aos tubos de 
perfuração, o peso sobre a broca teria que ser fornecido diretamente 
pelos próprios tubos. Isto causaria flambagem e acarretaria desvio no 
poço e ruptura da coluna, durante a utilização de rotação, uma vez 
que os mesmos são extremamente flexíveis.
Todo elemento que está parcialmente sujeito à compressão apresenta 
duas partes onde há esforços distintos de tração e compressão. Há 
também um ponto que não está sujeito a nenhum esforço de tração 
ou compressão. Este ponto é denominado linha neutra.
44
Alta Competência
Durante a utilização da coluna de perfuração em um poço, quando 
aplicamos peso sobre a broca, teremos uma zona de tração e uma 
de compressão. Como os tubos de perfuração por razões óbvias não 
devem trabalhar sob compressão – exceto em casos especiais – a parte 
que trabalhará comprimida será a coluna de comandos, fazendo 
deste modo com que a linha neutra situe-se em alguma região da 
própria coluna, dividindo a zona sob tração da zona de compressão. 
Veremos algumas situações possíveis. Observe a ilustração a seguir.
(+)
(+)
(+)
(+)
(-)
(-)
(-)
Convenções
(+) Tração
(-) Compressão
4º Caso
3º Caso
2º Caso
1º Caso
Coluna de perfuração
Vejamos os exemplos de situações possíveis.
1- Quando a linha neutra tangencia os dentes da broca
A coluna está totalmente sujeita à tração, e a linha neutra tangencia 
os dentes da broca. Todo o peso da coluna de perfuração está 
sustentada pelo gancho/catarina.
Capítulo 2. Coluna de perfuração
45
2 - Quando 10% do peso dos comandos estão aplicados sobre a broca
Caso se tenha apenas um tipo de comando, os 10% serão diretamente 
proporcionais ao comprimento dos comandos. Em caso de haver 
comandos diferentes, deve-se determinar a posição da linha neutra.
3 - Quando temos sobre a broca 50% do peso dos comandos
Na figura, corresponde a 50% do comprimento dos comandos. Caso 
tenhamos dois tipos de comandos ou mais isto não seria verdadeiro. 
4 - Quando temos a aplicação de peso sobre a broca superior ao peso 
disponível dos comandos
A linha neutra estará passando nos tubos. Isto causará problemas 
à coluna de tubos, pois uma parte trabalhará sob tração e outra, 
comprimida.
Acompanhe o exemplo de determinação do posicionamento da 
linha neutra. 
Um poço estava a 2.300 m, sendo perfurado com a seguinte 
composição de coluna:
• BR, 6 DC 73/4”, RED, 12 DC 63/4”, 15 HW, DP’S 5”
• Peso da lama: 9,8 lb/ gal
• DC – 7 3/4”: ID-3”
• DC – 6 3/4" : ID – 2 13/16 
• HW – 5”: 49,3 lb/pé
• DP – 5” : 19,5 lb/pé
• Cada seção: 90 pés
46
Alta Competência
A que distancia está passando a linha neutra, quando utilizamos 80% 
do peso dos comandos sobre a broca?
Determinação do peso total dos comandos imersos:
Fator de flutuação = 1 – Peso fluido/ 65,32
= 1 – 9,8/65,3 = 0,849
7 ¾ - 6 x 30 x 136 = 24.480 lb
6 ¾ -12 x 30 x 101 = 36.360 lb
Total = 60.840 lb
P.S.B = 0,80 X 0,849 X 60.840 lb
P.S.B = 41.322 lb
- DCs 7 ¾ - Sobre a broca:
24.480 x 0,849 = 20.783 lb
- DCs 6 ¾ - Sobre a broca:
41.322 – 20.783 = 20.539 lb
Peso dos DCs 6 ¾ imersos;
36.360 x 0,849 = 30.869,64 lb
Comprimento de DC de 6 ¾” correspondente a 20.539 lb
30.869,64 lb – 360 pés
20.539 - x 
X = 239,52 pés
L.N. – (180+239,52) pés da broca
419,52 pés da broca, ou seja, 127,86 m.
Capítulo 2. Coluna de perfuração
47
Para que possam fornecer peso sobre a broca, os 
comandos são fabricados com tubos de parede espessa. 
As roscas são usinadas no próprio tubo e protegidas 
por uma camada fosfatada na superfície. Ao contrário 
dos tubos, as conexões são a parte mais frágil dos 
comandos.
VOCÊ SABIA??
Segue a tabela com os diâmetros de comandos e as roscas mais 
utilizadas atualmente na Petrobras.
Diâmetro Rosca
9 ½” 7 5/8”RG
7 ¾” 6 5/8”RG
6 ¾” 4 ½”IF
6 ½” 4 ½”IF
Os comandos podem ser fabricados com perfil liso ou espiralado. 
O perfil espiralado tem uma redução de até 4% no seu peso e é o 
mais escolhido por ter sua área de contatocom as paredes do poço 
reduzidas, diminuindo com isso o risco de prisão diferencial. É raro, mas 
podemos encontrar comandos quadrados, especialmente utilizados 
em áreas de grande histórico de prisão diferencial, no entanto, há 
grande dificuldade com ferramentas de manuseio e pescaria.
Atualmente é comum encontrarmos comandos com rebaixamento na 
área de aplicação das cunhas, isto evita o uso de colar de segurança 
que representa ganho de tempo nas conexões. Também há casos 
de existir pescoço para adaptar elevadores, com ganho de tempo 
nas manobras. No entanto, poucos operadores fazem uso destes 
elevadores em virtude do histórico da queda de comandos devido ao 
desgaste no diâmetro externo dos mesmos.
Quando utilizados em conjunto com estabilizadores, os comandos 
têm a função também de agir no controle da inclinação do poço.
48
Alta Competência
Especificamos esses comandos em função do diâmetro externo, do 
diâmetro interno, do tipo de conexão e das características especiais.
Como características especiais dos comandos, temos: se é espiralado, 
se tem rebaixamento para a cunha, se tem pescoço para o elevador, 
se tem algum tratamento especial etc.
Em perfuração direcional utiliza-se muito um comando especial 
desmagnetizado, chamado K-Monel que possui todas as características 
dos outros comandos. Entretanto, por ser desmagnetizado, permite 
a utilização em seu interior de equipamentos para registro de fotos.
Segue a tabela que apresenta o peso dos comandos expressos em 
lb/pé importantes para auxiliar na determinação da quantidade de 
comandos a serem usados.
PESO DOS COMANDOS (lb/pé)
D.E. 
(pol)
DIÂMETRO INTERNO (pol)
1 1/2 1 3/4 2 2 1/4 2 1/2 2 13/16 3 3 1/4 3 1/2 3 3/4 4
3 3/8 24,4 22,2
3 1/2 26,7 24,5
3 3/4 31,5 29,3
3 7/8 34,0 31,9 29,4 26,5
4 36,7 34,5 32,0 29,2
4 1/8 39,4 37,2 34,7 31,9
4 1/4 42,2 40,0 37,5 34,7
4 1/2 48,0 45,8 43,3 40,5
4 3/4 54,2 52,0 49,5 46,7 43,5
5 60,1 58,5 55,9 53,1 49,9
5 1/4 67,5 65,3 62,8 59,9 56,8 53,3
5 1/2 74,7 72,5 69,9 67,2 63,9 60,5 56,7
5 3/4 82,1 79,9 77,5 74,6 71,5 67,9 64,1
6 89,9 87,8 85,3 82,5 79,3 75,8 71,9 67,8 63,3
6 1/4 98,1 95,9 93,5 90,6 87,5 83,9 80,1 75,9 71,5
6 1/2 106,6 104,5 101,9 99,1 95,9 92,5 88,6 84,5 79,9
6 3/4 115,5 113,3 110,8 107,9 104,8 101,3 97,5 93,3 88,8
7 124,6 122,5 119,9 117,1 113,9 110,5 106,6 102,5 97,9 93,1 87,9
Fonte: Petroguia – Petrobras
Capítulo 2. Coluna de perfuração
49
PESO DOS COMANDOS (lb/pé)
D.E. 
(pol)
DIÂMETRO INTERNO (pol)
1 1/2 1 3/4 2 2 1/4 2 1/2 2 13/16 3 3 1/4 3 1/2 3 3/4 4
7 1/4 134,1 131,9 129,5 126,6 123,5 119,9 116,1 111,9 107,5 102,6 97,5
7 1/2 143,9 141,7 139,3 136,5 133,3 129,8 125,9 121,8 117,3 112,5 107,3
7 3/4 154,1 151,9 149,5 146,6 143,5 139,9 136,1 131,9 127,5 122,6 117,5
8 164,6 162,5 159,9 157,1 153,9 150,5 146,6 142,5 137,9 133,1 127,9
8 1/4 175,4 173,3 170,8 167,9 164,8 161,3 157,5 153,3 148,8 143,9 138,9
8 1/2 186,6 184,4 181,9 179,1 175,9 168,6 172,5 164,5 159,9 155,1 149,9
8 3/4 198,1 195,9 193,9 190,6 187,4 183,9 180,1 175,9 171,4 166,6 161,5
9 207,8 205,3 202,4 199,3 195,8 191,9 187,8 183,3 178,5 173,3
9 1/2 232,4 229,9 227,1 223,9 220,4 216,6 212,4 207,9 203,1 197,9
10 255,9 253,1 249,9 246,4 242,6 238,4 233,9 229,1 223,9
Fonte: Petroguia – Petrobras
A seguir nova tabela com os valores recomendados do torque para 
os comandos de perfuração. Esses valores devem ser observados para 
que seja efetuado o aperto correto nas conexões dos comandos.
TORQUE RECOMENDADO NOS COMANDOS DE PERFURAÇÃO
Tamanho 
e tipo de 
Conexão
D.E. 
(POL)
TORQUE DE APERTO RECOMENDADO (libra x pé)
1 1/4 1 1/2 1 3/4 2 2 1/4 2 13/16 3 3 1/4
API NC 23 3 1/8 3.300+
2 3/8 IF
3 1/2 4.600+
3 3/4 3.700
API NC 26 3 1/2 4.600+
API NC 31
4 1/8 6.800
4 1/2 6.800
2 7/8 IF 4 1/8 6.800
API NC 35 4 3/4 10.800
3 1/2 IF 4 3/4 9.900+ 9.900+
3 1/2 XH 4 3/4 10.000
API NC 38
4 3/4 9.900+ 9.900+
5 8.300
4 1/2 XH
6 22.200
6 1/4 22.200 20.200
6 1/2 29.500+
6 3/4 36.000+ 35.500+
Fonte: Petroguia – Petrobras
50
Alta Competência
TORQUE RECOMENDADO NOS COMANDOS DE PERFURAÇÃO
Tamanho 
e tipo de 
Conexão
D.E. 
(POL)
TORQUE DE APERTO RECOMENDADO (libra x pé)
1 1/4 1 1/2 1 3/4 2 2 1/4 2 13/16 3 3 1/4
6 5/8 REG
7 3/4 50.000
8 50.000
6 5/8 FH 9 1/2 80.000
7 5/8 REG
9 1/2 85.000+ 85.000+
10 91.000
Fonte: Petroguia – Petrobras
NOTAS:
1) As bases dos cálculos para o torque de aperto recomendado 
assumem o emprego de um composto lubrificante para a rosca 
contendo 40% a 60% de peso de zinco metálico - em pó fino - 
ou 60% de peso de chumbo - em pó fino - aplicado totalmente 
em todas as roscas e batentes, o emprego da fórmula modificada 
para macaco de roscas conforme mostrado no IADC "Tool Pusher's 
Manual" (Manual do operador de sonda) e a especificação API RP 
7 G (sétima edição - abril1976) e um esforço unitário de 62.500 
libras por polegadas quadrada na conexão pino ou caixa, o que 
for mais fraco.
2) Baixa normal de Torque - do mínimo valor tabulado até 10% 
a mais. Os maiores diâmetros indicados para cada conexão são os 
maiores recomendados para aquelas conexões. Se as conexões são 
empregadas em comandos maiores que o valor máximo indicado, 
aumentar os valores do torque indicado em 10% para um valor 
mínimo. Em adição ao aumento do valor mínimo do torque, também 
é recomendado que seja usinado um pescoço de pescaria para o 
diâmetro indicado.
3) Os números de torque seguidos por uma cruz (+) indicam que 
o membro mais fraco para os correspondentes diâmetro e furo 
externos é a CAIXA (conexão fêmea). Para todos os outros valores 
de torque o membro mais fraco é o PINO (conexão macho).
Capítulo 2. Coluna de perfuração
51
2.2.3. Brocas
Um dos desafios encontrados pelos operadores é a escolha correta 
da broca para conseguir a maior taxa de penetração possível. O 
conhecimento das possibilidades oferecidas pelos diferentes tipos de 
brocas existentes no mercado pode levar a alternativas inéditas de 
economia na perfuração de um poço, mesmo em áreas já consideradas 
otimizadas. A escolha da broca correta levará a maiores taxas de 
perfuração e a um consequente barateamento do custo do metro 
perfurado e aumento da vida útil da broca.
Segue um breve histórico de fabricação de brocas:
DATA INOVAÇÃO
1909 Broca com dois Cones
1924 Fileira de Dentes Interpostas
1932 Rolamento com Roletes
1933 Tricônica com Dentes de Aço
1946 Jatos
1951 Insertos Carbureto Tungstênio 
1959 Rolamento Selado
1970 Rolamento Journal
1980 Brocas PDC
Sempre que nos deparamos com poços pioneiros, encontramos como 
dificuldade a falta de dados visando à determinação dos diâmetros 
e profundidades de cada fase, peso e tipo de fluido de perfuração, 
entre outros. Temos como referência informações obtidas através de 
sismografia de superfície e correlação inter-regional. Deste modo 
o dimensionamento do poço é realizado de forma tradicional, 
acompanhado de previsões de testemunhagens, teste de formação, 
perfilagens etc.
A escolha das brocas a serem utilizadas também é feita de forma 
tradicional e os resultados desta seleção servirão de parâmetros para 
a perfuração de poços de desenvolvimento do campo, caso se mostre 
economicamente viável. A utilização das brocas deve ser registrada 
usando-se um Bit Record, de onde saíram os dados para novos poços.
52
Alta Competência
O critério econômico é prioritário no planejamento das diversas 
fases de um poço. Mesmo tratando-se de poços exploratórios ou 
de testemunhagens, testes de perfilagens etc., tudo é pensado 
para que se obtenha resultados o mais próximo do ideal, em 
menor tempo e, consequentemente, com menor custo. Sendo 
assim, a seleção de brocas para a perfuração das diversas fases 
dopoço é de fundamental importância no resultado econômico 
final do poço, devendo ser adequada da melhor maneira possível à 
litologia prevista. Lembramos que a perfuração de um poço visa a 
concluí-lo sem danos à formação, sem desvios de ângulo previsto, 
com a maior taxa de penetração possível e com o menor número 
de manobras. Se possível, por questões econômicas, devemos 
reutilizar brocas retiradas de outros poços.
Existem vários tipos de broca, com especificações próprias e diferentes 
comportamentos em cada formação. Como não podemos mudar a 
formação a ser perfurada, devemos escolher uma broca que perfure 
eficientemente cada formação.
Rochas moles são perfuradas por brocas que apresentam ação 
combinada, lascagem e goivagem; já as rochas médias e duras são 
perfuradas pela ação de raspagem e moagem.
Brocas selecionadas para perfurar formações moles podem se quebrar 
ou apresentar mau desempenho, quando atingirem formações duras. 
Podemos dizer o mesmo de brocas descidas para formações duras 
ao encontrar uma formação mole: ela não apresentará rendimento 
satisfatório, não se quebrará e nem perderá calibre, porém o longo 
tempo de permanência no poço levará a uma crescente defasagem 
entre o custo total desta e de outra broca mais adequada.
De um modo geral, qualquer broca tricônica irá perfurar folhelho ou 
arenito, entretanto, a broca com correto ângulo do munhão, offset 
e estrutura de corte adequada para a formação atingirá a máxima 
economia em sua utilização.
Capítulo 2. Coluna de perfuração
53
Entende-se por offset a descentralização das linhas 
de centro dos cones em relação à linha de centro da 
broca. Brocas com maiores offset são recomendadas 
para a perfuração de formações moles.
IMPORTANTE!
2.2.3.1. Dados para a seleção das brocas
Poços perfurados em locais próximos (poços de correlação) e que 
durante a perfuração atravessaram as mesmas formações podem 
fornecer dados que serão arquivados gerando subsídios importantes 
para analisar o comportamento das brocas. No entanto, estes dados 
precisam ser confiáveis para que possamos utilizá-los para o projeto 
de um novo poço. Os registros referentes à utilização das brocas - Bit 
Records, BDP (registros de brocas e boletim diário de perfuração), 
Relatórios de Brocas, fotografias de brocas descidas etc. - têm de 
informar tempo de broca, fundo exato, desgaste da broca, tipo 
de operação executada durante o intervalo perfurado - repasses 
executados pela broca, parâmetros mecânicos como peso e rotação, 
tecnologia disponível, facilidade de aquisição, grau de detalhamento 
do perfil geológico consultado, geometria do poço etc. 
A litologia de um poço de correlação oferece subsídios valiosos para 
a seleção de brocas para o poço que está sendo planejado. A seleção 
da broca deverá visar a melhor relação entre taxa de penetração e de 
vida útil no trecho avaliado.
A experiência profissional nunca deve ser descartada. Mesmo sem 
os dados registrados, temos a lembrança da eficiência das brocas 
usadas. Isso é o que chamamos de experiência pessoal, o “eu já vivi”, 
que acumulamos durante os anos de trabalho. Esse conhecimento 
pode e deve ser utilizado. Além disso, é fundamental desenvolver a 
cultura do registro das experiências novas, a fim de que as pessoas 
que não a viveram possam dela também se beneficiar, construindo o 
capital cultural da Companhia.
54
Alta Competência
Finalizadas as escolhas de todas as brocas de uma fase, deve-se 
prever o desempenho de cada broca ao longo da perfuração e inseri-
lo no programa de brocas. Desta maneira, para cada broca estará 
descrita a previsão das profundidades de entrada, saída, metragem 
perfurada, horas de broca-fundo, preço etc. e, consequentemente, o 
custo métrico que proporcionará ao final de seu trabalho no poço.
ATENÇÃO
Deverão ser escolhidas algumas brocas para suprir a 
necessidade em caso de contingências e incertezas.
O operador, na locação e antes do início dos trabalhos, deverá ter às 
mãos o Programa de Brocas, detalhando claramente as metas que se 
deseja atingir em termos de desempenho e custo métrico.
Vale salientar que vários fatores podem influenciar positiva ou 
negativamente o resultado final, a saber:
• Dureza e abrasividade das formações;
• Utilização de ferramentas que limitem a taxa da broca;
• Controle de direcional;
• Limitações da sonda;
• Propriedades dos fluidos de perfuração;
• Acidentes operacionais, queda de objetos no poço etc.
Sendo assim, é esperado que se consiga na sonda os meios de 
atingir ou de superar o desempenho previsto, retirando a broca no 
momento certo.
Capítulo 2. Coluna de perfuração
55
Ainda hoje, na prática, não existe uma receita segura para se retirar a 
broca no momento exato, com exceção das brocas que são retiradas 
por atingirem o final da fase. Portanto, a grande pergunta é: Qual o 
momento exato de se retirar uma broca do poço? Surge, então, outra 
pergunta que deve ser feita: Como se define o momento exato de se 
retirar uma broca do poço?
Há várias respostas para responder à questão sobre como definir o 
momento certo para a retirada da broca do poço.
• O torque está alto (cones trancados) ou baixo (estrutura de 
corte acabou);
• Caiu o rendimento da broca (encerou, gastou-se);
• Os cascalhos estão muito pequenos (dentes desgastados);
• A broca passou de 80 horas ou 600.000 revoluções (vida útil 
dos rolamentos);
• Já se atingiu a meta etc.
Para se determinar o momento adequado de retirada da broca 
do poço, vários fatores técnicos devem ser articulados, aliados à 
experiência do operador e devem obedecer ainda a duas premissas:
1. Segurança do poço – sempre que houver dúvidas sem resposta, 
a broca deve ser sacada. As principais dúvidas podem surgir a 
partir dos seguintes eventos: queda súbita de pressão, picos de 
torque incessantes, peso oscilante com a broca no fundo, falta 
de avanço sem explicação, súbito comportamento estranho com 
horas excessivas etc.;
2. Custo Métrico (CM) – apesar de ser uma ferramenta de grande 
importância, raras vezes os operadores utilizam, de fato, o critério 
CM no “Motivo de Retirada”, último dígito do desgaste da broca.
56
Alta Competência
A aplicação deste critério deve ser feita a partir da seguinte premissa: 
se não há dúvidas sobre a segurança do poço, a broca deve ser 
retirada sempre que seu avanço representar prejuízo para a empresa, 
ou seja, quando o custo métrico começar a subir. Isso significa que 
ficará cada vez mais caro manter a broca no poço, perfurando-o. Por 
ser este um procedimento tão importante, vamos detalhar a seguir 
os passos para se chegar ao custo métrico.
2.2.3.2. Como calcular o custo métrico
No CM (Custo Métrico) usamos como função o custo métrico aplicado 
aos poços de correlação.
Calcula-se o custo métrico de uma única broca e compara-se com 
as outras utilizadas aproximadamente na mesma profundidade em 
poços de correlação.
O custo métrico vem a ser a soma dos custos divididos pela metragem 
perfurada. 
Os custos podem ser divididos em dois grupos: custos fixos e custos 
variáveis.
a) Custos fixos
São os custos que independem do tempo que a broca passa no fundo 
do poço, como, por exemplo, o custo próprio da broca.
b) Custos variáveis
Para a nossa análise os custos variáveis devem ser entendidos como 
a soma dos custos que variam com o tempo de operação, como por 
exemplo: a depreciação, o aluguel de equipamentos, o consumo de 
óleo diesel, o pessoal na sonda e de apoio, o custo de apoio e de 
vários outros.
O custo de pessoal é um fixo para a empresa, mas, ao analisarmos a 
utilização da broca, esse custo passa a ser variável, pois será alocado 
para a broca durante a vida útil da mesma no fundo do poço.
Capítulo 2. Coluna de perfuração
57
O fluido de perfuração normalmente é colocadono custo variável. 
Temos dois pontos a considerar:
1º - Que o rendimento e a vida útil da broca são influenciados pelo 
tipo de fluido usado, assim não deveríamos considerar o custo da 
lama independentemente da broca usada; mas isso fica minimizado, 
pois normalmente escolhemos o fluido de perfuração independente 
da broca que viermos a usar.
2º - O custo do fluido de perfuração é fixo e transformá-lo em variável 
pela simples divisão do tempo de perfuração é muito artificial. 
Entretanto, como este erro de procedimento atingirá todas as brocas 
para a escolha de apenas uma delas, ele não é significativo.
Assim sendo, temos a soma de todos os custos da sonda que é o 
seu custo horário CH e o custo da broca como o único custo fixo a 
considerar.
O custo métrico da broca pode ser calculado pela expressão a seguir:
Onde:
CB - custo da broca utilizada;
TM - tempo gasto manobrando;
TP - tempo gasto perfurando;
CH - custo horário da sonda;
MP - metros perfurados pela broca.
58
Alta Competência
2.2.3.3. Como calcular o custo horário da sonda (CH)
Para a escolha deste valor, pode-se utilizar o custo horário da sonda 
que perfurou o poço de correlação ou o custo horário da sonda 
que irá perfurar o novo poço. Quando usamos o custo da sonda 
que perfurou o poço de correlação, acertamos quanto à taxa de 
penetração conseguida por aquela sonda. Características como: a 
capacidade de torque, o peso sobre a broca, a vazão da bomba e 
sua potência, a lama utilizada e outros parâmetros que a sonda - ao 
perfurar o poço em análise - podem impedir que se alcance a mesma 
taxa de penetração.
Quando as características das sondas são muito diferentes, comete-
se um erro menor utilizando como custo horário o da sonda que irá 
perfurar o poço em análise, supondo que terá a mesma performance 
do que as outras sondas dos poços de correlação.
a) Tempo de Manobra - TM
O tempo de manobra que deve ser aplicado é o tempo da sonda que 
efetivamente irá perfurar o poço. Consegue-se este tempo através 
dos registros anteriores de manobras executadas pela sonda em 
outros poços, ou podemos ainda utilizar a fórmula abaixo:
tm = 0.003×prof +1, para tm em horas e prof. em metros.
b) Metros Perfurados - MP
Para o custo da fase deve-se usar o comprimento da fase do poço em 
análise. Já no custo da broca usa-se a metragem que a broca perfurou 
nos poços de correlação.
c) Tempo de Perfuração - TP
Sempre se usa o tempo de perfuração dos poços de correlação tanto 
para o custo da fase como para o da broca.
Capítulo 2. Coluna de perfuração
59
Exemplo:
Qual a melhor broca a ser utilizada no poço a ser perfurado, 
considerando-se a análise da perfuração do poço anterior?
Broca 1 Broca 2
Custo da broca = U$ 5000,00
Tempo perfurando = 60 horas
Perfurados = 150 metros
Custo da broca = U$ 4500,00
Tempo perfurando = 30 horas
Perfurados = 90 metros
Tempo de manobra = 10 horas
Custo da sonda = U$ 600/ hora
Custo/ Metro = (5000 + (60 + 10) * 600) / 150
Custo/ Metro = U$ 313,33/ metro
Custo/ Metro = (4500 + (30 + 10) * 600) / 90
Custo/ Metro = U$ 316,67/metro
A partir da comparação dos dados do quadro anterior, poderemos 
concluir que: a melhor broca é a de número 01, pois, se a profundidade 
fosse menor e o tempo de manobra de 2 horas, teríamos:
Broca 1 Broca 2
Custo/Metro = (5000 + (60 + 2) * 600) / 150
Custo/Metro = U$ 281.33/Metro
Custo/Metro = (4500 + (30 + 2) * 600) / 90
Custo/Metro = U$ 263,33/metro
Agora, de acordo com a tabela anterior, a melhor broca é a de número 
2, pois se demonstra com isso que, em relação ao custo mínimo, não 
existe uma broca melhor para cada formação. A melhor broca está 
muito ligada com a profundidade e o custo da sonda.
A seleção das brocas a serem usadas deve estar de 
acordo com o tipo de formação a ser perfurada.
Para a perfuração de areias, argilas e conglomerados 
superficiais devemos fazer uso de brocas com dentes 
longos, espaçamento grande, alto offset e supressão 
de dentes no calibre.
IMPORTANTE!
60
Alta Competência
•	Range de parâmetros a serem utilizados para perfuração de 
formações moles
Alta rotação 100 – 200
Peso médio 1000 – 3000 lbf por pol de diâmetro 
Vazão alta 500 – 800 gpm
•	Problemas / soluções relacionados aos parâmetros utilizados na 
perfuração
Problemas Soluções
Erosão do poço Reduzir a vazão
Enceramento Jato central
Abrasão Reduzir rotação e proteção de calibre
Erosão da matriz Reduzir o peso sobre o cone
•	Seleção das brocas
Cada formação a ser perfurada requer brocas específicas. Observe as 
recomendações e demais informações no quadro a seguir.
FORMAÇÃO Recomendação Parâmetros Problemas/ soluções
Argila
Brocas com dentes 
grandes, bem 
espaçados, alto 
offset, supressão de 
dentes no calibre, 
autoafiação.
Alta rotação (100 a 200).
Peso médio 1000 – 
3000 (lbf/pol diâm).
Enceramento – lama a 
base de óleo, reduza o 
peso, eleve a vazão, jato 
central, com menor jato 
estendido.
Erosão do poço – reduzir 
a vazão.
Capítulo 2. Coluna de perfuração
61
FORMAÇÃO Recomendação Parâmetros Problemas/ soluções
Folhelhos
O tipo de broca 
dependerá da 
dureza e abrasão. 
Utilize dentes 
(insertos) tão 
grandes e afiados 
quanto possível. 
Preferencialmente 
use brocas com jatos 
estendidos, proteção 
no calibre, seladas 
e com estabilizador 
no leg.
Geralmente utilizam-se 
maiores velocidades. 
A taxa de penetração 
sofrerá influência da 
combinação entre 
o peso, rotação e 
hidráulica. O folhelho 
oferece oportunidade 
de aumentar a taxa 
mais facilmente do que 
em todas as outras 
rochas.
Faça testes de 
perfuração e maximize 
a hidráulica.
Abrasão – reduza o rpm, 
proteção de calibre em "T".
Arenitos
Escolha brocas com 
dentes grandes, 
proteção de 
calibre, mancal ou 
rolamento selado, 
dentes em bisel.
Rotações mais baixas, 
aplicação de peso 
moderado a alto.
Abrasão – reduzir rotação, 
mais proteção de calibre.
Desgaste na aba da perna 
• estabilizador na perna, 
estabilização.
Erosão na matriz do cone 
• Utilize aço / tungstênio
Quartzo
Selecione brocas 
com dentes 
pequenos, baixo 
offset. 
Baixa RPM, alto peso, 
lama de alto filtrado e 
baixo teor de sólidos.
Abrasão – reduza rpm
Proteção de calibre em “T”
Calcário
Selecione brocas 
com dentes médios 
a pequenos, cônicos 
ou em bisel.
O offset não importa 
neste caso.
Maior peso, rotação 
média, lama a base 
de água, baixo teor de 
sólidos e alto filtrado. 
Se possível, perfurar 
com ar.
Formação fraturada – 
utilize proteção no calibre, 
absorvedor de choques, 
dentes cônicos.
Perda de circulação – 
aplique dois jatos grandes.
Vulcânicas – 
Piroclásticas
Selecione brocas com 
dentes grandes, alto 
offset, poucos dentes, 
proteção de calibre 
e estabilizador na 
perna.
Baixa rpm e peso alto.
Hidratação da formação 
• tratamento químico, 
controlar o filtrado.
Calibre – use 
estabilizadores e maior 
proteção.
Temperatura – mantenha 
a circulação da lama.
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Alta Competência
FORMAÇÃO Recomendação Parâmetros Problemas/ soluções
Evaporitos
O tamanho do 
dente dependerá da 
dureza da formação. 
Não haverá 
problemas com o 
calibre e o offset não 
terá importância.
Alto peso, baixa 
rotação, lama a base de 
água com alto filtrado, 
perfuração a ar se 
possível.
Contaminação da lama 
com sal – Utilize aditivos 
Vulcânicas – 
Basalto
Selecione brocas 
mais duras. O 
desgaste do calibre 
pode ser um 
problema. 
Alto peso, baixa rpm, 
baixa vazão.
Abrasão – reduza rpm. 
Utilize proteção de calibre 
em “T”.
Algumas observações importantes para selecionar brocas:
• Folhelhos apresentam melhor resposta à penetração com o 
aumento da rotação.
• Calcários têm