Post on 05-Aug-2015
Engenharia de Perfuração
Prof. Dr. Renato A. Silva
X Prova#1 (P1) - Peso 1 01 de outubro
X Prova#2 (P2) - Peso 2 27 de novembro
X Média=(P1+2*P2)/3X Média>=7,0 – AprovadoX Média<7,0 – Prova Final (PF)
04 de dezembroX Média Final=(Média+PF)/2X Média Final>=5,0 - Aprovado
Critérios de Avaliação
Tópicos
¬ Classificação de poços de petróleo, equipamentos de sonda;
¬ Elementos de coluna de perfuração;¬ Determinação de gradiente de fratura, controle de
pressões;¬ Projeto básico de poços;¬ Operações de perfuração;¬ Operações especiais de perfuração (perfuração direcional,
pescaria, testemunhagem);¬ Perfilagem;¬ Revestimento;¬ Cimentação e avaliação de cimentação.
Histórico
Ü Primeiro poço de petróleo – perfurado pelo Cel. Drakeem Tittusville, Pensilvânia em 1859 – 21m de profundidade e produção de 2m3/dia (Método percurssivo).
Ü Utilizando fluidos de perfuração: poço de Spindletop, Beaumont, Tx, USA.
Ü Perfuração rotativa intermitente
Ü 354m de profundidade (1900 – perfuração rotativa)
Classificação dos poços de petróleoPoços Exploratórios
1) Pioneiros – perfurados com o objetivo de descobrir novas jazidas ou campos a partir de dados obtidos por métodos geológicos e/ou geofísicos.
2) Estratigráficos – perfurados para obter informações da sequência de rochas de subsuperfície, chamada ainda de coluna litológica. Estes dados serão utilizados para subsidiar a perfuração de outros poços no campo.
3) Extensão – perfurados buscando ampliar ou delimitar os limites de uma jazida, normalmente feitos nos limites ou até fora da reserva provada.
4) Pioneiro Adjacente – perfurados após a delimitação de um campo, com o objetivo de descobrir novas jazidas.
5) Jazida Rasa/Jazida Profunda – poços perfurados dentro de um campo, visando descobrir jazidas mais rasas ou mais profundas, do que aquela já conhecida.
Classificação dos poços de petróleoPoços Exploratórios
6) Desenvolvimento – são os poços perfurados visando a drenagem do petróleo (ou gás) de um campo. O número de poços e a disposição destes é função de critérios econômicos e técnicos (reservatório).
7) Injeção – perfurados para que sejam injetados fluidos(principalmente água) na rocha reservatório, buscando-se obter as condições originais de pressãode poros na rocha.
8) Especiais – são todos aqueles que não obedecem as definições anteriores.
Classificação dos poços de petróleoPoços Explotatórios
Tipos de poços
Poço vertical – quando a sonda e o objetivo estãosituados numa mesma reta vertical.
Poço Direcional – s a sonda e objetivo não estãona reta na reta vertical chamamos o poço de DIRECIONAL. No caso do ângulo formado se igual a 90o este é chamado de HORIZONTAL.
Tipos de poços
Principais Componentes de Sondas de Perfuração
H Sistema de sustentação de cargas;
H Sistema de geração e transmissão de energia;
H Sistema de movimentação de cargas;
H Sistema de rotação;
H Sistema de circulação de fluidos;
H Sistema de monitoramento;
H Sistema de segurança de poço.
Sistema de sustentação de cargas
Mastro ou Torre – tem objetivo de prover um espaço livrevertical que possa permitir a suspensão ou abaixamentoda coluna de perfuração
Mastro
Sistema de sustentação de cargas
Sistema de sustentação de cargas
Subestrutura – tem por objetivos: suportar a torre ou mastroe maquinário, e fornecer um espaço adequado paraposicionr o equipamento de segurança (BOP)
Base ou Fundação – bases de concreto preparadas no terreno, que visam distribuir as cargas e manter osequipamentos nivelados e alinhados.
Sistema de sustentação de cargas
Sistema de sustentação de cargas
Estaleiro – estrutura metálica construída com vigas e queservem para apoiar/armazenar comandos, colunas de perfuração e revestimento, de forma a permitir um fácilacesso e manuseio.
Estaleiro
Sistema de Geração e Transmissão de Energia
As sondas de perfuração são movidas por motores diesel; a quantidade e potência dos motores são função da capacidade projetada para a sonda.
Métodos de transmissão de energia:Ü Sonda MecânicaÜ Sonda Diesel–Elétrica.
Sistema de Geração e Transmissão de Energia
Sondas Mecânicas – os vários motores são ligados a “compounds” no qual são conectados os principais equipamentos de perfuração; usam-se ainda conversores de torque e embreagens.
Sondas Diesel-Elétricas - os motores a diesel são ligados a geradores de energia elétrica (o sistema mais usado é o AC/DC) onde a geração é feita em corrente alternada e a utilização nos equipamentos é feita em corrente contínua (retificação e controle de tensão em SCRs).
Sistema de Geração e Transmissão de Energia
Sistema de Geração e Transmissão de Energia
Sistema de movimentação de cargas
Bloco de Coroamento (Crown Block): conjunto de polias fixo, que fica apoiada na parte superior do mastro/torre por onde passam os cabos de aço (cabo de perfuração).
Sistemas de movimentação de cargas
Catarina (Travelling Block): conjunto de polias móvel justapostas num pino central; pela movimentação dos cabos passado entre esta e o bloco, a catarina se move ao longo da torre.
Sistema de movimentação de cargas
Gancho da catarina
Gancho (Hook): elemento de ligação da carga ao sistema de polias (Catarina).
Sistemas de movimentação de cargas
Swivel: elemento que liga as partes girantes as fixas, permitindo livre rotação da coluna. Por um tubo na sua lateral (Gooseneck) permite a injeção de fluido no interior da coluna de perfuração.
Sistema de movimentação de cargas
Guincho (Drawwork): é o elemento que movimenta o cabo, sendo por isso responsável pela movimentação vertical das tubulações no poço.
Sistema de movimentação de cargas
Cathead
GuinchoTambor Principal – é onde se enrola e desenrola
o cabo de perfuração ao se içar ou descer as cargas.
FreioPrincipal – é um freio a fricção que tem a função de parar e manter suspensa a coluna.Secundário – hidráulico ou eletromagnético, que tem a função apenas de diminuir a velocidade de descida da coluna.
Sistemas de movimentação de cargas
Molinete – mecanismo secundário que permite tracionar cabos ou cordas.
Cathead – usado nas chaves flutuantes para apertar ou desapertar conexões.
Catline – utilizado para içar pequenas cargas.
Sistemas de movimentação de cargas
Sistemas de movimentação de cargas
Elementos complementares
Elevador – equipamento utilizado para segurar a tubulação durante as movimentações (manobras)
Sistemas de movimentação de cargas
Sistema Bloco-Catarina
Sistemas de movimentação de cargas
Mesa Rotativa – recebe energia sob forma de rotação no plano vertical e transforma em rotação horizontal, que é transmitida a coluna; serve também como suporte no acunhamento da coluna.
Sistema de rotação
Master bushing
Sistema de rotação
Hexagonal Kelly
Bucha do Kelly
Kelly
Kelly – é o elemento que transmite rotação da mesa rotativa à coluna de perfuração; pode ser de haste quadrada ou hexagonal. A bucha do Kelly é o equipamento que fica conectado a mesa, e onde o Kelly fica encaixado.
Sistema de rotação
Swivel
Sistema de rotação
Top Drive – a coluna gira movida por um motor conectado no seu topo. É montado com o Swivelconvencional e desliza sobre
trilhos fixados a torre.
Elimina o uso de mesa rotativa, Kelly e bucha do Kelly
Sistema de rotação
Top Drive
Ü Perfura por seção;
Ü Menor número de conexões;
Ü Permite a retirada da coluna com rotação e circulação.
Sistema de rotação
Sistema de circulação
Ü Equipamentos de Superfície
Tanques de Fluido
Bombas de Fluido
Tubo Bengala
Swivel
Kelly¬ Coluna de Perfuração
¬ Broca
¬ Espaço Anular
¬ Separação de Sólidos
Sistema de circulação
Sistema no qual ocorre o bombeamento do fluido de perfuração a pressão e vazão adequadas para o interior da coluna, saindo pela broca e retornando pelo espaço anular até a superfície, para o sistema de separação de sólidos.
Composto por:
Ü Tanques de fluidos;
Ü Bombas de fluidos;
Ü Manifold;
Ü Tubo Bengala/Mangueira;
Ü Retorno de fluido.
Sistema de circulação
Tanques de fluido (lama) – tanques metálicos, retangulares e abertos utilizados para a preparação, armazenamento e tratamento dos fluidos.
Bomba de fluido (lama) – bombas alternativas de pistões horizontais, constituídas de duas partes:
Sistema de circulação
Sistema de circulação
Bombas de deslocamento positivo – impelem uma quantidade de fluido em cada golpe ou volta do positivo - Volume do fluido é proporcional a velocidade.
Bombas alternativas:Ü Movimento de vai-e-vem de um pistão num cilindro ⇒
escoamento intermitente. Ü Para cada golpe do pistão, um volume fixo do líquido é
descarregado na bomba. Ü A taxa de fornecimento do líquido é função do volume
varrido pelo pistão no cilindro e o número de golpes do pistão por unidade do tempo.
Power-End (Parte Mecânica) – recebe energia de acionamento na forma rotativa e a transformaem movimento alternativo.
Fluid-End (Parte hidráulica) – onde a potênciamecânica é transferida ao fluido com pressão e vazão.
Podem ser Duplex (2 pistões) ou Triplex (3 pistões) e contam ainda com amortecedores de pulsação na linha de descarga para redução de vibração.
Sistema de circulação
Manifold – conjunto de válvulas que recebe o fluido dasbombas e através do qual este é direcionado para o tubobengala.
Retorno de Fluido – tubulação também chamada de flow-line que recebe o fluido que vem do anular do poço e o conduzaté o sistema de separação de sólidos.
Sistema de circulação
Sistema de circulação
Sistema de circulação
Sistema de tratamento de lama
Sistema de circulação
Sistema de circulação
Sistema de circulação
Peneiras – separa o fluido dos cascalhos
Sistema de circulação
Dessiltador – Separar o silte do fluidoDesareiador – Separar a areia do fluido
Mud Cleaner – Separar o silte do fluido; recuperar partículas.
Sistema de circulação
Sistema de circulação
Desgaseificador
Indicador de Peso – indicador analógico que tem dois ponteiros que indicam o peso suspenso no gancho e o peso sobre a broca.
Sistema de monitoramento
Sistema de monitoramento
Geolograph – instrumento onde é inserida uma carta rotativa que registra continuamente parâmetros como:
Ü Taxa de penetração;
Ü Peso sobre a broca;
Ü RPM e torque da mesa rotativa;
Ü Pressão nas bombas.
Tacômetro – usado para medir a velocidade da mesa rotativa (RPM) ou a velocidade da bomba em (ciclos/min).
Sistema de monitoramento
Tacômetro da mesa rotativa (RPM) Tacômetro da bomba (ciclos/min)
Sistema de monitoramento
Indicador de na mesa de rotação Indicador de torque pelas chaves
Torquímetro – mede o torque na mesa rotativa e o torque dado pelas chaves na conexões e tubos.
Sistema de monitoramento
Pressão bomba de lamaIndicador de pressão de lama
Manômetro – indicam a pressão de bombeio do fluido de perfuração.
Indicador de nível dos tanques – com ele é possível detectar variações bruscas no nível do tanque de lama, o que o torna muito importante para a segurança, uma vez que estas variações podem ser indicativos de influxos de fluidos da formação.
Sistema de monitoramento
Sistema de segurança
O objetivo desse sistema é evitar uma invasão descontrolada de fluidos da formação para o poço. É constituído por Equipamentos de Segurança de Poço (ESCP) e de equipamentos complementares que possibilitam o fechamento e controle do poço. O sinal de comando pode ser hidráulico, elétrico ou ótico.
¬ BOP (Blowout Preventer)
¬ Cabeça de Poço (Wellhead)
¬ Equipamentos complementares:
i) Unidade Acumuladora/Acionadora;
ii) Painéis Remotos de Controle;
iii) Linhas de Kill e Choke;
iv) Choke Manifold.
Sistema de segurança
A cabeça de poço é constituída de vários equipamentos que permitem a vedação e ancoragem das colunas de revestimento na superfície.
Sistema de segurança
BOP – constituído de um conjunto de válvulas de gaveta, existem para diversas classes de pressão; seu acionamento é hidráulico.
Sistema de segurança
Preventor Anular – gaveta que quando acionada comprime uma borracha sobre a coluna vedando o anular.
Gaveta de tubos – gaveta tem o diâmetro do tubo sobre o qual é fechado vedando também o anular.
Gaveta cega – gaveta com cortador que fecha o poço com ou sem coluna; no último caso o tubo é cortado.
Sistema de segurança
Sistema de segurança
Preventor Anular
X Fecha sobre qualquer diâmetro;
X Não permanece fechado após a retirada da pressão de acionamento.
Sistema de segurança
Gaveta de tubos
Ü Fecha contra o tubo sem cortá-lo
Ü Pode ser para um só diâmetro ou para vários diâmetros
Ü Permanece travada após a retirada da pressão de acionamento.
Gaveta Cega
Fecha contra o tubo e corta o mesmo;
Permanece fechada após a retirada da pressão de acionamento.
Sistema de segurança
Equipamentos Complementares:
Unidade Acionadora/Acumuladora – O BOP deve ter uma resposta imediata após acionamento, para isto dever haver fluido hidráulico armazenado sob pressão, isto acontece nesta unidade.
Sistema de segurança
Linha de Kill – fica no BOP e dá acesso ao espaço anular; por ela é bombeado o fluido para amortecer o poço.
Linha de Choke – ao fechar o BOP o fluxo vindo pelo anular deve ser direcionado para o choke manifold, e esta linha é utilizada para isso.
Sistema de segurança
Choke Manifold – conjunto de válvulas na superfície, sendo duas de estrangulamento, que permite o controle das pressões do poço, quando em Kick.
Sistema de segurança
Componentes da coluna de perfuração
Coluna de perfuração – é formada pela conexão de vários elementos tubulares e tem as seguintes funções:
Aplicar peso sobre a broca;
Transmitir rotação a broca;
Permitir a circulação do fluido de perfuração até a broca;
Manter o poço calibrado
Garantir a inclinação e a direção do poço.
Elementos principais de uma coluna:
Kelly;
Tubos de perfuração - Drill pipes (DP)
Tubos pesados – Heavy-Weight (HW)
Comandos ou Drill-Collars (DC)
Componentes da coluna de perfuração
Acessórios:Subs – Substitutos;Estabilizadores;Escareadores – Roller reamer;Alargadores;Amortecedores de choke.
Ferramentas de manuseio:Chave Flutuante;Chave de Broca;
Cunha;Colar de Segurança.
Componentes da coluna de perfuração
Kelly – tem como principal função transmitir a rotação da mesa rotativa à coluna de perfuração que está conectada a este; permite a passagem do fluido que entra pelo Swivelpara a coluna. Por ser o elemento que recebe o torque nas partes intermediárias, suas roscas são diferentes, na parte superior a rosca é à esquerda e na parte inferior para direita.
Componentes da coluna de perfuração
Componentes da coluna de perfuração
Kelly Cock – válvula inserida no Kelly que possibilita o fechamento do interior da coluna em caso de Kick.
Componentes da coluna de perfuração
Kelly Spinner
Componentes da coluna de perfuração
Kelly de seção Quadrada
API: American Petroleum Institute
NOMINAL API (in)
MÁX A
(in)
MÁX B
(in)
MÁX C
(in)
Componentes da coluna de perfuração
Kelly de seção Hexagonal
NOMINAL API (in)
OUTROS (in)
MáxA
(in)
MáxB
(in)
MáxC
(in)
Tubos de Perfuração – tubos sem costura fabricados pela extrusão de aços especiais, reforçados nas extremidades para permitir que uniões cônicas (tool joints) sejam soldadas.
Permitem circulação do fluido de perfuração.
Transmitem torque e rotação para a broca.
Componentes da coluna de perfuração
Tool joint
caixaTool joint
pino
Especificação de um tubo de perfuração
Diâmetro nominal (OD)Peso nominalGrau do AçoReforço (Upset)Comprimento NominalDesgasteCaracterísticas Especiais.
Componentes da coluna de perfuração
Diâmetro nominal – é o diâmetro externo do corpo do tubo; varia 2 3/8´´ a 6 5/8´´.
Peso nominal – é o valor médio do peso do com as uniões cônicas (tool joints) em lb/ft.
Com essas duas características podem ser determinados:
Diâmetro interno (ID);
Espessura da parede do tubo;
Drift – Máximo diâmetro de passagem.
Componentes da coluna de perfuração
Componentes da coluna de perfuração
Grau do aço – determina as tensões de escoamento e de ruptura do tubo de perfuração
Comprimento Nominal – é o comprimento médio dos tubos de perfuração
Range I 18 a 22ft média de 20ft
Range II 27 a 32ft média de 30ft (mais utilizado – 9,2m)
Range III 38 a 45ft média de 40ft
Reforço (Upset) – tem como função criar uma criar uma área de maior resistência onde é soldada a união cônica (tool joint), reduzindo assim os problemas de quebra por fadiga.
Componentes da coluna de perfuração
Internal Upset External Upset Internal-External Upset
Desgaste – ocorre com a redução da espessura da parede do tubo, à medida que este vai sendo utilizado. Os tubos são periodicamente inspecionados para classificá-los, segundo norma API.
Componentes da coluna de perfuração
Um tubo somente é considerado novo antes de entrar no poço, assim que entra passa a ser do tipo Premium; nas sondas marítimas somente se utiliza este último, porém nas sondas terrestres pode-se utilizar tubos Classe 1 até Classe 2 dependendo da capacidade da sonda.
Componentes da coluna de perfuração
Características especiais – as vezes um tubo tem de ser especificado para uma perfuração onde tem-se condições não convencionais, p.ex., revestimento interno com resina, metalurgia especial como proteção contra presença de Gás Sulfídrico (H2S).
Componentes da coluna de perfuração
Uniões Cônicas ou Tool Joints
São as uniões que irão fazer parte do tubo e são acopladas nas extremidades destes por:
Ü Enroscamento a quente – união aquecida no tubo frio;
Ü Soldagem integral – partes aquecidas por indução e unidas com pressão e rotação sem adição de material.
Componentes da coluna de perfuração
As uniões cônicas promovem o enroscamento do tubo e fazem sua vedação. Às vezes são confeccionadas com material mais duro (carbureto de tungstênio) externamente para resistir melhor ao desgaste.
Roscas da uniões cônicas (API):
X IF – Internal Flush
X FH – Full Hole
X REG - Regular
Componentes da coluna de perfuração
Tool Joints:
Regular (REG) – ID menor que o ID do tubo sendo incompatível com Internal Upset (IU) devido à restrição ao fluxo do fluido.
Full Hole (FH) - ID = ID do tubo, usados com Internal Upset, menor restrição ao fluxo
Internal Flush (IF) – ID = ID do tubo, utilização com reforço External Upset (EU), fluxo pleno.
Componentes da coluna de perfuração
Comandos ou Drill Collars (DC) – são tubos de paredes espessas fabricados com uma liga de aço cromo molibdênio e que tem como principal função fornecer peso à broca, além de transmitir torque e rotação à broca e permite a passagem de fluidos.
São fabricados no Range (tamanho) de 30 a 32ft, a conexão é usinada no próprio tubo e protegida por uma camada fosfatada, e diferentemente do DP as conexões são a parte mais fraca do comando.
Podem ser lisos ou espiralados; neste último caso a função é de reduzir o risco de prisão diferencial.
Componentes da coluna de perfuração
Os comandos em conjunto com os estabilizadores são usados para dar rigidez no controle da inclinação do poço.
Componentes da coluna de perfuração
Um comando é especificado por:
X Diâmetro externo;
X Diâmetro interno;
X Tipo de conexão;
X Características especiais.
Componentes da coluna de perfuração
Diâmetro Externo – escolhido em função do diâmetro do poço e da possibilidade de pescaria.
Diâmetro Interno – é função do peso nominal do comando, sendo usual especificar em função do peso em lb/ft.
Características Especiais – ex.: comando espiralado, com rebaixamento para a cunha, com pescoço para elevador, com metalurgia especial para resistir ao H2S.
Componentes da coluna de perfuração
Um tipo especial de comando é o K-Monel, que é fabricado com materiais não magnéticos e utilizado em poços direcionais para evitar interferência magnética nos equipamentos que registram inclinação e direção do poço -são colocados na extremidade da coluna.
Componentes da coluna de perfuração
Resistência dos Comandos
Componentes da coluna de perfuração
Tubos Pesados ou Heavy Weigh (HW) – são tubos de peso intermediário entre os tubos de perfuração e os comandos.
Seu diâmetro externo varia de 3 ½” a 5” e são utilizados no mesmo diâmetro da coluna de perfuração.
Funções:
Ü Fazer uma transição gradual de rigidez entre o DP e DC
Ü Transmitir toque e rotação;
Ü Permitir a passagem de fluido.
Componentes da coluna de perfuração
Os HWDPs por apresentarem características como: - maior espessura de paredes, uniões mais resistentes e revestidas com material mais duro e reforço central no corpo do tubo traz algumas vantagens como:
Ü Diminui a quebra de tubos de transição de DPs para DCs
Ü Nos poços direcionais diminuem o torque e arrasto devido a sua menor área de contato como o poço.
Componentes da coluna de perfuração
Substitutos (Sub´s) – são pequenos tubos que desempenham funções específicas:
Sub de Içamento ou de Elevação (Lift-Sub) – serve para promover um batente para o elevador, pode içar comandos que não possuem pescoço.
Componentes da coluna de perfuração
Sub do Kelly ou de Salvação – é conectado a rosca do Kelly com a finalidade de protegê-lo dos constantes enroscamentos e desenroscamentos.
Sub de Cruzamento (Cross-Over) – pequenos tubos que permitem conexão de tubos com roscas diferente; podem ser: caixa-pino, caixa-caixa e pino-pino.
Componentes da coluna de perfuração
Sub de Broca (Near Bit) – é um sub de cruzamento Caixa-Caixa que serve para conectar a broca (pino) com a extremidade do comando que também é pino.
Componentes da coluna de perfuração
Estabilizadores – são ferramentas que servem para centralizar a coluna de perfuração, dando maior rigidez e afastando os comandos das paredes do poço. Também ajuda a manter o calibre do poço. Seu posicionamento na coluna é importante na perfuração direcional, controlando a variação da inclinação.
Tipos:
¬ Não rotativos;
¬ Rotativos com lâminas: Intercambiáveis, Integrais e Soldadas.
Componentes da coluna de perfuração
Não rotativos – são fabricados de borracha e danificam-se rapidamente quando perfurando formações abrasivas.
Componentes da coluna de perfuração
Componentes da coluna de perfuração
Rotativos
Intercambiáveis – a camisa é substituída quando muito desgastada.
Integrais – quando as lâminas estragam podem ser recuperados ou transformados em subs.
Lâminas soldadas – mais indicados para formações moles.
Componentes da coluna de perfuração
Escareadores (Roler-Reamers) – ferramenta estabilizadora usada em formações abrasivas, com roletes que conseguem manter o calibre do poço.
Componentes da coluna de perfuração
Alargadores – ferramentas utilizadas quando se deseja aumentar o diâmetro de um poço já perfurado.
Componentes da coluna de perfuração
Hole Opener – utilizado quando se pretende alargar o poço desde a superfície; tem braços fixos.
Underreamer – usado quando se deseja alargar apenas um trecho do poço começando por um ponto abaixo da superfície. Tem braços móveis que são normalmente abertos por um aumento da pressão de bombeio.
Componentes da coluna de perfuração
Amortecedores de choque (Shock-Eze) – são ferramentas que absorvem as vibrações da coluna de perfuração induzidas pela broca, principalmente quando perfurando rochas muito duras ou zonas com diferentes durezas. Usada principalmente em conjunto com brocas PDC ou de insertos e sempre que possível deve ser colocado imediatamente acima da broca.
Componentes da coluna de perfuração
Ferramentas de manuseio
Chaves flutuantes – são duas chaves manuais suspensas na plataforma através de um sistema de cabo de aço, polia e contrapeso. Promovem o torque de aperto e desaperto nas uniões dos elementos tubulares da coluna, tem mordentes intercambiáveis responsáveis pela fixação das chaves à coluna
Componentes da coluna de perfuração
Chave flutuante hidráulica – facilita o enroscamento e desenroscamento da coluna e provê torque à conexão.
Componentes da coluna de perfuração
Iron-Roughneck – executa automaticamente os serviços dos plataformistas durante as conexões e desconexões.
Componentes da coluna de perfuração
Cunhas – equipamentos que servem para apoiar a coluna de perfuração ou os comandos na plataforma. Têm mordentes intercambiáveis e se encaixam entre a tubulação e a bucha da mesa rotativa.
Componentes da coluna de perfuração
Colar de segurança – equipamento de segurança colocado nos comandos que não possuem rebaixamento para a cunha. Sua finalidade é prover um batente para a cunha no caso de escorregamento do comando.
Componentes da coluna de perfuração
Composição de fundo (BHA) de uma coluna de perfuração estabilizada
Componentes da coluna de perfuração
STB’SHWDPDP DC Broca
Bucha do kelly
Chave flutuante
pino
orifício
sub salvação
cabo da
chave
Componentes da coluna de perfuração
Brocas
Equipamentos que vão na extremidade da coluna e tem como função desgregar as rochas em pequenos pedaços (cascalhos) promovendo o aprofundamento do poço e consequenteavanço da coluna.
A escolha adequada das brocas num projeto de perfuração é de fundamental importância na economicidade e na qualidade do poço.
Brocas
Classificação das brocas
Brocas sem partes móveis – integraisÜ Brocas DragaÜ Brocas de DiamantesÜ Brocas de Diamantes Artificiais (PDC)
Brocas com partes móveisÜ Brocas Tricônicas
XDentes de AçoX Insertos
Brocas
Brocas sem partes móveis
Brocas Draga – constituem um elemento cortante integral, cujo mecanismo de perfuração é a formação de sulcos por raspagem. Foram as primeiras usadas na perfuração de poços, mas atualmente estão em desuso.
Brocas
Brocas de Diamantes – seu uso iniciou-se devido à dureza do diamante com o objetivo de perfurar rochas muito duras ou abrasivas. Seu mecanismo de perfuração é o esmerilhamento e é utilizada para perfurar formações muito duras ou abrasivas, ou coroa de testemunhagem.
Na sua fabricação, diamantes são inseridos na matriz metálica contendo carbureto de tungstênio a altas temperaturas.
Quando operada de forma apropriada apenas os diamantes entram em contato com a formação, criando um pequeno espaço entre a rocha e o corpo da broca.
O fluido de perfuração passa por um orifício central e por sulcos moldados em sua face.
O tamanho e o número de diamantes são função de sua aplicação: brocas para formações moles tem poucas e grandes pedras (0,75 – 2 quilates) enquanto que para rochas mais duras o número de pedras é bem maior e o tamanho fica na faixa de 0,07 a 0,125 quilates (1quilate=0,2g).
Brocas
Brocas de diamantes
Brocas
Brocas de Diamantes Artificiais ou PDC (Polycrystalline diamondcompact) – tem como característica principal o seu cortador que é composto por uma camada fina de diamantes artificiais (±0,5mm) fixada a outra mais espessa (±3mm) de carbureto de tungstênio a alta temperatura e pressão. O cortador é formado pela junção deste compacto a um corpo cilíndrico de carbureto de tungstênio, que é posteriormente montado na face da broca.
O seu mecanismo de perfuração é por cisalhamento. Elas apresentam jatos intercambiáveis por onde circula o fluido de perfuração.
O tamanho e a quantidade de cortadores define para que tipos de formação e objetivos a broca foi projetada.
Brocas
Broca ideal para perfurar um poço de qualidade
Broca apropriada para perfurar poços direcionais
As brocas PDC foram desenvolvidas para se perfurar formações moles com altas taxas de penetração e maior vida útil, pois em formações mais duras o calor gerado na perfuração destrói a ligação diamante cobalto. Foram desenvolvidos então cortadores de diamantes sintéticos estáveis termicamente, chamados de TSP – Thermally Stable Polycrystalline.
As brocas de compactos (PDC/TSP) são fabricados com características especiais para cada cliente.
Brocas
Brocas TricônicasElementos
Estrutura CortanteRolamentosCorpo
Brocas
Estruturas cortantes – são fileiras de dentes interpostas entre as fileiras dos dentes dos cones adjacentes.
Os dentes podem ser de aço, fresados no próprio cone ou de insertos de carbureto de tungstênio, prensados em orifícios previamente abertos na superfície do cone.
Brocas
Broca tricônica de dentes de aço Broca tricônica de insertos de tungstênio
Os insertos de carbureto de tungstênio são bastante resistente quando ao desgaste, mas não tanto quanto à quebra. São portanto mais robustos que o dente de aço (menor comprimento e maior conicidade).
A ação das brocas tricônicas em formações moles é de raspagem e nas formações duras é por esmagamento. Em ambos os casos atua também a erosão causada pela potência hidráulica.
Brocas
A ação de raspagem é realizada por duas características do cone:
i) Offset – excentricidade dos eixos dos cones em relação ao eixo da broca. Quanto maior o Offset, maior será a tendência do cone raspar no fundo do poço ao rolar sobre o seu próprio eixo.
Brocas
ii) Troncos de cones com ângulos diferentes – um cone rola sem deslizar se o eixo de rotação coincide com o seu vértice. Como o cone da broca é na realidade a junção de troncos de cones com ângulos diferentes, tal coincidência não existe. Logo, o cone raspa no fundo do poço ao girar em relação ao eixo da broca.
Brocas
2) Rolamentos
Tipos
Com roletes e esferas não-selados
Com roletes e esferas selados
Rolamento Journal
Brocas
Rolamento com roletes e esferas não-selados
a) Rolamento externo de roletes
b) Rolamento intermediário de esferas
c) Rolamento interno de fricção
Brocas
Os roletes transmitem a maior parte do peso aplicado sobre a broca.
As esferas intermediárias recebem os esforços axias ao cone (prendem o cone à broca), enquanto que o rolamento intermediário começa a se desgastar.
Todos os rolamentos são lubrificados pelo fluido de perfuração. Este modelo de broca tricônica é mais simples e portanto mais barato.
Rolamento selado – neste tipo de rolamento não há contato com o fluido de perfuração.
O sistema de lubrificação usa graxa limpa confinada a um reservatório selado provido de um sistema de compensação de pressões, mantendo a pressão da graxa igual à pressão hidrostática.
Brocas
Brocas
Rolamento Selado
Rolamento Journal – neste tipo de rolamento o cone gira em contato direto com o pino da perna da broca. O controle das tolerâncias é bastante rigoroso, o processo metalúrgico especial, a deposição de uma camada de prata na área de transmissão do peso sobre a broca, tornam esse tipo de broca muito mais caro que os anteriores.
Brocas
Brocas
Rolamento Journal
Corpo da Broca – o corpo da broca além do reservatório de graxa, constitui-se dos seguintes elementos:
a) Conexão – existem vários tipos de roscas que variam conforme os diâmetros das brocas.
b) Pernas da broca – três elementos que serão soldados para formar a broca; apresentam deposição de material duro nas abas de calibre para aumentar a resistência à abrasividade.
c) Canais de fluido – caminho do fluido de perfuração. Na maioria das brocas os canais de fluido terminam em jatos colocados entre dois cones. Os jatos são removíveis possibilitando a variação de diâmetros no bocal, ou seja, a variação das condições hidráulicas no fundo do poço.
Brocas
Brocas
Conexão
Perna
Classificação IADC (International Association of Drilling Contractors) para brocas tricônicas:
O código tem 4 caracteres – três numéricos e um alfabético. Os três números definem a “Série-Tipo-Características”
1o Caractere – indica o tipo do cortador.
2o Caractere – indica a dureza da formação.
3o Caractere – informa o tipo de rolamento.
4o Caractere – informação adicional.
Brocas
Classificação IADC para brocas com cortadoresfixos.
O código tem 4 caracteres:
Ü Tipo de cortador
Ü Perfil/Conicidade
Ü Hidráulica
Ü Dimensão
Brocas
1o Caractere – letra que identifica o tipo de cortador e o material constituinte do corpo dabroca.
2o Caractere – representa o perfil da broca:Ü Conicidade externa – relacionada com a
distância do fundo do poço à seção da brocacom diâmetro pleno.
Ü Conicidade interna – relacionada com a alturado cone interno.
Brocas
3o Caractere – identifica o projeto hidráulico dabroca através de duas características: tipo de saída do fluxo e arranjo dos cortadores (quedefine a trajetória do fluido na face da broca
4o Caractere – identifica o tamanho do cortador e a densidade dos cortadores na broca.
Brocas
Registro de desgastes – quando a broca sai do poço deve-se verificar os desgastes que elasofreu; estas informações devem ser registradas para otimização de futurosprojetos de poço na área.
Criou-se então uma classificação de desgastespara padronizar estas informações.
Brocas
Brocas
Desgaste por erosão
Brocas
Classificação de Desgaste – Caracterizada por 8 elementos, sendo os 4 primeiros relacionadosao desgaste da estrutura cortante, o quinto aodesgaste do rolamento, o sexto ao desgastedo calibre, o sétimo informa característicasespeciais de desgaste e o oitavo informa o motivo de retirada da broca.
Brocas
Brocas Problemas que afetam o rendimento da broca
Cálculo do custo por metro perfurado.
Brocas
( ) ( )of
TcTmTpCmfTcTmTpCSCBMC
Pr
++×+++×+=
X C/M = custo do metro perfurado;
X CB = custo da broca;
X CS= custo por hora da sonda;
X Tp = tempo de perfuração (hora);
X Tm = tempo de manobra (hora);
X Tc = tempo de conexão (hora);
X Prof = Intervalo perfurado (m);
X Cmf = custo por hora do motor de fundo.
Dimensionamento da Coluna de Perfuração
No dimensionamento de uma coluna de perfuração temos que levar em consideraçãoos seguintes parâmetros:
Profundidade prevista para a coluna;Peso específico do fluido de perfuraçãoFatores de segurança à tração, colapso e pressão
interna.Peso máximo previsto sobre a broca.
Com esses elementos podemos dimensionar:X Tipo dos tubos de perfuraçãoX Tipo e quantidade de comandos
Durante as operações de perfuração de um poço, a coluna de perfuração estará sujeita a esforços de tração, compressão e torção. Alémde eventuais esforços radiais resultantes dadiferença entre as pressões interna e externaao tubo.
Dimensionamento da Coluna de Perfuração
Especificação dos tubos de perfuraçãoTração – o tubo de perfuração mais próximo à superfície é o
mais solicitado em termos de resistência à tração, poissuporta todo o peso da coluna (imersa em fluido).
T=P-E
P=gaço Vaço
E=gf Vdes
onde: T = tração máxima da coluna, P = Peso da coluna no ar, E = Empuxo, gf = peso específico do fluido, Vaço = volume do aço da coluna, gaço = peso específico do aço, Vdesl = volume deslocado de fluido.
Dimensionamento da Coluna de Perfuração
Logo:T=P-E=(gaço Vaço)-(gf Vdes)
T=(gaço Vaço)-(gaço Vaço) =(gaço Vaço) [1-(gf/gaço)]
T= P
onde é o fator de flutuação
O fator de segurança utilizado para tubos de perfuraçãoé de 1,1.
O peso específico do aço é de 65,22lbf/gal.
Dimensionamento da Coluna de Perfuração
Colapso – a pressão de colapso é resultante do diferencial maior da pressão externa sobre a pressão interna do tubo. Esta é calculada no tubo (DP) que está conectado no HWDP –mais sujeito a esta solicitação.
Fórmulas de cálculo dependem da razão D/t –diâmetro externo/espessura da parede do tubo.
Dimensionamento da Coluna de Perfuração
Para a faixa da tabela abaixo usamos a fórmula 1:
Dimensionamento da Coluna de Perfuração
Fórmula 1: Rc=2×Y ×[(D/t)-1/(D/t)2]
onde: Rc = resistência ao colapso
Y= tensão de escoamento
Faixa 2
Dimensionamento da Coluna de Perfuração
Fórmula 2: Rc=Y×{[A`/(D/t)]-B`}-C`
Faixa 3
Dimensionamento da Coluna de Perfuração
Fórmula 3: Rc=Y×{[A/(D/t)]-B}
Faixa 4
Dimensionamento da Coluna de Perfuração
Fórmula 4: Rc=46,95×106/[(D/t) ×((D/t)-1)2 ]
O fator de segurança utilizado em todos oscasos para a Resistência ao colapso é 1,125
Pressão interna – quando a pressão interna é maior quea pressão externa, a resistência interna é calculadapela fórmula de Barlow
Rpi=(1,75×t ×Y)/d
onde: Rpi = resistência à pressão interna (psi)d = diâmetro interno (pol)Y = tensão de escoamento
O fator de segurança é 1,1
Dimensionamento da Coluna de Perfuração
Flambagem – uma coluna não flamba quando sua tensãoaxial for maior que a média entre as tensões radiaistangenciais. A flambagem dos tubos de perfuraçãodeve ser evitada para impedir o aparecimento de tensões cíclicas na parede dos tubos durante a rotaçãoda coluna e a conseguente falha por fadiga.
O critério de Lubinsky é utilizado para determinação dalinha neutra de flambagem, pois foi demonstrado que a flambagem não ocorre se o peso sobre a broca for menor que o peso “flutuado” (peso-empuxo) dos comandos.
Dimensionamento da Coluna de Perfuração
Pelo critério de Woods uma coluna não flamba se:
σa>(Pi.ri2-Pe.re2)/(re2-ri2) (1)
onde: σa = tensão axial
Pi e Pe = pressões interna e externa ao tubo
ri e re = raios interno e externo do tubo
Dimensionamento da Coluna de Perfuração
Na linha neutra de flambagem (a uma altura x dabroca)
σa=Tx/A (2)Com:
Tx=w-PSB-0,52.gL.H.Aonde: w = peso por ft (no ar) do tubo
gL = peso específico do fluidoA = área da seção transversal do tuboPSB = peso sobre a broca
Dimensionamento da Coluna de Perfuração
Fazendo Pi = Pe=0,052.gL.(H-x) na equação (1) e substituindo em (2), têm-se:
x = PSB/(α.w)
onde:
x = altura da linha neutra de flambagem
α = fator de flutuação
Dimensionamento da Coluna de Perfuração
Determinação do número de comandos usando o critério de linha neutra de flambagem:
n = PSBmax/(FS.α.w.L)
n = número de comandosFS = fator de segurança (0,8 a 0,9)α = fator de flutuaçãow = peso por ft (no ar) do comandoL = comprimento médio de cada comando.
Dimensionamento da Coluna de Perfuração
Dimensionamento da Coluna de Perfuração
(-)
Convenções
(+) Tração
(-) Compressão
(+)
(+)
(-)
(-)(+)
(+)
Tubos
de P
erf
ura
ção
Com
andos
1° caso
2° caso
3° caso
4° caso
Posições da Linha Neutra em relação ao peso aplicado sobre a broca
1° Caso: A linha neutra tangencia os dentes da broca – Neste instante a broca estará acima do fundo, e toda a coluna estará sujeita à tração, sustentada pelo gancho da catarina.
2° Caso: Comandos aplicando 10% do seu peso total sobre a broca. Como o peso é função direta do comprimento dos comandos, podemos determinar a posição da linha neutra, a partir da broca, utilizando o mesmo valor percentual aplicado de peso. Se considerarmos 10% do peso sobre a broca, a linha neutra estará passando a 10% do comprimento L.
Dimensionamento da Coluna de Perfuração
Convenções
(+) Tração
(-) Compressão
(+)
(+)
(-)
(-)
(-)(+)
(+)
Tubos
de P
erf
ura
ção
Com
andos
1° caso
2° caso
3° caso
4° caso
Posições da Linha Neutra em relação ao peso aplicado sobre a broca
3° Caso: Comandos aplicando 50% de seu peso sobre a broca ⇒ 50% dos comandos estão sujeito a tração e 50% a compressão.
4° Caso: Aplicação de peso superior ao peso total dos comandos. Se por algum problema operacional, isto acontecer, todos os comandos e parte dos tubos estarão comprimidos e a linha neutra estará passando nos tubos de perfuração o que não é permitido pois, não foram dimensionados para resistir a tais esforços.
Por medida de segurança permite-se um
máximo de 90% de peso dos comandos.