Curso Básico de COP com fotos de acessórios

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 TÓPICOS
1- EQUIPAMENTOS DE SUB SUPERFÍCIE
2-PACKER’S
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1-Equipamentos de sub superfície
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TUBOS DE PRODUÇÃO
SHEAR-OUT
HYDRO TRIP
NIPLE DE ASSENTAMENTO
STANDING VALVE
SLIDING SLEEVE
MANDRIL DE GL
BOMBA BOMBEIO MECÂNICO
BOMBA BCP
FILTROS DE PRODUÇÃO
ÂNCORA DE TORQUE
TSR
JUNTAS DE EXPANSÃO
DHSV
OUTROS EQUIPAMENTOS(CHECK VALVE,FILTROS, CENTRALIZADOR FR E CONECTORES ON-OFF)
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TUBOS DE PRODUÇÃO
Conduzir, de forma otimizada e segura, os fluidos produzidos até a superfície, com auxílio de métodos de elevação artificial, se necessário
Proteger o revestimento contra fluidos agressivos (CO2, H2S) e pressões elevadas
Possibilitar a circulação de fluidos para o amortecimento do poço
Permitir a instalação de equipamentos de segurança (DHSV)
Conjunto de equipamentos descidos dentro do revestimento de produção, com os seguintes objetivos:
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Tubos de Produção
Roscas mais usadas
EU (external upset)
 NU (non upset)
Seleção dos tubos de produção
diâmetro do revestimento de produção
máxima vazão esperada
fluidos a serem produzidos
esforços mecânicos
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EU (external upset)
 NU (non upset)
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Composições mais Usuais
Produção de gás/surgência
Produção de óleo BM/BPC/BCS e GL
Produção seletiva
Produção com CO2/H2S
Poço injetor
Altas vazões ou poços horizontais
Coluna para operação(fraturamento , etc)
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TUBOS DE PRODUÇÃO
ESPECIFICAÇÃO:
DIÂMETRO EXTERNO, ROSCA, GRAU DO AÇO ,PESO E RANGE.
	Ex.: 2 7/8”, EU, N-80, 6,5 lb/pé, Range 2
DIÂMETRO EXTERNO:
	API : 1,05” a 4,5”
	PETROBRÁS : 2 3/8”, 2 7/8”, 3 1/2”, 4,5”
GRAU DO AÇO:
	REPRESENTA A TENSÃO DE ESCOAMENTO 		MÍNIMA EM ksi
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ROSCAS :
O API 5B RECOMENDA ROSCAS DE FORMA ARREDONDADA E ENROSCAMENTO À DIREITA. 	 • EU (EXTERNAL UPSET) 	 • NU (NON UPSET) 	 
RANGE 	 • RANGE 1 : 20 a 24 pés 	 • RANGE 2 : 28 a 32 pés
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*/150
Tipos de roscas 
Principais características dos tubos de produção mais comuns
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 Principais características dos tubos de produção mais comuns
 5 1/2” BTC
3.1/2” EU
4.1/2” EU 
Grau do aço
 N-80
 N-80
N-80
 17
9,3
12,75
4,892
 2,992”
 3,958
 4,767
2,867”
3,833
6,050
4,500
5,563
6,280
10530
7500
 7740
10160
8430
348000
202220
 288040
4000
 3200
4000
0,0286
0,0500
0,0105
0,0146
Peso (lb/pé)
ID (pol)
Drift (pol)
OD da luva (pol)
Colapso (psi)
Pressão interna (psi)
Tração (psi)
Torque (lbf.pé)
Capacidade (bpm)
Deslocamento (bpm)
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 SHEAR OUT
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Shear-out dupla
 em corte 
Shear out tripla
 em esquema
Sedes e esferas da Shear-out
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_938845981.unknown
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Características do Sub de Pressurização (Shear-out)
Composta de duas sedes para esferas, cada uma apoiada numa série independente de parafusos de cisalhamento
Pressão de cisalhamento ajustável
Não rompe c/ pressão de baixo para cima
Perfil cônico na extremidade inferior
Para comunicação plena basta pressurizar e romper a sede, que cai para o fundo do poço
São posicionados na extremidade inferior da coluna
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Uso da Shear-out
Teste de estanqueidade da coluna
Assentamento, através de pressurização, de packer hidráulico
Combate a perda de circulação
Em conjunto com o fluido de completação, funcionar com primeira barreira de segurança
Facilitar descida da coluna, devido perfil cônico na sua extremidade
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HTPS -hidro-trip pressure sub
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Nipples de Assentamento
São subs que possuem área polida para vedação e uma sede de travamento, po-dendo ser não seletivo (R) ou seletivo (F)
Servem para alojar:
plugues (isolamento de zonas)
standing valves (impedir perda de fluido para a formação)
instrument hanger com registradores de pressão para testes de produção
chokes (de uso raro, para permitir produção simultânea de duas zonas com pressões diferentes)
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Standing - valve
Standing - valve assentando
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Standing – valve
Diâmetros mais comuns
1 ½“
2 “
2 ½”
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SLIDING SLEEVE
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CHECK VALVE
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 MANDRIL DE GÁS LIFT
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Mandril de 
gas lift - MGL
Instalando uma
VGL na bolsa do
MGL
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Válvula de orifício
VGL de pressão - em corte
Engaxetamento inferior / check - valve
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BOMBAS BM
EX.: 20 175 -15’ BF-5
 25 225 - 20’ BF-3
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BOMBAS BCP
EX.: T 25 -20 -150
25= diâmetro mínimo da coluna
20= vazão 20 m³/d
150= capacidade em kgf/cm³ que suporta
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ÂNCORA DE TORQUE
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 ÂNCORA DE TORQUE
A âncora de Torque é um dispositivo projetado para
prevenir que a coluna de produção do poço desenrosque
sob a ação de torque reativo produzido pela fricção entre
rotor e estator das bombas de cavidades progressivas
durante a operação.
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TSR - Tubing seal receptacle (junta telescópica)
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TSR - Tubing seal receptacle (junta telescópica)
Além de compensar o alongamento ou encurtamento dos tubos durante a produção ou injeção, facilita o balanceio da coluna e possibilita a retirada da coluna acima do packer, sem desassentá-lo. 
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 JUNTA DE EXPANSÃO 
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JUNTA DE EXPANSÃO
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 VÁLVULA DHSV
São equipamentos utilizados na coluna de produção, abaixo da cabeça do poço, como componente da primeira barreira de segurança para prevenção de erupções ou fluxos descontrolados do poço, no caso de dano ou falha nos equipamentos de superfície. Permite controle imediato e a qualquer tempo do fluxo de fluido pela coluna. 
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 DHSV
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Válvula de Segurança de Subsuperfície (DHSV)
Posição
Abaixo de dois tubos
Função
Garantir fechamento do poço, mesmo com catástrofe na superfície
É parte integrante da primeira barreira de segurança 		
Não é instalada em alguns poços (sabidamente sem riscos de erupções)
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Válvula de Segurança de Subsuperfície (DHSV)
Posição
Abaixo de dois tubos
Função
Garantir fechamento do poço, mesmo com catástrofe na superfície
É parte integrante da primeira barreira de segurança 		
Não é instalada em alguns poços (sabidamente sem riscos de erupções)
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CHECK VALVE
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 FILTROS DE PRODUÇÃO
São equipamentos que tem a finalidade de evitar a produção de areia ou outros sólidos , como também a produção de gás. 
São instalados logo abaixo da bomba BM, BCP ou BCS
 Cavins
 SG-1
 Centron
 
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CENTRALIZADOR DE COLUNA
Tem a finalidade de evitar choques dos equipamentos de bombeio com o revestimento do poço e conseqüentemente a quebra prematura 
É descido imediatamente acima da bomba
 Centralizador FR
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CONECTORES DIVISORES DE COLUNA 
ON-OFF LINES
 R-10
ON- OFF
 L-10
 É usado na produção, tratamento, teste ou
outras operações de poço, onde é desejado desconectar a coluna, do obturador, sem a
necessidade de desassentar o obturador. Possui internamente um diâmetro polido e um
perfil F para assentamento de ferramentas para controle de fluxo. Pode ser pinado na
posição para liberação por tração ou por compressão e possui mecanismo de engate
automático por compressão. Normalmente é fornecido com mecanismo para liberação
com tração e giro a esquerda, mas pode ser fornecido com mecanismo para liberação por
compressão e giro a direita.
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 PACKER’S
 OBTURADORES 
revestimento
packer
canhoneado
São equipamentos de sub superfície, utilizados para isolar zonas de um poço, do revestimento, em casos de operações especias ou produção. 
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PACKER
vedar espaço anular
proteger revestimento
isolar canhoneados
melhorar condições surgência
manter fluido
no anular
1. 0BJETIVOS
elemento de vedação
mecanismo de fixação
mecanismo de ancoragem (HOLD-DOWN * e CUNHAS)
junta de segurança *
junta de circulação *
mecanismo travamento interno
acionamento hidraúlico
2. PARTES DE UM PACKER
* ACESSÓRIOS
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CLASSIFICAÇÃO DOS PACKERS
1. QUANTO A PAREDE DO POÇO
 A POÇO ABERTO
 A POÇO REVESTIDO
2. QUANTO AO ASSENTAMENTO
 MECÂNICO
 HIDRAÚLICO
 
3. QUANTO AO MODO DE DESCIDA
 A COLUNA
 A CABO 
4. QUANTO A NATUREZA DO ESFORÇO DE ASSENTAMENTO
 COMPRESSÃO
 TRAÇÃO
 
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5. QUANTO AO NÚMERO ANCORAGENS
 SIMPLES
 DUPLA
6. QUANTO AO NÚMERO DE COLUNAS
 SIMPLES
 DUPLO
7. QUANTO A FINALIDADE
 PRODUÇÃO 
 OPERAÇÃO
 
8. QUANTO A RECUPERABILIDADE
 RECUPERÁVEL
 PERMANENTE
CLASSIFICAÇÃO DOS PACKERS
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PACKER R-3 DG
 
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PACKER R-3 DG
 
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Assentamento mecânico a compressão
Dupla ancoragem
Junta de circulação
Hold down
Elementos de fixação e vedação
Equipagem ou operação
R3 DG
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 PACKER EA
Assentamento mecânico a compressão
Dupla ancoragem
Operações especias
Junta de circulação
Hold –down
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 PACKER EA
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PACKER FH
Assentamento hidráulico
Hold down
Elementos de fixação e vedação
Muito utilizado em poços desviados
Necessita de tamponamento temporário na coluna para seu assentamento(hydro trip,sheart-out , etc) 
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PACKER FH
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ASSENTAMENTO DO PACKER FH
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ASSENTAMENTO DO PACKER FH
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Elementos de vedação
(borrachas do packer FH)
Conjunto de ancoragem do
packer modelo FH
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PACKER AD-1
 
Assentamento mecânico
Àtração
Não possui junta de circulação
Utilizado na equipagem de poços de água
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PACKER MOD C
“ C ” full bore : É um packer recuperável, simples, mecânico com duplo conjunto de cunhas que armam em sentido inverso. Pode ser fixado à compressão ou à tração. Não possui junta de circulação integrada.
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PACKER
DUPLO
GT
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PACKER
AR-1
Não tem cunha
Tem junta de circulação
À compressão
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BRIDGE PLUG
1 - OBJETIVO
 Isolar a parte do poço abaixo dele
2 - PARTES
 Elementos de vedação
 Mecanismo de assentamento
3- CLASSIFICAÇÃO
 Quanto ao mecanismo de assentamento
 - a coluna
 - a cabo
 Quanto a recuperabilidade
 - recuperável
 - permanente
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