Resumo de Perfuração de Poços

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Capítulo I: Fundamentos de Perfuração 
 1. Métodos Geofísicos de prospecção de petróleo 
• Sísmica 
• Gravimetria 
• Magnetometria 
• Magneto-telúrico 
2. Etapas da Prospecção de Petróleo 
• Geólogo 
• Geofísico 
• Perfuração 
• Perfilagem 
• Completação 
• Reservatório 
• Produção 
• Transporte 
• Refino 
3. Classificação dos poços 
• Finalidade - Exploração 
 - Explotação 
 - Especial 
• Profundidade Final - Rasos 
 - Médios 
 - Profundos 
• Fatores que influenciam no percurso - Dureza das formações 
 - Inclinação das rochas 
• Classificação - Vertical 
 - Horizontal 
 - Direcional 
 
4. Nomenclatura 
7 – MG – 50 – BA 
 
 
 
 
• Poço Direcional: Acrescenta letra “D” no número de ordem; 
• Poço Marítimo: Acrescenta letra “S” no estado de federação; 
• Poço Repetido: Acrescenta letra “A”, “B”, “C”, “E” no número de ordem; 
• Poço Horizontal: Acrescenta letra “H” no número de ordem; 
• Poço partilhado ou multilateral: Acrescenta letra “P” no número de ordem. 
 
Finalidade 
do poço 
Nome do campo 
(2-4 letras) 
Número do 
poço 
Estado da 
Federação 
5. Métodos de Perfuração 
• Percussivo: rochas golpeadas por uma broca 
• Rotativo: broca fragmenta a rocha 
6. Sistemas 
• O equipamento é agrupado nos chamados Sistemas de uma Sonda e são divididos em 
SISTEMAS DE SUPERFÍCIE e SISTEMAS DE SUBSUPERFÍCIE. 
Sistemas de Superfície Sistemas de Subsuperfície 
Sistema de sustentação de carga Coluna de perfuração 
Sistema de geração e transmissão de energia 
Sistema de movimentação de cargas 
Sistema de rotação 
Sistema de circulação 
Sistema de segurança do poço 
Sistema de monitoração 
Sistemas auxiliares 
 
6.1. Sistema de sustentação de carga 
• Torres e Mastros: Estrutura piramidal truncada e devem possuir rigidez suficiente 
para resistir aos esforços de carga máxima; 
• Características: Sustentar com segurança todas as cargas a ela impostas. 
6.2. Sistema de geração e transmissão de energia 
• Dependendo do modo de transmissão de energia as sondas de perfuração são 
classificadas em: 
- Sonda Mecânica: Energia é levada para uma transmissão principal através de 
conversores de torque e embreagens; 
- Sonda Diesel Elétrica: Os motores diesel são acoplados diretamente aos geradores de 
energia elétrica. Sistema mais utilizado: sistema de corrente 
alternada (sem retificação da corrente). 
6.3. Sistema de movimentação de cargas 
• Permite içar ou abaixar colunas de perfuração e de revestimento, ou quaisquer outros 
equipamentos de subsuperficie. 
• Seus componentes: 
- Guincho (Drawwork): É o equipamento da sonda responsável pela 
movimentação vertical das tubulações no poço. 
- Bloco de coroamento (Crown Block): Conjunto de 4-6 polias montada num eixo central, 
suportado por dois mancais de deslizamento 
apoiados em vigas de aço localizadas no topo da 
torre; 
- Catarina (Travelling Block): Conjunto de polias móveis montadas num eixo 
apoiados nas paredes da própria catarina. Fica 
suspensa pelo cabo de perfuração e o gancho fica 
preso em sua parte inferior; 
 
- Gancho da Catarina (Hook): Peça em forma de gancho na qual se pendura os 
elos superiores dos braços do elevador. No 
gancho principal se suspende a cabeça de injeção; 
- Elevadores (Elevator): Equipamento utilizado para segurar a tubulação 
durante as movimentações. 
 
6.3.1. Cabo de perfuração 
• Apresenta alguns pontos críticos devido ao desgaste; 
• Incremento da vida útil é feita deslocando os pontos críticos; 
• Partes: 
- Número de pernas: As pernas são formadas pelo enrolamento de arames de aço em 
torno de um arame central; 
- Composição: Disposição dos fios em cada perna. Flexibilidade e resistência é 
função do diâmetro dos arames externos; 
- Alma: Podem ser de fibra natural ou artificial, pode ser formada por uma 
perna de cabo ou por um cabo de aço independente; 
- Torção do cabo: Torção regular: fios são torcidos no sentido oposto a torção das 
próprias pernas -> maior estabilidade. Torção Lang: fios torcidos no 
mesmo sentido da torção das pernas -> aumenta a resistência a 
abrasão e sua flexibilidade; 
- Passo de um cabo: Distancia horizontal correspondente a uma volta completa de uma 
perna em torno da alma -> Elasticidade, Flexibilidade, Coesão 
estrutural e Resistência a abrasão e compressão. 
- Preformação: Processo que faz com que os arames e pernas tenham formato 
helicoidal; 
- Resistência: Carga de ruptura mínima efetiva. 
 
6.4. Sistema de circulação 
• Responsável pelo bombeamento do fluido de perfuração. Promove o tratamento do 
fluido após a saída do poço. 
• Principais elementos: 
- Tanque de lama: Feitos de chapas de aço, são interligados entre si por tubos; 
- Bombas de lama: Fornece energia ao fluido para circulação. As bombas de lama 
podem ser de dois tipos: DUPLEX (um tubo de sucção e outro de 
descarga) ou TRIPLEX (três pistões – sucção e descarga apenas na 
face anterior dos pistões); 
- Manifold: Conjunto de válvulas que recebem os mangotes de descarga das 
bombas; 
- Tubo de Bengala ou 
 Mangueira de Lama: 
- Saída de lama: O “flowline” conecta o espaço anulado do poço aos tanques de 
lama. A lama passa pela saída de lama e depois vai para a peneira 
vibratória; 
- Sistema de tratamento de lama: ver secção 6.4.1 
Permite o bombeiro de lama em qualquer altura; 
6.4.1. Sistema de tratamento de lama 
 
 
 
Peneira Vibratória Processa a separação dos sólidos grossos; 
Desareiador 
Conjunto de dois hidrociclones. O hidrociclone é um tubo cônico e 
possui duas saídas: a inferior para as partículas sólidas descartadas e 
a superior (muito maior que a inferior) para o fluxo de lama; 
Dessiltador Bateria de hidrociclones responsável por descartar micropartículas 
que possam ter passado pelo desareiador; 
Centrifuga Responsável pela retirada de partículas ainda menores ainda 
existentes; 
Desgaseificador Usado apenas quando há quantidade de gás significativo. 
 
6.5. Sistema de rotação 
• Nas sondas convencionais a coluna de perfuração é girada pela mesa rotativa localizada 
na plataforma da sonda. Equipamentos: mesa rotativa, kelly, kelly-bushing e swivel. 
 
Mesa rotativa Recebe energia como rotação do eixo vertical e transforma em 
rotação no eixo horizontal. Suporta o peso da coluna; 
Kelly É a haste ligada a coluna de perfuração, que lhe transmite 
diretamente rotação e torque; 
Kelly-bushing Elemento de ligação entre a mesa rotativa e a coluna de perfuração; 
Cabeça de injeção – 
Swivel 
Liga as partes girantes as não girantes. Permite livre rotação da 
coluna de perfuração. Injeta o fluido de perfuração no interior da 
coluna. 
 
• Nas sondas equipadas com TOP DRIVE a rotação é transmitida diretamente ao topo da 
coluna de perfuração por um motor aclopado a catarina. 
 
Top Drive Elimina o uso da mesa rotativa, kelly e kelly-bushing. A coluna de 
perfuração gira movida por um motor conectado ao seu topo. Usado 
para poços horizontais e de grande afastamento. 
 
• Quando perfurado por um motor de fundo, colocado logo acima da broca, o torque é 
gerado pela passagem do fluido de perfuração. 
 
Motor de fundo O torque é aplicado diretamente a broca, sem necessidade de girar a 
coluna de perfuração. 
 
6.6. Coluna de perfuração 
• É a junção de vários elementos tubulares com as seguintes funções: aplicar peso sobre a 
broca, transmitir rotação para a broca no método rotativo convencional e permitira 
circulação de fluido de perfuração até a broca. 
• Elementos tubulares: 
Tubo de perfuração 
( DRILL PIPE – DP ) 
Tubos de aço com junções cônicas ( Tool joint) soldadas em suas 
extremidades; 
Tudo de perfuração 
pesado 
( HAVY WEIGHT DRILL PIPE 
– HWDP ) 
São elementos intermediários entre o tudo de perfuração e os 
comandos. São colocados acima dos comandos, permitindo uma 
mudança mais gradual na rigidez da coluna. Bastante usados em 
poços direcionais; 
Comandos 
( DRILL COLLAR – DC ) 
São tubos de aço de parede espessa, colocados acima da broca para 
fornecer peso para perfurar. As conexões são mais frágeis que o 
corpo do tubo. 
 
• Elementos acessórios: 
Substitutos 
Pequenos tubos que desempenhas várias funções de acordo com 
suas características; 
Estabilizadores Serve para centralizar a coluna de perfuração 
Escareadores 
Ferramenta estabilizadora, sendo mais usada quando perfurando 
rocha duras e/ou abrasivas; 
Alargadores 
Servem para aumentar o diâmetro de um trecho já perfurado de um 
poço. 
 
• Ferramentas de manuseio: permitem enroscar, desenroscar e ancorar a coluna na mesa 
rotativa. 
Chave Flutuante 
Localizam-se suspensas na plataforma e permitem dar o torque de 
aperto ou desaperto nas uniões cônicas dos elementos tubulares da 
coluna; 
Chave Hidráulica 
Servem para enroscar ou desenroscar os tubos de perfuração sem 
dar o torque de aperto; 
Cunha 
Servem para apoiar totalmente a coluna de perfuração na 
plataforma; 
Colar de Segurança 
Equipamento colocado no comando apoiado pela cunha na mesa 
rotativa com a finalidade de promover o batente no caso de 
deslizamento. 
 
 
6.7. Sistema de Segurança do Poço 
• Para se evitar uma invasão descontrolada de fluidos da formação para o poço: 
BOP 
( Blowout preventer) 
Composto de um preventor anular (interrompe o fluxo de 
fluidos com o uso de uma borracha sintética), preventores de 
gaveta e um de gaveta cega. O acionamento é hidráulico. 
Unidade 
acumuladora/acionadora 
Para o BOP deve haver um volume de fluido hidráulico suficiente 
para fechar/abrir todas as gavetas. Este fluido fica armazenado 
na Unidade acumuladora; 
Painéis remotos de 
controle 
Normalmente existe dois painéis: um ao lado do sondador na 
plataforma e outro afastado da área de maior risco; 
Linhas de matar e do 
choque 
Usado para a injeção de fluidos pelo espaço anular. 
 
6.8. Sistema de Monitoração 
• Permite um acompanhamento virtual dos parâmetros de perfuração (sensores, 
transmissores, indicadores e registradores) em relação ao tempo. 
• Variáveis registradas: 
Peso sobre a broca 
Peso suspenso no gancho. O sensor de peso fica ancorado na linha 
morta do cabo de perfuração; 
Taxa de penetração 
Rotação e torque na 
mesa 
Torquimetro – mede-se o torque na mesa rotativa 
Velocidade e 
pressão na bomba 
Tacômetro – mede-se velocidade de rotação na mesa rotativa (rpm) 
ou velocidades da bomba de lama (ciclo/min) 
 
7. Sondas de Perfuração 
 
 
 
A – Plataforma onshore C – Plataforma Submersível E – Plataforma Semi-submersível (SS) 
B – Sonda Modulada (SM) D – Plataforma Auto-elevável F – Navio Sonda (NS) 
 
A B C D E F 
Capítulo II: Fluidos de Perfuração 
1. Sistema de circulação do fluido de perfuração 
• A partir do fundo do poço a lama sobe pelo espaço anular que existe entre a coluna de 
perfuração e o poço, transportando também os detritos gerados pela broca. 
• A lama flui para fora até chegar a peneiras utilizadas para separar a maioria dos cortes de 
grande tamanho. 
• Posteriormente, a lama entra no tanque de sucção para circular novamente dentro do 
poço. Nesse tanque são adicionado aditivos a lama como argila e agentes densificantes. 
2. Funções do fluido de perfuração 
• Retirar os cortes de cascalho do fundo do poço; 
• Controlar as pressões da formação; 
• Suspender e descarregar os cortes; 
• Selar as formações permeáveis; 
• Manter a estabilidade do poço; 
• Minimizar os danos ao reservatório; 
• Resfriar, lubrificar e apoiar a broca e o conjunto da perfuração; 
• Transmitir a energia hidráulica as ferramentas e broca; 
• Assegurar uma avaliação adequada da formação; 
• Controlar corrosão 
• Facilitar a cimentação e a completação; 
• Minimizar o impacto ao meio ambiente. 
3. Condições para a seleção de um fluido de perfuração 
• Os principais fatores que governam a seleção do fluido de perfuração são: 
- Tipos de formações a serem perfuradas; 
- Variação de temperatura, esforço, permeabilidade e pressão de poro; 
- O método de avaliação da formação a ser utilizado; 
- Qualidade da água disponível; 
- Considerações ecológicas. 
4. Tipos de fluidos de perfuração 
• Lamas de base água – mais comumente utilizados; 
• Lama de base óleo – mais caros e requerem maior controle ambiental; 
• Gases – limitado para formações competentes e impermeáveis. 
5. Testes para diagnósticos 
• São necessários para o acompanhamento das funções do fluido em forma apropriada. 
• Os recomendados pela API são: 
Balança de Lama Preencher o deposito com uma amostra de lama e determinar a 
posição da balança; 
Funil Marsh 
Mede o tempo requerido para uma amostra de ¼ de galão fluir 
através de um funil Marsh; 
Parâmetros 
Reológicos 
Definem o comportamento do fluido em fluxo, seguindo um modelo 
matemático ( Newtoniano, Bingham ou Potencias ) 
Viscosímetro 
Rotacional 
Fornece valores mais específicos enquanto as características 
reológicas da lama; 
Determinação do pH Expressar a concentração de H+ de uma solução aquosa; 
Filtro de prensa API 
Determina: a taxa de filtração através de um papel filtro padrão e a 
taxa na qual a espessura do reboco se incrementa num papel filtro 
baixo condições de teste. 
A área padrão API do filtro prensa é de 45 cm2. 
O filtrado API é a quantidade de liquido em cm3 coletados em 30 
minutos e uma pressão de 100psi. 
Na prática o filtrado é medido depois de 7,5 minutos e multiplicado 
por 2 para obter o filtrado API 
Análise química Determinar a concentração de íons presentes na lama; 
Molalidade (m): g mols (soluto)/kg (solvente) 
Molaridade (M): g mols (soluto)/L (solução) 
Normalidade (N): equivalente grama* (soluto)/L (solução) 
Miligramas por litro: mg (soluto)/L (solução) 
Partes por milhão (ppm): no soluto (g)/milhão de solução (g) 
Porcentagem em peso (%): no soluto (g)/100g de solução 
Alcalinidade Alcalinidade = 0.26 (Pm – fw.Pf) 
Concentração de 
cloro 
O sal pode contaminar a lama de perfuração quando uma formação 
salina é perfurada. Sal é removido como um precipitato. 
Dureza da água Chamado assim quando a agua tem grandes quantidades de Ca2+ e 
Mg2+. Frequentemente encontrados no fluido de perfuração. 
Retorta de lama 
É usada para determinar a fração em volume de petróleo, água e 
sólidos na lama. 
 
6. Lamas a base de água 
• Durante a perfuração, partículas de argila se hidratam e incrementam a viscosidade da 
lama, o que facilita a retirada dos cortes. 
• Vantagem: estas partículas de argila foram um reboco nas paredes do poço, nas 
formações permeáveis, o que ajuda a evitar perda de agua e prevenir a formação de 
cavernas. 
• Desvantagem: Redução na penetração na perfuração e no incremento na fricção em 
formações duras. 
6.1. Tipos de Argila 
• As argilas mais utilizadas são as argilas API porque são facilmente hidratadas. 
• As argilas provenientes das formações, em geral, são pouco hidratáveis e por isso são 
tratadas como contaminantes. 
• Rendimento de uma argila = no barril de lama / ton de argila (Ex: Bentonita 100bbl/ton) 
• A salinidade afeta a hidratação das argilas. Para hidratação com água salgada são usadas 
argilas especificas. 
7. Aditivos químicos no fluido de perfuração 
• Além do controle de sólidos, algumas propriedades da lama podem precisar de ajustes. 
Os aditivos utilizados para tal finalidade são utilizados para: 
 
• Controle do pH • Controle da viscosidade • Controle do filtrado 
 
*Equivalente 
grama = peso 
deuma 
substancia que 
poderia reagir 
com uma g mol 
de hidrogênio. 
7.1. Tipos de aditivos químicos 
Fosfato Usado quando ocorre floculação (engrossamento da lama devido ao 
desequilíbrio elétrico das cargas nas bordas das placas de argila). 
Usado quando a lama não é exposta a altas concentrações de sair e 
altas temperaturas e a floculação ocorrer pela presença de Ca2+ ou 
Mg2+. Não podem ser usados em T > 175oF 
Tanos Desfloculante mais estável com a temperatura. Efetivo quando a 
floculação é causada pela concentração de Ca2+ ou Cl-. Não efetivo 
para T > 250oF. 
Lignitos Desfloculante. Remove cálcio por precipitação. 
Lignosulfonatos Desfloculante. São econômicos e mais estáveis que os lignitos em pH 
abaixo de 11. 
 
7.2. Remoção química dos contaminantes 
• Os contaminantes mais comuns são: cálcio, magnésio, dióxido de carbono, sulfeto de 
hidrogênio e oxigênio. 
Cálcio 
É retirado adicionando soda (Na2CO3), formando carbonato cálcico 
insolúvel ou adicionando bicarbonato de sódio. 
Dureza da água Termo utilizado quando a agua contem íons de cálcio e magnésio. O 
magnésio é removido através da adição de hidróxido de sódio 
(NaOH). 
Dióxido de carbono Dióxido de carbono misturado na lama pode produzir íons carbonato 
e íons bicarbonato. Esses íons são removidos pela adição de 
hidróxido de cálcio. 
Sulfato de 
hidrogênio 
Ele é removido para evitar o enfraquecimento da tubulação e os 
danos ao pessoal que trabalha na superfície. O tratamento baseia-se 
em manter o pH alto. 
Oxigênio Causa aceleração da corrosão da tubulação. Remoção feita pela 
adição de sulfito de sódio nos equipamentos de sucção. 
 
8. Lama a base de óleo 
• Aplicações: 
- Perfuração de poços profundos a T > 300oF 
- Perfuração de formações salinas, anidrita, folhelhos ativos ou formações contendo H2S 
ou CO2 
- Formações que podem sofrer danos rapidamente com lamas base agua 
- Controle da corrosão 
- Perfuração direcional, onde a utilização do torque seja problemática 
- Prevenir prisão da tubulação 
- Perfuração em formações fracas, com pressão de poros muito baixa 
• Vantagem: 
- Boas propriedades reológicas a T > 500oF 
- São mais inibidores do que a lama base agua 
- São mais efetivos para evitar corrosão 
- Características lubrificantes superiores 
- Permitem densidade de lama tão baixa quanto 7,5 Lbm/gl 
• Desvantagens: 
- Alto custo incial 
- Procedimento de controle ambiental mais rigoroso 
- Eficiência reduzida com algumas ferramentas de perfilagem 
- Tratamento para remedir problemas de perda de circulação mais complicados 
- Maior dificuldade de detecção de kick de gás 
• Característica da lama base óleo 
Fase Óleo 
Vários tipos de óleo são utilizados, dentre eles, óleos minerais, para 
reduzir a toxidade do Nitrogênio no 2 
Fase Água A água eleva a viscosidade da lama e também a sua densidade, 
diminuindo o valor de custo total 
Emulsificadores Cálcio e Magnésio são utilizados como emulsificadores para lamas 
base óleo 
Controle da 
viscosidade 
A agua emulsificada tem uma tendência de aumentar a viscosidade. 
Controle da filtração Como não forma filtrado esse tipo de lama é utilizado quando a 
formação é sensível a presença de agua 
Controle de 
densidade 
A barita é o principal agente de controle de densidade nas lamas 
base óleo e base agua 
Controle de 
alcalinidade 
O limo é utilizado para manter a alcalinidade num nível aceitável. 
Conteúdo de sólidos 
e conteúdo de agua 
A peneira é o único método utilizado para o controle de sólidos para 
lamas base óleo 
Prisão de tubulação Para liberar a tubulação contra o reboco pela pressão hidráulica 
dentro do poço. 
 
Capitulo III: Cimentação 
1. Finalidade 
• Proteger e sustentar o revestimento 
• Prevenir o movimento de fluido atrás do espaço anular 
• Limitar o movimento do fluido das formações fraturadas 
• Abandonar o poço 
2. Composição 
• Compostos basicamente de oxido de cálcio, alumínio, ferro e silício. 
• O cimento esta constituído principalmente de quatro fases identificadas classicamente 
por: 
C3S (silicato tricálcico), 
3CaO.SiO2 
Elevada resistência inicial 
 
C2S (silicato bicálcico), 
2CaO.SiO2 
Hidrata lentamente, resistência final 
C3A (aluminato tricálcico) 
e 3CaO.AlO3 
Hidrata rapidamente, maior calor de hidratação 
C4AF (ferro alumino 
tetracálcico) 
4CaO.Al2O3.Fe2O3 
Resistência à corrosão química do cimento 
 
• A proporção destes compostos determina suas propriedades, como resistência inicial, 
retardamento, calor de hidratação, resistência aos sulfatos, etc. 
3. Testes em cimento 
• Objetivo: Determinar se determinada composição do cimento era adequada para as 
condições do poço. 
• Os seguintes parelhos são utilizados: 
Balança de lama Conhecer a densidade 
Filtro prensa Determinar a taxa de filtração 
Viscosímetro rotacional Determinar os parâmetros reológicos 
Consistometro Taxa de espessamento da pasta 
Permeametro Determinar a permeabilidade do cimento 
Aparelhos de esforços Determinar o esforço compressível e tensão 
Autoclave Determinar a solidez do cimento 
 
 4. Padronização de cimento 
 
Densidade Prof. poço Temperatura 
 
API lb / gal ft oF Características 
A 15.6 0-6000 80-170 Econômicos. Tipo O. 
B 15.6 0-6000 80-170 Resistente aos sulfatos. HSR e MSR 
C 14.8 0-6000 80-170 Resistência compressiva. O, HSR e MSR. 
D 16.3 6-10000 170-260 Retardados. O, HSR e MSR. 
E 16.3 10-14000 170-290 Retardados. HSR e MSR. 
F 16.3 10-16000 230-320 Retardados. HSR e MSR 
G 15.8 0-8000 80-200 Não contem aditivos. HSR e MSR 
H 16.3 0-8000 80-200 Não contem aditivos. MSR 
 
 
5. Aditivos 
5.1. Controle de densidade 
• Para reduzir a densidade emprega-se mais água do que o sugerido ou usam-se bentonita, 
terras diatomáceas, hidrocarbonetos sólidos, perlita e pozolana. 
• Em caso de pressão de poros elevada, emprega-se hematita, ilmenita, barita ou areia. 
5.2. Aceleradores 
• São aceleradores: cloreto de cálcio (CaCl2), cloreto de sódio (NaCl), gesso (CaSO4.2H2O) e 
silicato de sódio (Na2SiO3). 
O = comum HSR = Alta resistência ao ataque de sulfatos MSR = Moderado ao ataque aos sulfatos 
• Pode-se, também, empregar grão mais finos, altos teores de C3A e baixas proporções 
H2O/cimento. Neste último caso devem ser usados dispersantes para diminuir a fricção, o 
que tem efeito contrário no tempo de pega, aumentando-o. 
5.3. Retardadores 
• São retardadores: Lignofulfato de cálcio a baixas concentrações, Bórax e Carboximetil 
celulose. 
5.4. Para perda de circulação 
• São classificados como fibrosos, glanulares e lamelares 
Fibrosos nylon, pó de serra, palha 
Granulares gilsonita, perlita, plásticos, cascas de vegetais 
Lamelares celofane e mica 
 
5.5. Controle de filtrado 
• Para seu controle podem ser empregados látex, bentonita com dispersantes, CMHEC 
(Carboximetilhidroxietilcelulose) e polímeros orgânicos. 
5.6. Controle de viscosidade 
• São usados: lignosulfonato cálcico, cloreto de sódio e certos polímeros. 
 
 
6. Técnica de Cimentação 
6.1. Sapata 
• Colocada na extremidade da coluna, a sapata serve de guia de introdução no poço, 
podendo receber em seu interior um mecanismo de vedação, para evitar que a pasta, 
retorne ao interior do revestimento após seu deslocamento. 
6.2. Colar 
• Posicionado 2 a 3 tubos acima da sapata, o colar serve para reter os tampões de 
cimentação, além de poder receber mecanismos de vedação (flutuante ou diferencial). 
7. Técnica de Cimentação – Acessórios 
7.1. Tampões 
• O tampão de fundo tem uma membrana de borracha de baixa resistência em sua parte 
central e ao ser lançado na coluna, à frente da pasta de cimento, é empurrado por ela 
até que toque no colar retentor (ou flutuante), quando a membrana se rompe 
permitindo a passagem da pasta. 
• O tampão de topo é rígido e ao ser lançado após da pasta, separa o fluido de perfuração 
do fluido de completação que a deslocará,para evitar sua contaminação. 
 
 
7.2. Centralizadores 
• Objetivo: centraliza a coluna de revestimento e causar um afastamento mínimo da 
parede do poço. 
7.3. Arranhador 
• Tem a função de remover mecanicamente o reboco que se forma na parede do poço. Tal 
remoção é feita através dos movimentos verticais ou de rotação da coluna empregando-
se para cada caso o tipo de arranhador apropriado. 
 
Capitulo IV: Hidráulica na Perfuração 
1. Aplicações 
• Calculo da pressão hidrostática em subsuperficies 
• Modos de evitar blowout 
• Deslocamento do cimento 
• Seleção do tamanho dos orifícios da broca 
• Pressão de surgencia pelo movimento vertical do tubo 
• Capacidade de levantar o cascalho 
2. Pressão Hidrostática 
Em coluna de liquido 𝑃 = 0,052𝜌𝐷 + 𝑃0 P(psi) ρ(lbm/gal) D(ft) 
Em coluna de gás 𝑃 = 𝑃0𝑒
𝑀(𝐷−𝐷0)
1.544𝓏𝑇 
Em colunas complexas de 
fluidos 
 
𝑃 = 𝑃0 + 0.052 ∑ 𝜌𝑖(𝐷𝑖 − 𝐷𝑖−1)
𝑛
𝑖=1
 
 
3. Identificação de KICK 
• Pressão anular de um kick de gás > kick liquido: isso ocorre devido a diferença das 
densidades dos fluidos e a expansão do gás a menores profundidades 
• Portanto, uma maior pressão anular na superfície deve ser mantida utilizando um 
choke ajustável para que não haja kick. 
• Desidade do kick: 𝜌𝑘 = 𝜌𝑚 − (
𝑃𝑐−𝑃𝑑𝑝
0.052𝐿𝑘
) 
• Se encontrarmos uma densidade do kick: 
- 𝜌𝑘 < 4 𝑙𝑏𝑚/𝑔𝑎𝑙, indicará KICK DE GÁS 
- 𝜌𝑘 > 8 𝑙𝑏𝑚/𝑔𝑎𝑙, indicará KICK DE LIQUIDO 
• Volume do kick: 𝑉𝑘 = 𝐺 + 𝑞𝑡𝑑 
4. Empuxo 
• Efeito da pressão hidráulica atuando em um material imerso em um fluido 
𝑊𝐸 = 𝑊(1 − (
𝜌𝑚
𝜌𝑠
)) WE = carga sentida no gancho 
 W = peso 
 ρm = densidade do fluido 
 ρs = densidade do metal = 490 lbm/ft3 ou 65.5 lbm/gal 
5. Flambagem 
• Para evitar flambagem, deve-se garantir que a linha neutra de flambagem esteja, no 
mínimo, na conexão comando-tubo 
𝐿𝑑𝑐 =
𝐹𝑏
𝑤𝑑𝑐 [1−(
𝜌𝑚
𝜌𝑠
)]
 ρs = densidade do metal = 490 lbm/ft3 ou 65.5 lbm/gal 
 wdc = desidade linear (lbf/ft) 
 
6. Fluxo através das brocas 
• Na pratica alguns efeitos são desconsiderados e para compensar esses efeitos, um 
fator de coeficiente de descarga Cd é considerado na equação: 
𝑉𝑛 = 𝐶𝑑√
∆𝑝𝑏
8,074.10−4.𝜌
 Cd = 0,95 
• Potência Hidráulica (Hp) 
𝑃𝐻 = 
∆𝑃𝑝. 𝑞
1,714
 
• Impacto nos jatos (lbf) 
𝐹𝑗 = 0,01823 . 𝐶𝑑 . 𝑞 . √𝜌 . ∆𝑃𝑏 
7. Modelo Reológico 
• Os modelos reológicos geralmente usados são: 
- Modelo Newtoniano 
- Modelo plástico de Bingham 
- Modelo de Lei de Potências 
7.1. Modelos Newtonianos 
• Caracterizado pela viscosidade, por exemplo, água, gás e óleo. 
• Termos: 
- Shear Stress (Esforço cortante) = 
𝐹
𝐴
 
- Shear rate (Taxa de cisalhamento) = 
𝑉
𝐿
 
 
7.2. Modelos Não Newtonianos 
• Fluidos que não são diretamente proporcionais entre esforço cortante e a taxa de 
cisalhamento. 
• Podem ser: 
- Pseudoplásticos: viscosidade aparente diminui com o aumento 
da taxa de cisalhamento; 
- Dilatantes: viscosidade aparente aumento com o aumento da 
taxa de cisalhamento. 
• Os fluidos de perfuração são pseudoplasticos por natureza. 
 
7.2.1. Modelo de Bingham 
• O fluxo não começa até que o esforço cortante exceda um valor 
mínimo τy conhecido como ponto de cedência. 
• Quando esse ponto é excedido aparece uma proporcionalidade 
entre o esforço cortante e a taxa de cisalhamento. 
• Unidade de τy = lbf/100ft2 
 
7.2.2. Modelo de Lei de Potências 
• Requer dois parâmetros para a caracterização do fluido. 
• Pode representar um: 
- Pseudoplastico: n < 1 
- Newtoniano: n = 1 
- Dilatante: n > 1 
• K = índice de consistência 
• n = índice de comportamento de fluxo 
 
8. Viscosímetro Rotacional 
• O torque exercido pelo fluido numa bobina estacionaria é medida pela torção de uma 
mola ligada a bobina. 
• As dimensões do rotor e da bobina são padronizadas. 
• A taxa de cisalhamento do fluido num viscosímetro rotacional é em função do raio. 
Modelo Newtoniano 
 
Modelo Bingham 
 
 
 
Modelo Lei de Potências 
 
 
9. Tipos de fluxo 
9.1. Fluxo Laminar 
• A coluna esta localizada em forma concêntrica dentro do revestimento. 
• A coluna não esta rotando 
• As secções no poço aberto são circulares e de diâmetro conhecido. 
• O fluido de perfuração é incompressível e isotérmico. 
 
9.2. Fluxo Turbulento 
• Não existe expressões matemáticas para esse tipo de fluxo, porém, sabemos fatores 
que influenciam esse tipo de fluxo. 
9.2.1. Fluxo Newtoniano Turbulento 
• A turbulência depende dos seguintes parâmetros: 
- Densidade do fluido (ρ) 
- Velocidade média do fluido (ṿ) 
- Diâmetro do tubo (d) 
- Viscosidade do fluido (μ) 
• NRE < 2100 – Fluxo Laminar 
• NRE > 2100 – Fluxo Turbulento 
• 2000 < NRE < 4000 – Regime Transicional 
9.2.2. Fluxo Bingham Turbulento 
• A perda de pressão ficcional por fluxo turbulento no modelo de Bingham está afetado 
pela densidade e a viscosidade plástica. 
• Cálculo do número de Hedstrom: 
 
 
• O NRec obtido no gráfico deve ser comparado com o NRe para decidir se o escoamento é 
laminar ou turbulento 
 
 
9.2.3. Fluxo Lei de Potências Turbulento 
• Correlação entre o fator de fricção e o número de Reynolds: 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
10. Escolha do diâmetro do jato da broca 
• É umas das aplicações mais frequentes em equações de perda por fricção. 
• A otimização da hidráulica da broca depende de: 
- Taxa de penetração 
- Custos operacionais 
- Desgaste da broca 
- Problemas potenciais como desmoronamento 
- Capacidade de levantamento de cascalho do fluido de perfuração 
• A máxima velocidade nos jatos é atingida quando a queda de pressão na broca é 
máxima: 
10.1. Máxima potência hidráulica na broca 
• A pressão na bomba depende de: 
- Perda de pressão por fricção nos equipamentos de superfície 
- Perda de pressão por fricção no drill pipe e drill collar. 
- Perda de pressão pela aceleração do fluido nos orifícios da broca 
- Perda de pressão ficcional no anular do drill collar e do drill pipe.