18.05.11 Aula 5

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Perfuração de Poços
Prof. Anthony Andrey R. Diniz
anthony_andrey@yahoo.com
Mar/2018
Fontes: Livros, web pages e apostilas citados no decorrer do material e ao final.
Universidade Federal de São Paulo
Campus Baixada Santista
Instituto de Saúde e Sociedade
Departamento de Ciências do Mar
Coordenação de Engenharia de Petróleo
Perfuração de poços
 Sistema de rotação (rotary system):
Fonte: Fundamentos de engenharia de petróleo – 2001
Fundamentals of drilling engineering – 2011
http://www.downhole-motor.com/products_detail/productId=27.html – 2012
http://www.holeproducts.com/products/Adapter-Subs – 2016
• O BHA (bottom hole assembly) é a seção mais baixa na coluna de perfuração e mesmo podendo ter
muitos acessórios diferentes, dependendo da complexidade da operação, a maioria deles é composta
por comandos;
• A pequena folga entre o poço e os comandos ajuda a manter o poço reto.
• Estabilizadores podem ser utilizados nos comandos para ajudar a manter os comandos centralizados no
poço:
• Alguns acessórios da coluna de perfuração são:
 Os substitutos (subs) são pequenos tubos que desempenham várias funções, de acordo com suas
características, sendo os principais:
• Sub de içamento (lift subs) – utilizado para movimentação de comandos,
possuindo a seção superior com diâmetro externo igual ao dos tubos de
perfuração, para permitir a adaptação do elevador;
Perfuração de poços
 Sistema de rotação (rotary system):
Fonte: Fundamentos de engenharia de petróleo – 2001
http://www.dpmaster.com.sg/drill-string-accessories/
http://www.ctithread.com/api-pups-crossovers.php – 2016
• Sub de broca (bit sub) – que serve para conectar a broca, cujo elemento de união é pino, ao primeiro
comando, cuja conexão inferior também é pino;
• Sub de cruzamento (crossover sub) – que tem a função de permitir a conexão de tubos com tipos
diferentes de roscas e diâmetros.
Perfuração de poços
 Sistema de rotação (rotary system):
Fonte: Fundamentos de engenharia de petróleo – 2001
http://images.pennwellnet.com/ogj/images/ogj3/9707jem02.gif – 1999
http://www.seekpart.com/product/Drilling-Stabilizer-4078576.html – 2010
https://www.netwasgroup.us/services/optimized-rotary-drilling-performance-and-minimized-bit-wear.html – 2016
 Estabilizadores (stabilizer) – são ferramentas que dão mais rigidez à coluna e, por terem diâmetro igual
ao da broca, auxiliam a manter o diâmetro (calibre) do poço;
Perfuração de poços
 Sistema de rotação (rotary system):
Fonte: Fundamentos de engenharia de petróleo – 2001
http://www.botta-equipment.com/content/catalog/roller-reamer – 2014
http://stabildrill.com/products/hole_openers/ – 2016
 Escareadores (roller reamers) – são ferramentas com as mesmas funções dos
estabilizadores, mas utilizados em rochas duras e abrasivas, por isto utilizar roletes
nas lâminas;
 Alargadores (hole openers) – são ferramentas que permitem aumentar o diâmetro de
um trecho de poço já perfurado, desde a superfície ou a partir de certa profundidade
de subsuperfície;
Perfuração de poços
 Sistema de rotação (rotary system):
Fonte: Fundamentos de engenharia de petróleo – 2001
http://batapetro.com/productsfi.php?id=65 – 2014
 Amortecedores de vibração (shock absorber) – são ferramentas que absorvem as vibrações verticais da
coluna de perfuração induzidas pela broca, principalmente quando perfurando rochas duras;
• Abaixo é mostrado um amortecedor de vibração que é utilizado para amortecer ou eliminar tanto o
choque/vibração vertical e horizontal causados pela coluna de perfuração;
• O principal benefício desse amortecedor de vibração é que ele ajuda a reduzir danos à broca e
ferramentas da perfuração, o que reduz o custo da operação e melhora a eficiência da perfuração.
Perfuração de poços
 Sistema de rotação (rotary system):
Fonte: Fundamentos de engenharia de petróleo – 2001
http://alfa-img.com/show/oil-roughneck.html
https://www.aol.com/article/2014/02/27/america-energy-independence-dream-slams-against-shale-oil-cost/20839784/ – 2014
https://www.nov.com/Segments/Rig_Systems/Land/Handling_Tools/Manual_Tongs/HT_Manual_Tongs/HT_Manual_Tongs.aspx – 2017
• A coluna requer ferramentas adequadas para conectar e desconectar os seus vários elementos, sendo
as principais:
 Chaves flutuantes (manual tong) – são equipamentos mantidos suspensos na plataforma através de um
sistema formado por cabo, polia e contrapeso, cuja função é fornecer o torque necessário ao aperto e
desaperto das uniões cônicas da coluna;
Perfuração de poços
 Sistema de rotação (rotary system):
Fonte: Fundamentos de engenharia de petróleo – 2001
https://www.nov.com/Wireframes/ThreeColumn.aspx?pageid=281&id=12851 – 2017
http://keystoneenergytools.com/products/Slips – 2017
http://www.westernsilverline.com/Handling_Tools_Drill_Collar_Slips.aspx
 Cunhas (slips) – são equipamentos que mantêm a coluna de perfuração totalmente suspensa na mesa
rotativa e são utilizadas durante as conexões dos tubos de perfuração e comandos;
Perfuração de poços
 Sistema de rotação (rotary system):
Fonte: Fundamentos de engenharia de petróleo – 2001
http://www.oilgasdrillingequipment.com/sale-7365921-water-well-oilfield-handling-tools-wa-safety-slips-clamps.html – 2017
http://www.drillingformulas.com/overview-of-slips-and-elevator-used-in-upstream-drilling-industry/
 Colar de segurança (safety slips) – é um equipamento de segurança colocado próximo ao topo da coluna
de comandos, quando suspensa pela sua cunha na mesa rotativa, para evitar a queda da coluna no
poço em caso de deslizamento pelas cunhas;
Perfuração de poços
 Sistema de rotação (rotary system):
Fonte: Fundamentos de engenharia de petróleo – 2001
https://sylviaweirphotos.smugmug.com/Texas/Spindletop-Museum-in-Beaumont/i-FM7x2RW/A
• Brocas (drill bits) – têm a função de promover a ruptura e desagregação das rochas ou formações,
podendo ser classificadas em brocas com partes móveis e brocas sem partes móveis;
 Brocas sem partes móveis – a inexistência de rolamentos diminui a possibilidade de falhas destas
brocas, sendo principalmente dos tipos: integral de lâminas de aço, diamantes naturais e diamantes
artificiais;
• As brocas de lâmina de aço, conhecidas como brocas de rabo de peixe
(fishtail) foram as primeiras a serem utilizadas;
• Elas possuem jatos que permitem uma boa limpeza das lâminas e perfuram
por cisalhamento, mais a vida útil da estrutura cortantes é muito curta,
mesmo com lâminas de material mais duro;
• É um tipo de broca que praticamente desapareceu da perfuração de poços
de petróleo após o surgimento das brocas de cones.
Perfuração de poços
 Sistema de rotação (rotary system):
Fonte: Fundamentos de engenharia de petróleo – 2001
https://sylviaweirphotos.smugmug.com/Texas/Spindletop-Museum-in-Beaumont/i-FM7x2RW/A
http://www.globalsources.com/si/AS/Hejian-Bainas/6008844807878/pdtl/Diamond-Bit/1056113778.htm – 2017
 Brocas de diamantes naturais (natural diamond bit) perfuram por esmerilhamento e eram utilizadas, no
início da atividade de perfuração de poços, em perfurações muito duras, onde as brocas fishtail não
conseguiam perfurar;
• Esse tipo de broca tem aplicação em testemunhagem ou em formações extremamente duras e
abrasivas;
• Durante a perfuração, apenas os diamantes fazem contato com a rocha, ficando um pequeno espaço por
onde circula o fluido de perfuração, limpando o fundo do poço e resfriando os diamantes;
Perfuração de poços
 Sistema de rotação (rotary system):
Fonte: Fundamentos de engenharia de petróleo – 2001
http://www.rockpecker.com/bits/ – 2017
https://www.facebook.com/bitbrokers/photos/a.231350213558621.76479.221751231185186/696289880397983/?type=3 – 2017
 Brocas de diamantes sintéticos (polycrystalline diamond compact) foram lançadas no final da década de
1970, formadapor pastilhas compostas por uma camada fina de partículas de diamantes aglutinados
com cobalto, fixados em uma outra camada composta por carbureto de tungstênio;
• Brocas para rochas mais moles possuem poucos cortadores, de maior tamanho, enquanto que para as
rochas mais duras possuem cortadores menores e em maior quantidade;
• Foram introduzidas para se perfurar formações moles, com altas taxas de penetração e maior vida útil,
pois em formações mais duras, o calor gerado durante a perfuração destrói a ligação entre os diamantes
de cobalto, levando ao desenvolvimento de brocas TSP (thermally stable polycrystalline);
Perfuração de poços
 Sistema de rotação (rotary system):
Fonte: Fundamentos de engenharia de petróleo – 2001
http://img.weiku.com/waterpicture/2011/10/26/11/steel_tooth_tricone_bit_634607679187863068_2.jpg
http://www.moabbit.com/tricones/rerun.jpg
http://www.nardidrilling.com/wp-content/uploads/2014/05/1-drill-bits1.jpg
 Brocas com partes móveis – podem ter de um a quatro cones, sendo as mais utilizadas do tipo
tricônicas, pela sua eficiência e menor custo inicial, em relação às demais;
• Quanto à estrutura cortante, as brocas tricônicas podem ser divididas em brocas de dentes de aço (steel
tooth tricone bit) e brocas de insertos (sealed steel tooth tricone bit);
• As de dentes de aço têm sua estrutura cortante fresada no próprio cone;
• As de insertos têm os insertos de carbureto de tungstênio instalados por
processo de interferência em orifícios abertos na superfície do cone:
Perfuração de poços
 Sistema de rotação (rotary system):
Fonte: Fundamentos de engenharia de petróleo – 2001
http://www.rock-drill-bit.com/atlas-copco.html
• A ação das brocas tricônicas envolve a combinação de ações de raspagem, lascamento, esmagamento e
erosão por impacto dos jatos de lama;
• Nas brocas projetadas para rochas moles, o efeito de raspagem é predominante e em rochas duras,
onde a taxa de penetração é baixa e os custos de perfuração tendem a ser altos, o mecanismo por
esmagamento provou ser o mais adequado.
Perfuração de poços
 Sistema de controle de poço (well-control system):
Fonte: Fundamentals of drilling engineering – 2011
http://www.energyindustryphotos.com/blowout34.jpg
• Esses sistema previne que haja fluxo descontrolado de fluidos da formação para o poço;
• Quando a broca penetra na formação permeável que tem o hidrocarboneto com pressão mais elevada
do que a pressão hidrostática exercida pelo fluido de perfuração, os fluidos da formação irão começar a
deslocar o fluido de perfuração do poço.
• Esse fluxo de fluidos da formação para o poço, na presença do fluido de perfuração, recebe o nome de
“kick”;
• O sistema de controle de poço permite que o “driller” possa:
 Detectar a ocorrência de um kick;
 Fechar o poço, a partir da superfície;
 Circular o poço, sob pressão, para remover os fluidos da formação e
aumentar o peso do fluido;
 Mover a coluna de perfuração para cima ou para baixo, com o poço fechado;
 Desviar o fluxo do pessoal da sonda e equipamentos.
• A falha em detectar o kick ou um problema no sistema de controle do poço pode
resultar em um fluxo descontrolado dos fluidos da formação para o poço e esse
fluxo é chamado de blowout!
Perfuração de poços
 Sistema de controle de poço (well-control system):
Fonte: http://www.energyindustryphotos.com/oilfield_blowout_photos_and_rig.htm – 2008
http://kdlawoilfieldinjuries.com/oil-well-accidents-blowouts/
Perfuração de poços
 Sistema de controle de poço (well-control system):
Fonte: Fundamentals of drilling engineering – 2011
• Blowouts podem causar perda de vidas, equipamentos de perfuração, do poço, desperdício das reservas
de óleo e gás contidas no reservatório, e danos ao meio ambiente, o que justifica o fato desse sistema
ser um dos mais importantes da sonda.
• A detecção de kicks durante as operações de perfuração ocorre normalmente pelo uso do indicador de
volume do poço de lama ou um indicador de vazão, pois ambos poderão detectar um aumento no
retorno de lama, em relação ao que está sendo circulado pela bomba;
• Durante um “trip”, a circulação é parada e um volume significativo de tubo é removido do poço. Portanto,
para manter o poço cheio é necessário bombear lama para substituir o volume de tubo removido;
• O fluxo de fluidos causado por um kick é parado através do uso de dispositivos de controle de poço
chamados blowout preventers (BOPs), que fecharão o poço e manterão a pressão sua pressão, o que
impedirá que novo fluido entre no poço;
• O sistema de controle de poço deve possibilitar o fechamento do poço durante a perfuração, colocação
ou retirada da coluna no poço e mesmo quando a coluna não estiver dentro do poço;
• O sistema de controle de poço deve possibilitar o fechamento do poço durante a perfuração, colocação
ou retirada da coluna no poço e mesmo quando a coluna não estiver dentro do poço;
Perfuração de poços
 Sistema de controle de poço (well-control system):
Fonte: Fundamentals of drilling engineering – 2011
http://www.crudeoildaily.com/2010/06/u-blowout-preventer.html – 2010
http://www.seekpart.com/product/pipe-ram-block-Assembly-1573559.html – 2010
• O BOP pode ser composto por três conjuntos de gavetas:
 As gavetas de tubos (pipe rams) possuem aberturas semicirculares que coincidem com o diâmetro dos
tubos para os quais são projetados, ou seja, elas devem coincidir com o diâmetro dos tubos em uso.
• Caso haja mais de um tamanho de tubo de perfuração no poço, gavetas adicionais devem ser utilizadas
no conjunto do BOP.
Perfuração de poços
 Sistema de controle de poço (well-control system):
Fonte: Fundamentals of drilling engineering – 2011
https://www.youtube.com/watch?v=iUwuDDGmxnk – 2011
 As gavetas cegas (blind rams) são projetadas para serem fechadas quando não houver tubo no poço.
• As gavetas vão achatar o tubo se forem fechadas inadvertidamente com a coluna de perfuração no poço,
mas não vão conseguir parar a vazão do poço.
Perfuração de poços
 Sistema de controle de poço (well-control system):
Fonte: Fundamentals of drilling engineering – 2011
https://www.youtube.com/watch?v=iUwuDDGmxnk – 2011
 As gavetas cisalhantes (shear rams) são gavetas cegas, projetadas para cortar a coluna de perfuração
quando fechadas, o que vai provocar a queda da coluna no poço e irá parar a vazão no poço.
• As gavetas cisalhantes são fechadas no tubo apenas quando todas as gavetas de tubos e preventores
anulares falharam ou, no caso da perfuração offshore, quando uma emergência leva a sonda ao
abandono da locação.
• Na situação acima, a gaveta cisalhante é acionada e é realizada uma desconexão de emergência.
Perfuração de poços
 Sistema de controle de poço (well-control system):
Fonte: Fundamentals of drilling engineering – 2011
http://inspecaoequipto.blogspot.com.br/2013_05_01_archive.html
http://www.rigmanufacturing.com/2015/05/24/bop-lifting-handling-ring-frame-new/ – 2015
• Os BOPs de gaveta estão disponíveis para as seguintes pressões de trabalho: 2.000 psig, 5.000 psig,
10.000 psig, 15.000 psig ou 14.000 kPa, 35.000 kPa, 70.000 kPa, 100.000 kPa.
 Preventores anulares (annular or bag-type preventers) detêm a vazão do poço usando um anel de
borracha sintética que se contrai ao redor do tubo, prevenindo a passagem de fluido e selando o anular.
• A maioria dos preventores anulares também pode fechar o poço aberto, se necessário (sem a coluna).
• Preventores de anular estão disponíveis para trabalhar em pressões de 2.000 psig, 5.000 psig e
10.000 psig ou 14.000 kPa, 35.000 kPa, 70.000 kPa.
Perfuração de poços
 Sistema de controle de poço (well-control system):
Fonte: Fundamentals of drilling engineering – 2011
http://i00.i.aliimg.com/img/pb/664/378/245/1272443449313_hz_myalibaba_web18_2902.JPG
• Os arranjos dos BOPsvaria consideravelmente, com o arranjo dependendo da magnitude da pressão da
formação na área e do tipo de procedimento de controle usado pelo operador.
Perfuração de poços
 Sistema de controle de poço (well-control system):
• Quando a coluna de perfuração está no poço, o
BOP pode ser utilizado para parar apenas a vazão
no anular, sendo necessário outras válvulas para
prevenir a vazão por dentro da coluna de
perfuração.
Fonte: Fundamentals of drilling engineering – 2011
https://www.slideshare.net/YalnDalg/well-design-and-construction-i-14517067
Perfuração de poços
 Sistema de monitoramento de poço (well-monitoring system):
Fonte: Fundamentals of drilling engineering – 2011
• Mesmo que o programa de perfuração contenha recomendações relacionadas aos parâmetros de
perfuração, é indispensável que o pessoal de sonda acompanhe o desenvolvimento da operação em
todos os momentos, com o objetivo de realizar todos os ajustes, rapidamente detectando e corrigindo
problemas na perfuração.
• Uma sonda moderna terá dispositivos para mostrar e armazenar, simultaneamente, a maioria dos
parâmetros importantes relacionados com a operação de perfuração.
 Alguns parâmetros não podem ser determinados automaticamente, como as propriedades do fluido de
perfuração, o que demanda outras formas de medição e controle, realizadas constantemente.
• Alguns dos parâmetros mais importantes a serem monitorados:
 Profundidade do poço;
 Peso na broca;
 Velocidade de rotação da coluna;
 Torque da rotação;
 Pressão de bombeio da lama;
 Vazão de bombeio da lama;
 Retorno do fluido;
 Taxa de penetração (ROP);
 Carga no gancho;
 Propriedades do fluido (densidade, viscosidade,
conteúdo de gás e areia, salinidade, conteúdo de
sólidos, etc.);
 Nível do tanque de lama.
Perfuração de poços
 Sistema de monitoramento de poço (well-monitoring system):
Fonte: Fundamentals of drilling engineering – 2011
http://www.aps-tech.com/products/mwd-systems/components/directional-sensor – 2017
• O monitoramento desses importantes parâmetros, juntamente com arquivos históricos confiáveis de
operações simulares realizadas anteriormente, ajudarão o driller a predizer e detectar possíveis
problemas na perfuração.
• O monitoramento do sistema de circulação é uma tarefa importante que deve ser realizada para manter
o controle do poço;
 O monitoramento do fluido possibilita sinais indicativos de kicks que podem ser utilizados para reduzir a
gravidade do problema, pela rápida detecção, evitando um grande influxo de gás no poço;
 A eficiência nesse sistema também pode ajudar a minimizar outros problemas, como é o caso da perda
de circulação;
• O desenvolvimento de ferramentas especialmente projetadas para controlar a inclinação e direção das
perfurações tornou a perfuração de poços direcionais muito mais eficiente:
 Essas ferramentas são passadas junto ao BHA e enviam informações à superfície constantemente,
indicando a posição do poço;
 Ferramentas de MWD (measurement-while-drilling) enviam
dados à superfície por meio de pulsos de pressão codificados,
utilizando o fluido de perfuração contido na coluna de
perfuração.
Perfuração de poços
 Lista de componentes da sonda de perfuração (drilling rig):
Fonte: https://en.wikipedia.org/wiki/List_of_components_of_oil_drilling_rigs – 2016
1. Mud tank – often called mud pits and stores drilling fluid until it is required
down the wellbore;
2. Shale shaker – separates drill cuttings from the drilling fluid before it is
pumped back down the wellbore;
3. Suction – an intake line for the mud pump to draw drilling fluid from the mud
tanks;
4. Mud pump – a reciprocal type of pump used to circulate drilling fluid through
the system;
5. Motor or power source – supplies all the electrical energy demanded by the
equipment and rig systems;
6. Vibrating hose – a flexible, high pressure hose that connects the mud pump
to the stand pipe;
7. Drawworks – the mechanical section that contains the spool, whose main function is to reel in/out the drill
line to raise/lower the traveling block;
8. Standpipe – a thick metal tubing, situated vertically along the derrick, which facilitates the flow of drilling
fluid and has attached to it and supports one end of the kelly hose;
Perfuração de poços
 Lista de componentes da sonda de perfuração (drilling rig):
Fonte: https://en.wikipedia.org/wiki/List_of_components_of_oil_drilling_rigs – 2016
9. Kelly hose – a flexible, high pressure hose that connects the standpipe to the
kelly (or, more specifically, to the gooseneck on the swivel above the kelly) and
allows free vertical movement of the kelly, while facilitating the flow of the
drilling fluid through the system and down the drill string;
10. Goose-neck – a thick metal elbow connected to the swivel and standpipe
that supports the weight of and provides a downward angle for the kelly hose
to hang on;
11. Traveling block – the moving end of the block and tackle. Together, they
give a significant mechanical advantage for lifting;
12. Drill line – thick, stranded metal cable threaded through the two blocks
(travelling and crown) to raise and lower the drill string;
14. Derrick – the supported structure for the equipment used to lower and raise the drill string into and out of
the wellbore, which consists of the substructure (structure below the drill floor level) and the mast;
13. Crown block – the stationary end of the block and tackle;
15. Racking board – the catwalk along the side of the derrick (usually about 35 or 40 feet above the “floor”);
16. Drill pipe – a joint of hollow tubing used to connect the surface equipment to the bottom hole assembly
(BHA), which acts as a conduit for the drilling fluid;
Perfuração de poços
 Lista de componentes da sonda de perfuração (drilling rig):
Fonte: https://en.wikipedia.org/wiki/List_of_components_of_oil_drilling_rigs – 2016
17. Setback – a part of the drill floor (#21) where the stands of drill pipe are stood
upright. Typically made of a metal frame structure with large wooden beams
situated within it. The wood helps to protect the end of the drill pipe;
18. Swivel – the top end of the kelly that allows the rotation of the drill string
without twisting the block;
19. Kelly drive – a square, hexagonal or octagonal shaped tubing that is
inserted through and is an integral part of the rotary table, which moves
freely vertically while the rotary table turns it;
20. Rotary table – rotates, along with its constituent parts, the kelly and kelly
bushing, the drill string and the attached tools and bit;
21. Drill floor – the area on the rig where the tools are located to make the
connections of the drill pipe, bottom hole assembly, tools and bit. It is
considered the main area where work is performed;
22. Bell nipple – a section of a large diameter pipe fitted to the top of the blowout preventers, where the flow
line attaches to, via a side outlet, to allow the drilling mud to flow back to the mud tanks;
23 and 24. Blowout preventers (BOPs) – devices installed at the wellhead to prevent fluids and gases from
unintentionally escaping from the wellbore, where #23 is the annular and #24 is the pipe rams and blind
rams;
Perfuração de poços
 Lista de componentes da sonda de perfuração (drilling rig):
Fonte: https://en.wikipedia.org/wiki/List_of_components_of_oil_drilling_rigs – 2016
25. Drill string – an assembled collection of drill pipe, heavy weight drill pipe, drill
collars and any of a whole assortment of tools, connected and run into the
wellbore, to facilitate the drilling of a well;
26. Drill bit – a device attached to the end of the drill string, which breaks apart
the rock being drilled. It contains jets through which the drilling fluid exits;
27. Casing head – a large metal flange welded or screwed ontothe top of the
conductor pipe or the casing and is used to bolt the surface equipment such
as the BOP (for well drilling) or the Christmas tree (oil well) (for well
production);
28. Flow line – a large diameter pipe that is attached to the bell nipple and
extends to the shale shakers to facilitate the flow of drilling fluid back to the
mud tanks;
Not pictured. Centrifuge – an industrial version of the device that separates fine silt and sand from the drilling
fluid, which is typically mounted on top or just off of the mud tanks.
Perfuração de poços
 Cálculos de deslocamento volumétrico:
Fonte: Fundamentals of drilling engineering – 2011
��� =
�
2
2����
	 − ����
	 ��
�����
���
 =
�
4
����
	 ��
�
• Duplex: • Triplex:
���
 =
�
4
����
	 − ����
	 ��
�
 Deslocamento à direita:
 Deslocamento à esquerda:
 Volume total deslocado (2 cilindros):
���
 =
�
4
����
	 ��
�
 Deslocamento à direita:
��� =
3�
2
����
	 ��
�����
 Volume total deslocado (3 cilindros):
Perfuração de poços
 Esforços na coluna de perfuração – tração:
Fonte: Notas de aula de Wilson da Mata, PPGCEP, UFRN – 2006
• A tensão �� causada pela tração � , é a relação entre o esforço e a área � de aplicação:
�� =
�
�
• Quando a tensão atingir a máxima tensão permissível, que á a tensão de escoamento do material, será
obtida a resistência à tração do tubo;
• Portanto, para o limite de escoamento �� , a tração máxima �� é dada por:
�� =
��
�
• Sendo a área da seção transversal do aço da coluna de diâmetro externo �� e diâmetro interno ��, dada
por:
� =
�
4
��
	 − ��
	
• Consequentemente:
�� =
�
4
�� ��
	 − ��
	 ≅ 0,7854�� ��
	 − ��
	
• Para cálculo em tubos desgastados, considera-se o desgaste apenas no diâmetro externo.
Perfuração de poços
 Esforços na coluna de perfuração – tração:
Fonte: Notas de aula de Wilson da Mata, PPGCEP, UFRN – 2006
• O elemento da coluna mais solicitado quanto à tração é o tubo de perfuração mais próximo da superfície:
 Ele deve suportar o peso de toda a coluna imersa em fluido na maior profundidade esperada.
 Portanto, a tração máxima da coluna de perfuração é o seu peso no ar # subtraído do
empuxo # , exercido pelo fluido de perfuração na coluna:
� = # − $
• Como o peso da coluna do ar pode ser obtido pelo produto do peso específico do aço
%&ç( pelo volume do aço �&ç( e o empuxo pelo produto do peso específico do fluido
%� pelo volume do fluido deslocado ���
� , obtemos:
• Considerando que todo o volume deslocado de fluido de perfuração foi pelo aço, verificamos que:
# = %&ç(�&ç( $ = %����
�
� = # − $
� = %&ç(�&ç( − %����
�
� = %&ç(�&ç( − %��&ç(
� = %&ç(�&ç( 1 −
%�
%&ç(
= #*
* = 1 −
%�
%&ç(
Perfuração de poços
 Esforços na coluna de perfuração:
Fonte: Notas de aula de Wilson da Mata, PPGCEP, UFRN – 2006
• Para os metais, o comportamento mais comum é:
• Para os aços normalmente utilizados em colunas de
perfuração:
$&ç( = 30 · 10
, psi (módulo de Young)
-&ç( = 12 · 10
, psi (módulo de cisalhamento)
. = 0,30 (módulo de Poisson)
Grau do aço Limite de escoamento(psi)
D 55.000
E 75.000
X 95.000
G 105.000
S 135.000
• É comum se multiplicar o limite de escoamento por
0,9 para se trabalhar na região linear da curva de
tensão x deformação e, além disso, usar um fator de
segurança de 1,25:
�� =
0,9���
1,25
�� = tração máxima;
�� = limite de escoamento.
Perfuração de poços
 Esforços na coluna de perfuração – pressão interna:
Fonte: Notas de aula de Wilson da Mata, PPGCEP, UFRN – 2006
• Quando a pressão interna #� é maior que a pressão externa #� , a resistência interna é calculada
usando-se a fórmula de Barlow1 para tubos de paredes finas de espessura 0 e diâmetro externo
�� = � , ou seja, a tensão � é dada por:
� =
#� − #� ��
20
0 =
�� − ��
2
• A resistência máxima à pressão interna ��� ocorre quando a
tensão atuante atinge a tensão de escoamento �� , portanto:
�� =
#� − #� ��
20
�� =
�����
20
��� =
20��
��
1A fórmula de Barlow relaciona a pressão interna que um tubo pode
suportar em relação às suas dimensões e à força do seu material.
Perfuração de poços
 Esforços na coluna de perfuração – pressão interna:
Fonte: Notas de aula de Wilson da Mata, PPGCEP, UFRN – 2006
• A norma API permite que a espessura dos tubos de perfuração novos variem em até 12,5%. Logo, para o
caso mais crítico, obtemos:
01�í��1( = 1 − 0,125 0
 Para o cálculo de tubo desgastado, considera-se o desgaste apenas
na espessura, mas permanece inalterado o diâmetro externo no
cálculo;
�3�� =
���
1,1
��� =
2 · 0,8750 · ��
��
= 1,75
0��
��
01�í��1( = 0,875 · 0
 Também é utilizado um fator de segurança de 1,1. Portanto, o valor
corrigido da resistência à pressão interna �3�� :
Perfuração de poços
 Esforços na coluna de perfuração – pressão interna:
Fonte: Notas de aula de Wilson da Mata, PPGCEP, UFRN – 2006
• Exemplo:
o Qual é a resistência à pressão interna de um tubo novo de perfuração, com OD de 4 ½”, 16,6 lbf/ft, grau
E? Qual a resistência interna à pressão, caso o tubo seja Premium, ou seja, possa ter até 20% de
redução na sua espessura? E para a classe 2, ou seja, com até 30% de redução na espessura?
Quando a pressão interna #� é maior que a pressão externa #� , a resistência interna é calculada
usando-se a fórmula de Barlow para tubos de paredes finas de espessura 0 e diâmetro externo
�� = � :
Grau do aço Limite de escoamento(psi)
D 55.000
E 75.000
X 95.000
G 105.000
S 135.000
��� =
2 · 0,8750 · ��
��
= 1,75
0��
��
Como não temos o API RP 7G, vamos utilizar as tabelas disponíveis no livro “Standard Handbook of
Petroleum & Natural Gas Engineering”.
Perfuração de poços
 Esforços na coluna de perfuração – pressão interna:
Fonte: Notas de aula de Wilson da Mata, PPGCEP, UFRN – 2006
• Exemplo:
o Qual é a resistência à pressão interna de um tubo novo de perfuração, com OD de 4 ½”, 16,6 lbf/ft, grau
E? Qual a resistência interna à pressão, caso o tubo seja Premium, ou seja, possa ter até 20% de
redução na sua espessura? E para a classe 2, ou seja, com até 30% de redução na espessura?
a) Tubo novo:
0 =
4� − 5�
2
=
4,5 − 3,826
2
= 0,337"
Pelas tabelas do API RP 7G, para drill pipe novo, 4 ½” OD, 16,6 lb/ft, grau E:
Tensão de escoamento:
Diâmetro interno:
Espessura de parede:
� = 75.000 :;<
5� = 3,826"
Na tabela direto: 0 = 0,337"
��
0
=
4,5
0,337
= 13,35 > 10 Portanto, tubo de paredes finas (fórmula de Barlow)
��� =
1,75 · 0,337" · 75.000 :;<
4,5"
= 9.829 :;<
Corrigindo: �3�� =
9.829 :;<
1,1
= 8.935 :;<
Perfuração de poços
 Esforços na coluna de perfuração – pressão interna:
Fonte: Notas de aula de Wilson da Mata, PPGCEP, UFRN – 2006
• Exemplo:
o Qual é a resistência à pressão interna de um tubo novo de perfuração, com OD de 4 ½”, 16,6 lbf/ft, grau
E? Qual a resistência interna à pressão, caso o tubo seja Premium, ou seja, possa ter até 20% de
redução na sua espessura? E para a classe 2, ou seja, com até 30% de redução na espessura?
b) Tubo Premium (desgaste 20%):
0 = 0,8 ·
4� − 5�
2
= 0,8 · 0,337" = 0,2696"Espessura de parede:
Corrigindo: �3�� =
8.987 :;<
1,1
= 8.170 :;<
��� =
1,75 · 0,2696" · 75.000 :;<
4,5"
= 8.987 :;<
b) Tubo classe 2 (desgaste 30%):
0 = 0,7 ·
4� − 5�
2
= 0,7 · 0,337" = 0,2359"Espessura de parede:
Corrigindo: �3�� =
6.880,4 :;<
1,1
= 6.254,9 :;<
��� =
1,75 · 0,2359" · 75.000 :;<
4,5"
= 6.880,4 :;<
Perfuração de poços
 Esforços na coluna de perfuração – resistência ao colapso:
Fonte: Notas de aula de Wilson da Mata, PPGCEP, UFRN – 2006
• A pressão de colapso é resultante do diferencialde pressão externa #� e a pressão interna #� ao tubo,
quando a pressão externa é maior que a interna;
• A ruptura mais comum nos elementos da coluna de perfuração é a
pseudo-plástica, que é avaliada assumindo o elemento tubular com
parede espessa (Solução de Lamé).
�� = � +
?
�	
�@ = � −
?
�	
� =
#���
	 − #���
	
��
	 − ��
	 ? =
#� − #� ��
	��
	
��
	 − ��
	
 Para o cálculo do colapso, assume-se a pressão interna nula (pior
caso). Logo, A e B assumem os seguintes formatos:
� =
−#���
	
��
	 − ��
	 ? =
#���
	��
	
��
	 − ��
	
 Portanto, comparando-se as duas tensões: ABC �� , �@ = �@
Perfuração de poços
 Esforços na coluna de perfuração – resistência ao colapso:
Fonte: Notas de aula de Wilson da Mata, PPGCEP, UFRN – 2006
 Como o valor máximo de �@ acontece na parede interna do tubo � = �� , obtemos:
�@ = � −
?
�	
 O sinal negativo na fórmula acima indica esforço de compressão;
� =
−#���
	
��
	 − ��
	 ? =
#���
	��
	
��
	 − ��
	
�@ =
−#���
	
��
	 − ��
	 −
#���
	��
	
��
	 − ��
	
��
	
�@ = −
2#���
	
��
	 − ��
	
 Portanto, quando nesse ponto se atingir o limite de escoamento �@ = � , se terá a máxima pressão
externa que o elemento tubular poderá suportar #� = �1 . Portanto, teremos que:
� =
2�1��
	
��
	 − ��
	 �1 =
� ��
	 − ��
	
2��
	
�1 =
� �� − �� �� + ��
2��
	
�1 =
�0 �� − 0
2
��
	
4
Perfuração de poços
 Esforços na coluna de perfuração – resistência ao colapso:
Fonte: Notas de aula de Wilson da Mata, PPGCEP, UFRN – 2006
 Por fim:
 Essa fórmula é a mais utilizada para a estimativa.
 Existem outros tipos de falha, sendo necessária uma análise global.
�1 =
2�
��
0
− 1
��
0
	
Perfuração de poços
 Esforços na coluna de perfuração – resistência ao colapso – análise global:
Fonte: Notas de aula de Wilson da Mata, PPGCEP, UFRN – 2006
a) Para as seguintes relações de �� 0⁄ (falha pseudo-plástica):
�1 =
2�
��
0
− 1
��
0
	
Grau do aço Relação EF G⁄
E Menor que 13,60
X Menor que 12,85
G Menor que 12,57
S Menor que 11,92
b) Para as seguintes relações de �� 0⁄ (falha plástica):
�1 = �
�′
��
0
− ?′ − I′
Grau do aço Relação EF G⁄
E Entre 13,60 e 22,91
X Entre 12,85 e 21,33
G Entre 12,57 e 20,70
S Entre 11,92 e 19,18
Grau do aço J′ K′ L′
E 3,054 0,0642 1.806
X 3,124 0,0743 2.404
G 3,162 0,0794 2.702
S 3,278 0,0946 3.601
Perfuração de poços
 Esforços na coluna de perfuração – resistência ao colapso – análise global:
Fonte: Notas de aula de Wilson da Mata, PPGCEP, UFRN – 2006
c) Para as seguintes relações de �� 0⁄ (falha na transição):
Grau do aço Relação EF G⁄
E Entre 22,91 e 32,05
X Entre 21,33 e 28,36
G Entre 20,70 e 26,89
S Entre 19,18 e 23,44
d) Para as seguintes relações de �� 0⁄ (falha regime elástico):
�1 =
46,95 · 10,
��
0
��
0
− 1
	
Grau do aço Relação EF G⁄
E Maior que 32,05
X Maior que 28,36
G Maior que 26,89
S Maior que 23,44
Grau do aço J K
E 1,990 0,0418
X 2,029 0,0492
G 2,053 0,0515
S 2,133 0,0615
�1 = �
�
��
0
− ?
• Para o cálculo do tubo desgastado, considera-se o desgaste acontecendo no diâmetro externo e utiliza-
se um fator de segurança de 1,125:
�31 =
�1
1,125
Perfuração de poços
 Esforços na coluna de perfuração – resistência ao colapso – análise global:
Fonte: Notas de aula de Wilson da Mata, PPGCEP, UFRN – 2006
• Exemplo:
o Qual é a resistência ao colapso de um tubo de perfuração novo, 4 ½” OD, 16,6 lb/ft, grau E? E para a
classe Premium? E a Classe 2?
a) Tubo novo:
A pressão de colapso é resultante do diferencial entre a pressão externa #� e a pressão interna #� ao
tubo, quando a pressão externa é maior que a interna.
0 =
4� − 5�
2
=
4,5 − 3,826
2
= 0,337"
Pelas tabelas do API RP 7G, para drill pipe novo, 4 ½” OD, 16,6 lb/ft, grau E:
Tensão de escoamento:
Diâmetro interno:
Espessura de parede:
� = 75.000 :;<
5� = 3,826"
Na tabela direto: 0 = 0,337"
��
0
=
4,5
0,337
= 13,353 < 13,60 (tabela de falha pseudo-plástica): Grau do aço Relação EF G⁄
E Menor que 13,60
X Menor que 12,85
G Menor que 12,57
S Menor que 11,92
�1 =
2�
��
0
− 1
��
0
	 =
2 · 75000 · 13,353 − 1
13,353 	
= 10.392 :;<
Aplicando fator de segurança:�31 =
�1
1,125
=
10.392 :;<
1,125
= 9.237 :;<
Perfuração de poços
 Esforços na coluna de perfuração – resistência ao colapso – análise global:
Fonte: Notas de aula de Wilson da Mata, PPGCEP, UFRN – 2006
• Exemplo:
o Qual é a resistência ao colapso de um tubo de perfuração novo, 4 ½” OD, 16,6 lb/ft, grau E? E para a
classe Premium? E a Classe 2?
b) Tubo Premium (desgaste de 20%):
��
0
=
4,3652
0,2696
= 16,19 < 22,91 (tabela de falha plástica):
�� = 4,5" − 2 · 0,337" − 0,2696“ = 4,3652"
Aplicando fator de segurança: �31 =
�1
1,125
=
7.525 :;<
1,125
= 6.689 :;<
0 = 0,8 ·
4� − 5�
2
= 0,8 · 0,337" = 0,2696"Espessura de parede:
Diâmetro externo:
Grau do aço J′ K′ L′
E 3,054 0,0642 1.806
X 3,124 0,0743 2.404
G 3,162 0,0794 2.702
S 3,278 0,0946 3.601
�1 = �
�′
��
0
− ?′ − IO = 75000
3,054
16,19
− 0,0642 − 1806
�1 = 7.525 :;<
Perfuração de poços
 Esforços na coluna de perfuração – resistência ao colapso – análise global:
Fonte: Notas de aula de Wilson da Mata, PPGCEP, UFRN – 2006
• Exemplo:
o Qual é a resistência ao colapso de um tubo de perfuração novo, 4 ½” OD, 16,6 lb/ft, grau E? E para a
classe Premium? E a Classe 2?
b) Tubo classe 2 (desgaste de 30%):
��
0
=
4,2978
0,2359
= 18,22
(tabela de falha plástica):
Aplicando fator de segurança:�31 =
�1
1,125
=
5.951,2 :;<
1,125
= 5.290 :;<
0 = 0,7 ·
4� − 5�
2
= 0,8 · 0,337" = 0,2359"Espessura de parede:
Diâmetro externo:
Grau do aço J′ K′ L′
E 3,054 0,0642 1.806
X 3,124 0,0743 2.404
G 3,162 0,0794 2.702
S 3,278 0,0946 3.601
�1 = �
�′
��
0
− ?′ − IO = 75000
3,054
18,22
− 0,0642 − 1806
�1 = 5.951,2 :;<
�� = 4,5" − 2 · 0,337" − 0,2359“ = 4,2978"
Portanto: 13,60 <
��
0
= 18,22 < 22,91
Perfuração de poços
 Esforços na coluna de perfuração – resistência ao colapso – análise global:
Fonte: Notas de aula de Wilson da Mata, PPGCEP, UFRN – 2006
• Exercício em sala:
o Qual é a resistência ao colapso de um tubo de perfuração novo, 5 ½” OD, 21,9 lb/ft, grau X? E para a
classe Premium? E a Classe 2?
Perfuração de poços
 Esforços na coluna de perfuração – torção da coluna de perfuração:
Fonte: Notas de aula de Wilson da Mata, PPGCEP, UFRN – 2006
• O torque P se relaciona com a tensão de cisalhamento máxima Q�&R , o momento polar de inércia S
e o raio externo do tubo T� , pela expressão:
Onde:
S =
�
64
��
U − ��
U
P = S
Q�&R
T�
• A tensão de cisalhamento máxima é obtida em um teste de tração simples
para se medir a tensão de escoamento. Ela ocorre quando:
Q�&R = 0,5�
O API considera: Q�&R = 0,577�
 Para o cálculo de tubos desgastados, considera-se o desgaste na
espessura acontecendo no diâmetro externo;
P = torque;
S = momento polar de inércia;
Q�&R = tensão de cisalhamento máxima;
�� = OD;
�� = ID.
Perfuração de poços
 Esforços na coluna de perfuração – torção da coluna de perfuração:
Fonte: Notas de aula de Wilson da Mata, PPGCEP, UFRN – 2006
• Exemplo:
o Qual é a resistência à torção de um tubo novo de perfuração, 4 ½” OD, 16,6 lb/ft, grau E? E para a
classe Premium? E para a Classe 2?
O torque ou torção P se relaciona com a tensão de cisalhamento máxima Q�&R , o momento polar de
inércia S e o raio externo T� , pela expressão:
P = S
Q�&R
T�
Onde: S =
�
64
��
U − ��
U Q�&R = 0,577�e
a) Tubonovo:
T� =
4�
2
=
4,5
2
= 2,25"
Pelas tabelas do API RP 7G, para drill pipe novo, 4 ½” OD, 16,6 lb/ft, grau E:
Tensão de escoamento:
Diâmetro externo:
Raio externo:
� = 75.000 :;<
4� = 4,5"
Diâmetro interno: 5� = 3,826"
Q�&R = 0,577 · 75000 :;< = 43.275 :;< S =
�
64
4,5U − 3,826U = 9,61 <VU
P = S
Q�&R
T�
= 9,61<VU ·
43.275 :;<
2,25"
= 184.832 WXY · <V = 15.402 WXY · Y0
Perfuração de poços
 Esforços na coluna de perfuração – torção da coluna de perfuração:
Fonte: Notas de aula de Wilson da Mata, PPGCEP, UFRN – 2006
• Exemplo:
o Qual é a resistência à torção de um tubo novo de perfuração, 4 ½” OD, 16,6 lb/ft, grau E? E para a
classe Premium? E para a Classe 2?
b) Tubo Premium (desgaste 20%):
T� =
4�
2
=
4,3652
2
= 2,1826"
Pelas tabelas do API RP 7G, para drill pipe novo, 4 ½” OD, 16,6 lb/ft, grau E:
Tensão de escoamento:
Espessura:
Raio externo:
� = 75.000 :;<
0 = 0,8 · 0,337" = 0,2696"
Diâmetro interno: 5� = 3,826"
Q�&R = 0,577 · 75000 :;< = 43.275 :;< S =
�
64
4,3652U − 3,826U = 7,30 <VU
P = S
Q�&R
T�
= 7,30 <VU ·
43.275 :;<
2,1826"
= 144.739 WXY · <V = 12.061 WXY · Y0
�� = 4,5" − 2 · 0,337" − 0,2696“ = 4,3652"Diâmetro externo:
Perfuração de poços
 Esforços na coluna de perfuração – torção da coluna de perfuração:
Fonte: Notas de aula de Wilson da Mata, PPGCEP, UFRN – 2006
• Exemplo:
o Qual é a resistência à torção de um tubo novo de perfuração, 4 ½” OD, 16,6 lb/ft, grau E? E para a
classe Premium? E para a Classe 2?
c) Tubo classe 2 (desgaste 30%):
T� =
4�
2
=
4,2978
2
= 2,1489"
Pelas tabelas do API RP 7G, para drill pipe novo, 4 ½” OD, 16,6 lb/ft, grau E:
Tensão de escoamento:
Espessura:
Raio externo:
� = 75.000 :;<
0 = 0,7 · 0,337" = 0,2359"
Diâmetro interno: 5� = 3,826"
Q�&R = 0,577 · 75000 :;< = 43.275 :;< S =
�
64
4,2978U − 3,826U = 6,23 <VU
P = S
Q�&R
T�
= 6,23 <VU ·
43.275 :;<
2,1489"
= 125.446 WXY · <V = 10.453 WXY · Y0
�� = 4,5" − 2 · 0,337" − 0,2359“ = 4,2978"Diâmetro externo:
Perfuração de poços
 Esforços na coluna de perfuração – torção da coluna de perfuração:
Fonte: Notas de aula de Wilson da Mata, PPGCEP, UFRN – 2006
• Exercício em sala:
o Qual é a resistência à torção de um tubo de perfuração novo, 5 ½” OD, 21,9 lb/ft, grau X? E para a
classe Premium? E a Classe 2?
Principais Fontes Bibliográficas
Obrigado pela atenção!!!
e-mail: anthony_andrey@yahoo.com
Universidade Federal de São Paulo
Campus Baixada Santista
Instituto de Saúde e Sociedade
Departamento de Ciências do Mar
Coordenação de Engenharia de Petróleo