engenharia de perfuração

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


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.


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.


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 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.


Gancho da catarina

Gancho (Hook): elemento de ligação da carga ao sistema de polias (Catarina).


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.


Guincho (Drawwork): é o elemento que movimenta o cabo, sendo por isso responsável pela movimentação vertical das tubulações no poço.


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.


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.



Elementos complementares

Elevador – equipamento utilizado para segurar a tubulação durante as movimentações (manobras)


Sistema Bloco-Catarina

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


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.


Swivel


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


Top Drive

Ü Perfura por seção;

Ü Menor número de conexões;

Ü Permite a retirada da coluna com rotação e circulação.

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 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.


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:



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.


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 tratamento de lama


Peneiras – separa o fluido dos cascalhos


Dessiltador – Separar o silte do fluidoDesareiador – Separar a areia do fluido

Mud Cleaner – Separar o silte do fluido; recuperar partículas.



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


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).


Tacômetro da mesa rotativa (RPM) Tacômetro da bomba (ciclos/min)


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.


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 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.


A cabeça de poço é constituída de vários equipamentos que permitem a vedação e ancoragem das colunas de revestimento na superfície.


BOP – constituído de um conjunto de válvulas de gaveta, existem para diversas classes de pressão; seu acionamento é hidráulico.


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.



Preventor Anular

X Fecha sobre qualquer diâmetro;

X Não permanece fechado após a retirada da pressão de acionamento.


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.


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.


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.


Choke Manifold – conjunto de válvulas na superfície, sendo duas de estrangulamento, que permite o controle das pressões do poço, quando em Kick.


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)


Acessórios:Subs – Substitutos;Estabilizadores;Escareadores – Roller reamer;Alargadores;Amortecedores de choke.

Ferramentas de manuseio:Chave Flutuante;Chave de Broca;

Cunha;Colar de Segurança.


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.


Kelly Cock – válvula inserida no Kelly que possibilita o fechamento do interior da coluna em caso de Kick.


Kelly Spinner


Kelly de seção Quadrada

API: American Petroleum Institute

NOMINAL API (in)

MÁX A

(in)

MÁX B

(in)

MÁX C

(in)


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.


Tool joint

caixaTool joint

pino

Especificação de um tubo de perfuração

Diâmetro nominal (OD)Peso nominalGrau do AçoReforço (Upset)Comprimento NominalDesgasteCaracterísticas Especiais.


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.



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.


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.


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.


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).


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.


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


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.


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.


Os comandos em conjunto com os estabilizadores são usados para dar rigidez no controle da inclinação do poço.


Um comando é especificado por:

X Diâmetro externo;

X Diâmetro interno;

X Tipo de conexão;

X Características especiais.


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.


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.


Resistência dos Comandos


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.


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.


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.


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.


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.


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.


Não rotativos – são fabricados de borracha e danificam-se rapidamente quando perfurando formações abrasivas.



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.

Escareadores (Roler-Reamers) – ferramenta estabilizadora usada em formações abrasivas, com roletes que conseguem manter o calibre do poço.


Alargadores – ferramentas utilizadas quando se deseja aumentar o diâmetro de um poço já perfurado.


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.


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.


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


Chave flutuante hidráulica – facilita o enroscamento e desenroscamento da coluna e provê torque à conexão.


Iron-Roughneck – executa automaticamente os serviços dos plataformistas durante as conexões e desconexões.


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.


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.


Composição de fundo (BHA) de uma coluna de perfuração estabilizada


STB’SHWDPDP DC Broca

Bucha do kelly

Chave flutuante

pino

orifício

sub salvação

cabo da

chave


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.


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.


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.


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.


Para a faixa da tabela abaixo usamos a fórmula 1:


Fórmula 1: Rc=2×Y ×[(D/t)-1/(D/t)2]

onde: Rc = resistência ao colapso

Y= tensão de escoamento

Faixa 2


Fórmula 2: Rc=Y×{[A`/(D/t)]-B`}-C`

Faixa 3


Fórmula 3: Rc=Y×{[A/(D/t)]-B}

Faixa 4


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


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.


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


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


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


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.



(-)

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.


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.

engenharia de perfuração

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