UNIVERSIDADE FEDERAL DO RIO GRANDE DO NORTE CENTRO DE TECNOLOGIA-CT
CURSO DE ENGENHARIA DE PETRÓLEO-CEP
TRABALHO DE CONCLUSÃO DE CURSO
COLUNA DE PERFURAÇÃO EM POÇOS DE PETRÓLEO
VICTOR MACHADO MATHIAS
NATAL
2016
UNIVERSIDADE FERDERAL DO RIO GRANDE DO NORTE CENTRO DE TECNOLOGIA - CT
DEPARTAMENTO DE ENGENHARIA DE PETRÓLEO - DPET CURSO DE ENGENHARIA DE PETRÓLEO
VICTOR MACHADO MATHIAS
COLUNA DE PERFURAÇÃO EM POÇOS DE PETRÓLEO
Trabalho de Conclusão de Curso apresentado como parte dos requisitos para obtenção da Graduação em Engenharia de Petróleo na Universidade Federal do Rio Grande do Norte.
Orientador: Prof. Msc. Gustavo Arruda Ramalho Lira
NATAL
2016
iii
Dedico este trabalho a minha família.iv AGRADECIMENTOS
A minha mãe, Márcia, por ter me dado a melhor educação possível, o que me ajuda muito na minha vida para eu conseguir meus objetivos;
Ao meu pai, Arlindo, por ter me dado todas as condições de morar em outra cidade, e por toda a dedicação comigo durante a minha vida;
A minha namorada, Raynara, por todo o auxílio e incentivo que me deu durante a minha graduação, o que tornou tudo mais fácil pra mim;
Aos meus primos, Dennise e Igor, por terem me recebido da melhor maneira possível na capital potiguar;
A todos os amigos que fiz desde 2012 na cidade de Natal, principalmente os que me acompanham até hoje.
Aos meus grandes parceiros de curso, Vicente Neto, Raphael Ewerton, Diego Fernandes, Iuri Andrade, Iago Lucas, por terem me ajudado a superar todos os obstáculos do curso.
A todos os professores do Departamento de Engenharia de Petróleo (DPET/UFRN), por todos os ensinamentos que levarei comigo.
Ao meu professor orientador, Gustavo Lira, pelo tempo dedicado e pelas orientações realizadas.
v RESUMO
Com a grande demanda da humanidade pelos derivados do petróleo, os poços de fácil acesso e de menores dificuldades operacionais já foram perfurados e explotados. O desenvolvimento de novas técnicas na perfuração é indispensável, de modo que, a coluna de perfuração requer estudos e pesquisas para o seu constante aprimoramento, por representar um dos principais componentes de uma sonda de perfuração. O presente trabalho apresenta uma revisão bibliográfica sobre a coluna de perfuração. A pesquisa foi realizada através de informações coletadas em artigos científicos, monografias, patentes, livros e dissertações de mestrado e doutorado que foram obtidos em bancos de dados eletrônicos, bem como no portal OnePetro da Society of Petroleum Engineers (SPE). Foi possível discutir de modo geral os componentes da coluna de perfuração, suas funções, os esforços sofridos pela coluna e as dificuldades encontradas durante a perfuração. O acervo nacional sobre coluna de perfuração é considerável, porém com informações breves, podendo esta pesquisa contribuir com futuros trabalhos de fins acadêmicos.
Palavras-chave: Coluna de perfuração. Perfuração. Petróleo.
vi ABSTRACT
With the great mankind’s demand for petroleum products, oil wells with easy access and lower operational difficulties have already been drilled and exploited. The development of new techniques in oil drilling is indispensable, so the drill string requires studies and research for its constant improvement, because it represents one of the main components in a drilling rig. The present work presents a literature review on the drill string. The research was conducted through information collected in scientific papers, monographs, patents, books and master's and doctoral dissertations that were obtained in electronic databases, such as the OnePetro online library of the Society of Petroleum Engineers (SPE). It was possible to discuss in general terms the components of the drill string, its functions, the stresses suffered by the string and the difficulties encountered during drilling. The national collection on drill string is considerable, but with brief information, this research can contribute with future works of academic purpose.
Key words: Drill String, Drilling, Petroleum.
vii SUMÁRIO
1- INTRODUÇÃO ... 1
2- METODOLOGIA ... 3
3- COLUNA DE PERFURAÇÃO ... 4
3.1. MÉTODOS DE PERFURAÇÃO ... 4
3.2. COLUNA DE PERFURAÇÃO ... 8
3.2.1. Kelly ... 10
3.2.2. Tubo de Perfuração (Drill Pipe) ... 10
3.2.3. Tubos Pesados (Heavy Weight Drill Pipes - HWDP) ... 15
3.2.4. Comandos (Drill Collars) ... 16
3.3. ACESSÓRIOS DA COLUNA DE PERFURAÇÃO ... 18
3.3.1. Estabilizadores ... 18
3.3.2. Drilling Jar ... 20
3.3.3. Sub com válvula flutuante (Float Sub) ... 22
3.3.4. Escareadores ... 22
3.3.5. Alargadores ... 24
3.3.6. Amortecedores de choque (Shock Sub) ... 25
4- ESFORÇOS NA COLUNA DE PERFURAÇÃO ... 26
4.1. VIBRAÇÕES ... 26
4.1.1. Vibração axial ... 27
4.1.2. Vibração lateral ... 28
4.1.3. Vibração torcional ... 28
4.2. TRAÇÃO ... 29
4.3. PRESSÃO INTERNA ... 30
4.4. COLAPSO ... 30
4.5. FLAMBAGEM ... 32
viii
5- PROBLEMAS ENCONTRADOS NO DECORRER DA PERFURAÇÃO ... 34
5.1. PRISÃO DE COLUNA ... 34
5.2. PERDA DE CIRCULAÇÃO ... 36
5.3. DESMORONAMENTO DE POÇO ... 38
5.4. FALHAS NO DRILL PIPE ... 39
6- CONCLUSÃO ... 41
REFERÊNCIAS ... 42
1 1- INTRODUÇÃO
A extração e utilização do petróleo pelo homem é muito antiga, já que existem registros do uso de asfalto e betume, dos tempos bíblicos. Porém no século XIX é quando o petróleo começa a ser maciçamente explorado no mundo, de modo que há vários anos o petróleo é a principal fonte para a obtenção de combustíveis (COSENDEY, 2011).
Atualmente a demanda da sociedade pelos derivados do petróleo é vasta, com isso a exploração do óleo e do gás têm se tornado cada vez mais difícil devido grande parte dos poços de pouca dificuldade operacional e fácil acesso já terem sido perfurados e explotados. Os poços que ainda não foram perfurados são os mais caros, e são encontrados em locais mais complexos, no sentido de geometria do poço e profundidades mais altas, dificuldades operacionais, altas temperaturas e pressões. Isso deixa transparecer que o sucesso econômico dessas novas perfurações está baseado no desenvolvimento de técnicas inovadoras que permitam minimizar esses problemas de maneira segura e econômica, sendo isto possível através de estudos e pesquisas (PAZ, 2013).
Todas as áreas da indústria do petróleo merecem atenção, porém a perfuração é uma área essencial, que contribui com a exploração do petróleo. A perfuração é uma etapa que necessita de grandes investimentos, visto que para perfurar um poço, uma extensa programação e realização de estudos são necessários, juntamente com um conjunto de equipamentos, além de um conhecimento detalhado das condições geológicas de uma determinada região (MONTEIRO, 2012).
O estudo da perfuração é indispensável para o desenvolvimento da exploração de óleo e gás, principalmente da coluna de perfuração e seus componentes. A coluna de perfuração tem como principais funções transmitir rotação à broca, aplicar peso sobre a broca e permitir o fluxo do fluido de perfuração. Além disso, a coluna é responsável pela direção do poço, que pode ser vertical ou direcional. Por esses motivos a coluna é um dos principais componentes da sonda de perfuração e portanto estudos sobre ela são significativos para o desenvolvimento de novas técnicas de perfuração (ANJOS, 2013).
Quando se trata de coluna de perfuração, o acesso a informação nacional é considerável,
porém os conteúdos encontrados são superficiais e não trazem muitos detalhes. Informações
mais detalhadas sobre a coluna são encontradas em artigos e livros estrangeiros. Esse trabalho
2 tem como motivação fornecer mais literatura nacional sobre coluna de perfuração, e gerar interesse aos estudantes a pesquisarem sobre o tema.
Sendo assim, o presente trabalho tem como objetivo fazer uma revisão bibliográfica
sobre a coluna de perfuração, discutindo de modo geral seus componentes, suas funções, os
esforços sofridos e as dificuldades encontradas durante a perfuração.
3 2- METODOLOGIA
A metodologia utilizada para instituir o trabalho tem como característica uma revisão bibliográfica que aborda a coluna de perfuração, seus componentes tubulares e não tubulares, os esforços sofridos pela coluna durante a perfuração, e os principais problemas encontrados durante a perfuração.
A pesquisa foi realizada através de informações coletadas em artigos científicos, monografias, patentes, livros e dissertações de mestrado e doutorado que foram obtidos em bancos de dados eletrônicos de universidades brasileiras. Outra fonte utilizada para buscar informações foi o OnePetro, portal que dá acesso aos artigos da Society of Petroleum Engineers (SPE).
As pesquisas eletrônicas foram baseadas principalmente em trabalhos que abordavam assuntos como “coluna de perfuração (drillstring)”, “tubos de perfuração (drillpipe)”,
“comandos (drillcollars)”, “drilling jar”, e estabilizadores (stabilizers).
Durante a pesquisa foi feita uma seleção dos artigos e demais trabalhos acadêmicos encontrados, nos quais foram selecionados os que mostraram informações mais precisas e conteúdos que auxiliariam na formação das ideias a serem tratadas no decorrer do trabalho.
O trabalho encontra-se dividido em 6 capítulos, em que o capítulo 1 faz referência a introdução, o capítulo 2 compreende a metodologia utilizada para o desenvolvimento do trabalho, o capítulo 3 discute a coluna de perfuração de um modo geral, o capítulo 4 aborda os esforços que a coluna sofre durante a perfuração, o capítulo 5 relata os problemas que ocorrem com maior frequência durante a perfuração e que podem trazer consequências para a coluna, e o capítulo 6 trata da conclusão deste trabalho.
Vale salientar que uma observação primordial a ser levada em consideração neste
trabalho, é que os acessórios de uso exclusivo da perfuração direcional não foram apresentados,
de modo que a perfuração direcional é pouco citada no trabalho. Isto não foi realizado pois para
o entendimento dos equipamentos que compõem o BHA direcional é necessário a compreensão
de definições específicas deste modo de perfuração e aspectos importantes do planejamento e
execução de um poço direcional, o que foge do escopo desse Trabalho de Conclusão de Curso
(TCC).
4 3- COLUNA DE PERFURAÇÃO
3.1. MÉTODOS DE PERFURAÇÃO
Existem dois métodos de perfuração: o método percussivo e o método rotativo. Nesses métodos ambos apresentam a mesma finalidade, perfurar poços e garantir boas sustentação e vedação a esses poços. A perfuração dos poços acontece por meio da trituração de rochas nos dois métodos, de modo que ambos geram cascalhos no interior dos poços.
A perfuração pelo método percussivo consiste no esmagamento da formação através de uma broca localizada na extremidade de uma haste de aço. Essa haste é suspensa e deixa-se a mesma cair no local desejado, fazendo com que a broca esmague a rocha. O movimento repetitivo de içar e soltar a haste, faz com que seja aberto o poço. Os pedaços de rocha, denominados cascalhos, são gerados no interior do poço após vários golpes, sendo retirados por uma ferramenta chamada caçamba (MELLO, 2014). A figura 01 representa uma sonda de perfuração do método percussivo.
O método percussivo é o mais antigo e foi utilizado na perfuração do primeiro poço comercial do mundo. Esse poço estava localizado na Pensilvânia (EUA), e foi perfurado em 1859, tendo como responsável Edwin L. Drake (SCHAFFEL, 2002).
Figura 01: Sonda de perfuração do método percussivo.
FONTE: PEREIRA (2014).
A partir do final do século XIX, o método rotativo passou a ser usado com frequência
na perfuração de poços. Esse método é caracterizado pela presença de transferência de rotação
5 para a broca, e também por uma estrutura que é altamente equipada para a perfuração de um poço (NATAL, 2003).
A perfuração pelo método rotativo se dá pela transmissão de rotação para a broca e também pela aplicação de peso sobre a mesma. Com isso a broca consegue triturar a rocha e perfurar um poço em direção a um reservatório de petróleo. Nesse método os cascalhos gerados pela perfuração, são retirados do poço e levados à superfície pelo fluido de perfuração. Este fluido é bombeado e circulado por dentro da coluna de perfuração, e volta pelo espaço anular existente entre a coluna e as paredes do poço. O fluido de perfuração é muito importante na perfuração de poços e o mesmo possui várias funções, como limpeza de poço, lubrificação da broca, estabilidade do poço entre outras (MELLO, 2014).
Nesse método é possível atingir grandes profundidades (existem sondas que perfuram até 7000 m de profundidade), para isso vários tubos vão sendo conectados de acordo com a penetração da broca na formação. Como consequência o método tornou a exploração do petróleo muito mais ampla, já que a perfuração de poços marítimos se tornou completamente viável (ROSENBLATT, 2006). A figura 02 mostra uma sonda de perfuração do método rotativo.
Figura 02: Sonda de Perfuração do método rotativo.
FONTE: SILVA (2008).
6 Uma sonda de perfuração é o conjunto de equipamentos e acessórios que possibilitam a perfuração de um poço. Em uma sonda existem vários sistemas, cada um com suas funções.
Nesse trabalho será dada ênfase para o sistema de rotação (THOMAS et al., 2001). A figura 03 representa uma sonda de perfuração.
FONTE: MELLO (2014).
Para fins didáticos uma sonda é dividida em sete sistemas:
Sistema de sustentação de cargas.
Sistema de movimentação de cargas.
Sistema de rotação.
Sistema de circulação.
Sistema de segurança de poço.
Sistema de monitoração.
O sistema de rotação é responsável pela transmissão da rotação para a broca. Essa transmissão poder ser feita de três formas: conjunto mesa rotativa e kelly, top drive e motor de fundo.
Figura 03: Sonda de Perfuração.
7 A mesa rotativa, transmite rotação para a coluna de perfuração através do kelly, uma haste que desliza livremente em seu interior e se conecta com os tubos de perfuração. Em operações como a manobra de tubos, a mesa rotativa deve suportar o peso da coluna de perfuração (GALHANO, 2006). A mesa rotativa está representada na figura 04.
Figura 04: Mesa Rotativa.
FONTE: COSENDEY (2011).
Top drive, representado na Figura 05, é um motor suspenso que entra em contato direto com os tubos de perfuração, ele transmite rotação e permite o manuseio de tubos. Uma grande de vantagem do top drive é o fato de ele permitir a perfuração com seções formadas por 2 ou 3 tubos de perfuração, diferente do conjunto mesa rotativa e kelly que só permite um tubo por vez. Isso diminui o tempo de manobra, e portanto torna a perfuração mais rápida (MELLO, 2014).
Figura 05: Sistema Top Drive.
FONTE: THOMAS et al (2001).
8 Já o motor de fundo é uma alternativa bastante avançada e é muito usada em perfuração de poços direcionais. Ele se localiza acima da broca e transmite torque suficiente para a broca triturar as formações e desviar o poço quando necessário. Seu torque é gerado pela passagem do fluido de perfuração no seu interior (OLIVEIRA, 2014). A figura 06 mostra o motor de fundo.
Figura 06: Motor de fundo.
3.2. COLUNA DE PERFURAÇÃO
A coluna de perfuração é um dos principais componentes do sistema de rotação de uma sonda de perfuração. Ela transfere energia, em forma de rotação e peso aplicados sobre a broca, para a formação causando a trituração das rochas. A mesma é constituída de tubos de aço conectados, onde a parte mais alta e longa da seção da coluna é formada pelos tubos de perfuração (MONTEIRO, 2012).
Segundo Mitchell e Miska (2011) as principais funções da coluna de perfuração são:
transmitir a rotação da mesa rotativa até a broca, possibilita e facilita a circulação do fluido de perfuração até a broca, produzir peso sobre broca de uma forma que a perfuração seja efetiva, e fornecer controle sobre a direção do poço.
A constituição de uma coluna consiste nos seus principais componentes e nos seus acessórios. Seus principais componentes são os elementos tubulares que consistem em kelly, tubos de perfuração (drill pipes), tubos de perfuração pesados (heavy-weight drill pipes) e comandos (drill collars). Os componentes não tubulares da coluna são seus acessórios, e estes resumem-se em substitutos (subs), estabilizadores e escareadores, alargadores e amortecedores de vibração (SILVA, 2008).
A figura 07 mostra a coluna de perfuração com alguns dos seus componentes.
FONTE: COSENDEY (2011).
9
FONTE: MITCHELL, MISKA (2011).
Figura 07: Coluna de Perfuração.
10 Para entender o funcionamento da coluna de perfuração, é necessário que se tenha conhecimento de cada um dos seus componentes.
3.2.1. Kelly
Na perfuração pelo método rotativo utilizando o sistema mesa rotativa-kelly, a rotação produzida pela mesa rotativa é transmitida para os tubos de perfuração por uma haste que pode ser quadrada ou hexagonal, chamada kelly. Um componente chamado sub de salvação do Kelly, é um pequeno tubo com função de proteger a rosca do kelly das constantes operações de enroscamento e desenroscamento, esse tubo conecta-se na extremidade inferior do Kelly. Outro componente é o kelly cock, que consiste em uma válvula que permite o fechamento do interior da coluna em caso de influxo de fluidos indesejados (kick). A figura 08 mostra o kelly (MITCHELL; MISKA, 2011; PLÁCIDO, 2009).
3.2.2. Tubo de Perfuração (Drill Pipe)
Os tubos de perfuração consistem na maior parte da coluna de perfuração. Um drill pipe comum é feito por extrusão, protegido internamente com aplicações de resinas para diminuição do desgaste interno e corrosão, e tem como material o aço. Em algumas aplicações, como perfuração com grandes alcances, pode ser melhor usar alumínio, ou possivelmente titânio para produzir os tubos de perfuração. Alguns fatores são muito importantes para a decisão do material para a fabricação desses tubos, como por exemplo, configuração do poço, temperaturas do fundo do poço, o ambiente de trabalho (presença de H
2S e CO
2), e também arraste e torque.
FONTE: CHINA-OGPE.COM (2010)
Figura 08: Kelly com haste quadrada e com haste hexagonal, ambos com reforços nas extremidades.
11 A conexão de um tubo de perfuração para outro, se dá pelos tool joints, que são uniões cônicas soldadas nas extremidades dos tubos de perfuração (MITCHELL; MISKA, 2011).
Na coluna de perfuração os tubos de perfuração têm a função de fornecer comprimento suficiente para que a broca consiga atingir um reservatório, e também de transmitir rotação para a mesma.
A figura 09 representa um tubo de perfuração, deixando claro que as extremidades do tubo são reforçadas.
Figura 09: Tubo de perfuração (Drill Pipe).
Para que um tubo de perfuração seja identificado corretamente, ele deve ser especificado por alguns parâmetros: diâmetro nominal, peso nominal, grau do aço, tipo de upset, comprimento nominal, e grau de desgaste.
O exemplo a seguir mostra como a especificação de um tubo de perfuração é fornecida.
O primeiro item é referente ao diâmetro nominal, o segundo ao peso nominal, o terceiro ao grau do aço, o quarto ao reforço (upset), o quinto ao comprimento nominal, e o sexto ao desgaste.
4 ½” – 16,60 lb/pé – Grau E – EU – Range 2 – Premium
Diâmetro nominal
O diâmetro nominal e o peso nominal são as principais características de um tubo de perfuração. O diâmetro nominal, nada mais é do que o diâmetro externo do corpo do tubo, ou seja, não se leva em consideração o diâmetro dos tool joints para essa especificação. Os mais utilizados estão entre 3 5/8” e 6 5/8”.
Peso nominal
FONTE: INTERLINK (2016).
12 O peso nominal é o valor médio do peso do tubo junto com os tool joints. Com o peso nominal e o diâmetro nominal é possível especificar o diâmetro interno, espessura de parede e diâmetro drift (diâmetro máximo que uma ferramenta necessita ter para passar no interior do tubo de perfuração, sem que fique presa).
Grau do aço
O grau do aço é a nomenclatura que indica a máxima tensão de escoamento que um determinado aço suporta. Tensão de escoamento é a tensão máxima que o material aguenta enquanto ainda está escoando no seu regime elástico, ou seja, qualquer tensão maior que a tensão de escoamento faz com que o material se deforme de maneira permanente, o que caracteriza o regime plástico.
A tabela 01, traz alguns exemplos de tipos de aços utilizados nos drillpipes, juntamente com suas respectivas tensões de escoamento.
Tabela 01: Tensão de escoamento.
Grau do Aço Tensão de escoamento (psi)
D 55000
E 75000
X-95 95000
G-105 105000
S-135 135000
V-150 150000
FONTE: Elaborado pelo autor.
Reforço (Upset)
Os tubos têm um reforço na sua extremidade, esse reforço é chamado de upset. O upset aumenta a área de aço dos tubos, permitindo que quando haja a soldagem das conexões, não ocorra a redução na espessura da parede além da espessura do corpo do tubo, mantendo sua resistência, já que a soldagem acarreta na redução da área de aço no pino ou rosca.
Como é observado na figura 10, o upset tem três variações possíveis, o internal-upset
(IU) no qual o reforço é dado no interior do tubo, external-upset (EU) onde o reforço é dado no
exterior do tubo, e o internal-external-upset (IEU) no qual o reforço é implantado tanto no
exterior como no interior do tubo.
13
Figura 10: Reforços do Tubo de Perfuração.
FONTE: MITCHELL, MISKA (2011).
Comprimento Nominal
Normas do American Petroleum Institute (API) reconhecem três categorias de comprimento de tubos que são chamadas de range. O drillpipe é utilizado em três ranges de comprimento, Range 1 com tubos de comprimente de 16 a 25 pés, Range 2 com tubos de 27 a 30 pés, e Range 3 com tubos de 38 a 45 pés, como mostra a tabela abaixo (Tabela 02).
Tabela 02: Ranges dos tubos de perfuração.
Range Comprimento do tubo (pés)
Comprimento do tubo aproximado (m)
Range 1 16-25 4,9-7,6
Range 2 27-30 7,6-10,4
Range 3 >34 >10,4
FONTE: Elaborado pelo autor.
Nas operações de perfuração, geralmente o comprimento do drillpipe é o range 2 de até 30 pés (MITCHELL; MISKA, 2011).
Grau de desgaste
De acordo com a norma API RP 5C1, o desgaste de um tubo de perfuração é percebido pela diminuição da espessura de sua parede, portanto periodicamente os tubos são inspecionados e classificados na sua determinada faixa. A resistência do tubo de perfuração aos esforços, logicamente são diminuídos com o desgaste, logo é evidente a importância da classificação de tubos por desgaste (SPE, 2015).
O quadro a seguir (Quadro 01), explicita a classificação de um tubo de perfuração por
redução da espessura, sendo cada classificação identificada por faixas de diferentes cores. A
14 importância das faixas é a fácil identificação visual da classe do tubo, tornando mais fácil o trabalho de quem os manuseia. Um tubo novo, assim que descido no poço, já é considerado Premium, ou seja, com desgaste de 0 a 20% da sua espessura.
Quadro 01: Identificação de um tubo de perfuração de acordo com seu desgaste.
FONTE: PLÁCIDO (2009).
A tabela 03, apresenta os dados de um tubo de perfuração novo. Na tabela é possível
que se conheça apenas diâmetro externo e peso nominal, e com isso pode-se ler os outros dados
de forma direta, sem a necessidade de cálculos ou medições. Alguns dados da tabela são,
espessura de parede, diâmetro interno e área da seção transversal.
15
Tabela 03: Dados de um tubo de perfuração novo.
FONTE: MITCHELL; MISKA, (2011).
3.2.3. Tubos Pesados (Heavy Weight Drill Pipes - HWDP)
Tubos Pesados são tubos que têm geralmente o mesmo diâmetro externo dos tubos de perfuração normais, porém com maior espessura de parede. Além de poderem ser utilizados para dar peso sobre a broca, os tubos pesados entre os comandos e os tubos de perfuração permitem uma mudança gradual da rigidez da coluna, o que é importante pois uma mudança brusca de rigidez na coluna se torna um ponto de concentração de tensões e portanto um ponto que pode sofrer fraturas com mais facilidade (ROCHA et al, 2011). A figura 11 mostra os tubos pesados.
São bastante utilizados em poços direcionais, como elemento auxiliar no fornecimento
de peso sobre a broca, em substituição a alguns comandos. Sua utilização tem algumas
vantagens:
16 - Diminui a ruptura de tubos nas zonas de transição entre comandos e tubos de perfuração.
- Aumenta a eficiência e a capacidade de sondas de pequeno porte, pela sua maior facilidade de manuseio do que os comandos.
- Nos poços direcionais diminui o torque e o arraste em vista de sua menor área de contato com as paredes do poço.
- Reduz tempo de manobra.
Figura 11: Tubo Pesado, tubo de perfuração com paredes espessas.
. FONTE: THOMAS et al (2001).
3.2.4. Comandos (Drill Collars)
“Os comandos são elementos tubulares fabricados em aço forjado, usinados e que possuem alto peso linear devido à grande espessura de parede” (THOMAS et al, 2001). As conexões dos comandos são usinadas no próprio tubo e são protegidas por uma camada fosfatada na superfície, ao contrário dos tubos de perfuração, a conexão é a parte mais frágil dos comandos (PLÁCIDO, 2009). Os comandos têm grande importância no BHA (fração da coluna que compreende desde os tubos pesados até a broca), pois são projetados para vários propósitos, incluindo projetar carga na broca de perfuração, ou peso sobre broca (PSB).
As propriedades mecânicas e geométricas dos comandos afetam no desempenho da broca, podem causar problemas no poço como doglegs (poços com desvios indesejados), key seats (coluna descentralizada provocando uma “barriga’’ no poço), vibrações na coluna de perfuração e diminuição no tempo de vida de um drill pipe (MITCHELL, 2011).
Comandos, ilustrados na figura 12, são fabricados em vários tamanhos e formas. O
comando convencional tem área transversal circular, porém comandos espiralados e quadrados
também podem ser usados na indústria. Comandos com área transversal quadrada são usados
quando se é preciso de mais rigidez no BHA, enquanto que os comandos em espiral são
recomendados na perfuração em áreas que sofrem com altos diferenciais de pressão. As espirais
17 na superfície externa desses comandos reduzem o contato entre a parede do poço e os comandos, que, por vez, diminui a força por diferencial de pressão (MITCHELL, 2011).
Figura 12: Comandos (drill collars), liso e espiral.
FONTE: ANSON (2015).
A coluna de comandos é formada por comandos individuais conectados (geralmente cada um com 30 ft de comprimento).
Um comando deve ser classificado de acordo com: diâmetro externo, diâmetro interno, e tipo de conexão. O diâmetro externo é escolhido em função do diâmetro do poço e sempre levando em conta a possibilidade de uma pescaria. O diâmetro interno está diretamente ligado com o peso do comando, portanto também é possível a identificação pelo peso linear em lb/pé.
(PLÁCIDO, 2009)
Vários fatores afetam na seleção da forma do comando. Os fatores mais importantes são: tamanho da broca, OD (diâmetro externo) que se pode colocar no poço, ângulo de mergulho (DIP) e heterogeneidade da formação, programa hidráulico (tipo de fluido de perfuração, propriedades, razão de fluxo), PSB requerido e possibilidade de operações de pescaria.
Os comandos são uma porção da coluna que merece muita atenção pois, os esforços mais severos são aplicados sobre eles, portanto os comandos precisam ser bem dimensionados.
Um dimensionamento muito importante é do comprimento dessa porção da coluna, pois para
18 evitar principalmente a flambagem, a linha neutra precisa estar nos comandos fazendo com que apenas esses estejam sofrendo compressão. Isso é necessário pois os tubos de perfuração não tem muita resistência à flambagem, logo não devem sofrer compressão, então o dimensionamento é feito para que os tubos de perfuração sejam apenas tracionados. Esse dimensionamento é explicitado no capítulo 4 desse trabalho.
3.3. ACESSÓRIOS DA COLUNA DE PERFURAÇÃO 3.3.1. Estabilizadores
O estabilizador é um acessório quase indispensável em uma coluna de perfuração, principalmente quando a perfuração é direcional. Essa ferramenta é responsável por centralizar a coluna de perfuração, afastando os comandos das paredes do poço, provendo estabilidade para o BHA e reduzindo a vibração na coluna, como também diminui o risco de prisão da mesma por diferencial de pressão (ROCHA et al, 2011; SAVEGNAGO, 2012).
Podem ser rotativos e não rotativos; Os rotativos podem ser com camisa substituível, lâminas integrais e lâminas soldadas. A figura 13 representa o estabilizador.
Figura 13: Estabilizadores com palhetas espirais e retas.
FONTE: DRILLING (2012)
19 Os estabilizadores juntamente com os comandos, são muito importantes para o ganho, perda ou manutenção de ângulo durante a perfuração direcional.
Para ganhar ângulo, um estabilizador é colocado próximo à broca, e então conforme o peso do BHA curva o comando adjacente ao estabilizador, existe uma tendência a direcionar a broca para cima, de forma que a força que atua na extremidade da coluna passa a ter uma componente perpendicular, como é visto na figura 14 (SANTOS, 2010).
Figura 14: Composição da coluna com o objetivo de ganhar ângulo.
FONTE: SANTOS (2010).
Para perder ângulo, não é usado um estabilizador próximo a broca, assim o peso dos
comandos faz com que a força na extremidade da coluna passe a ter uma componente
perpendicular para baixo, como na figura 15.
20
Figura 15: Composição da coluna com o objetivo de perder ângulo.
FONTE: SANTOS (2010).
A manutenção de ângulo na perfuração direcional se dá pelo uso de três estabilizadores em série, separados apenas por pequenas seções de comandos. É importante que o primeiro estabilizador esteja conectado à broca e que os dois tenham o mesmo diâmetro. Essa disposição de estabilizadores, faz com que a coluna resista a desvios causados pelo peso do BHA (Figura 16).
Figura 16: Arranjo de estabilizadores para a coluna manter o ângulo de perfuração.
FONTE: VAISBERG et al (2002).
3.3.2. Drilling Jar
Na perfuração alguns problemas são comuns e portanto existem ferramentas próprias
para prevenir ou resolvê-los. A prisão de coluna, uma das dificuldades mais comuns
encontradas, acontece por vários motivos como por exemplo, altas diferenças de pressão,
fechamento de poço por inchamento de argilas, desmoronamento da parede do poço, e se não
21 forem tomados os devidos cuidados, pode-se quebrar a coluna no interior do poço e portanto causar a necessidade de uma operação de pescaria mais complicada, existindo a possibilidade da perda do trecho de um poço com a coluna para sempre.
O acessório da coluna de perfuração que se torna necessário na situação descrita acima é o drilling jar, ilustrado na figura 17. Essa ferramenta é um pistão no interior da coluna que funciona armazenando energia potencial através dos movimentos de tração ou compressão da coluna, e libera essa energia em forma de energia cinética bruscamente. A liberação brusca de energia gera ondas de choque para o local desejado, o que pode ou não, ser suficiente para desprender uma coluna (HALL et al, 2006).
Existem três tipos de drilling jar: mecânico, hidráulico e hidromecânico. A diferença entre esses tipos é a natureza da sua força de impacto, mecânica ou hidráulica, tendo o hidromecânico as duas juntas. Nos três tipos, a intensidade dos choques criados, depende da energia potencial armazenada e o sentido desses choques depende do movimento do pistão.
Forças de compressão na coluna de perfuração, empurram o pistão para baixo resultando em ondas de choque para baixo, por outro lado forças de tração empurram o pistão para cima causando ondas de choque para cima. Nos jars hidromecânicos os choques para cima são de origem hidráulica e os golpes para baixo são de origem mecânica (SLATOR; PEIL; BISHOP, 1976).
Os jars mecânicos operam usando uma série de molas, já os hidráulicos operam controlando a passagem de fluido hidráulico através de uma válvula que atua sobre pressão. Os jars hidráulicos são os mais usados (SAVEGNAGO, 2012).
O correto posicionamento do jar leva em consideração a trajetória do poço, o atrito da coluna com o poço, o BHA, o peso do fluido de perfuração, o peso sobre a broca com a qual se planeja perfurar, o impacto e o impulso para a liberação da coluna. (ROCHA et al, 2011).
É importante também garantir que esse acessório não seja localizado em uma pequena
profundidade, pois os choques produzidos podem não ser efetivos para desprender uma coluna
presa, além disso o drilling jar também não pode estar muito próximo a linha neutra (local onde
existe a mudança de forças de tração para compressão) da coluna (SAMUEL, 2007).
22
Figura 17: Drilling jar mecânico e hidráulico.
3.3.3. Sub com válvula flutuante (Float Sub)
É um sub que possui no seu interior uma válvula que possibilita a passagem do fluido de perfuração de dentro da coluna para o anular, mas impede o fluxo no sentido contrário.
Em caso de desbalanceamento de pressões entre o anular e o interior da coluna, pode haver um fluxo reverso que venha a entupir os jatos da broca ou desalojar ferramentas especiais de registro direcional contínuo, como o steering tool e o MWD, por esses motivos, a necessidade do float sub é evidente (ROCHA et al, 2011).
3.3.4. Escareadores
Os escareadores, conhecidos como Roler-Reamer, são estabilizadores mais resistentes, pois possuem roletes que conseguem manter o calibre do poço de modo mais fácil, já que são usados nos casos de formações muito abrasivas para um estabilizador comum.
O uso dos escareadores tem como vantagem a diminuição do torque sobre a coluna, porém traz uma desvantagem que é aumentar a possibilidade de operações de pescaria, já que os escareadores tem partes móveis que podem quebrar e ficar no interior do poço.
FONTE: ROCHA et al (2011).
23 De acordo com Plácido (2009), escareadores podem ser utilizados de três formas:
Roler-Reamer de coluna com três roletes (Figura 18): utilizado entre os comandos com finalidade de manter o calibre do poço e ajudar na eliminação de doglegs e chavetas.
Roler-Reamer de fundo com três roletes: utilizado entre os comandos e a broca, para diminuir a necessidade de repassamento, já que mantem o poço calibrado. Este acessório é ilustrado na figura 19.
Roler-Reamer de fundo com seis roletes: atua entre os comandos e a broca e graças ao seu maior número de roletes, evita alterações abruptas de na direção e inclinação. Este acessório é representado pela figura 19.
Figura 18: Escareador de coluna.
FONTE: XI’AN (2016).
Figura 19: Escareadores com 3 e 6 roletes.
FONTE: G ENERGY (2016).
24 3.3.5. Alargadores
Ferramentas que servem para aumentar o diâmetro de um trecho do poço que já foi perfurado. Dentre os tipos de alargadores estão o Hole Opener e o Under reamer.
O Hole Oponer (Figura 20) é usado para o objetivo de alargar o poço desde a superfície, tem braços fixos e é muito utilizado quando se perfura para a descida do condutor de 30”, que neste caso se perfura com broca de 26” e com um Hole Opener de 36”.
O Under reamer (Figura 21) é usado quando se deseja alargar um trecho do poço começando por um ponto abaixo da superfície. Por exemplo, podem ser usados com a finalidade de prover espaço para a descida de revestimento e para alargamento da formação, para se efetuar gravel packer. Seus braços móveis são normalmente abertos através da pressão de bombeio.
Figura 20: Alargador Hole Opener.
FONTE: TIANHE (2016).
Figura 21: Alargador Under Reamer.
FONTE: ADRIATECH (2016).
25 3.3.6. Amortecedores de choque (Shock Sub)
Amortecedor de choque, exposto na figura 22, é um acessório que absorve as vibrações axiais da coluna de perfuração induzidas pela broca. Deve ser usado quando a zona a ser perfurada possui rochas muito duras ou possui várias mudanças de dureza, pois nessas zonas a coluna trepida demasiadamente. Seu uso aumenta a vida útil das brocas, principalmente dos insertos e de PDC. Amortecedores de choque podem ser de mola helicoidal ou hidráulico.
“Para o amortecedor ter melhor eficácia, deve ser colocado o mais perto possível da broca. Entretanto, como não é tão rígido quanto um comando, a colocação próxima da broca pode induzir inclinações no poço” (PLÁCIDO, 2009). Desse modo algumas recomendações devem ser seguidas:
- Para poços que não tem tendência de desvio, o amortecedor de choque deve ser colocado na coluna, acima do sub de broca.
- Para poços com pequena tendência de desvio, deve-se posicionar o amortecedor de choque acima do primeiro ou segundo estabilizador.
- Para poços com grandes tendências de desvio, deve-se colocar o amortecedor de choque acima de todo conjunto estabilizado.
Figura 22: Amortecedor de choques.
FONTE: BICO (2016).
26 4- ESFORÇOS NA COLUNA DE PERFURAÇÃO
A operação da coluna de perfuração no interior do poço está sujeita a um número de cargas, incluindo vibrações, tração, e colapso. Estas forças podem ser estáticas ou dinâmicas.
As cargas podem se repetir um número de vezes (cargas cíclicas) ou podem ser fortemente aplicadas em um período curto de tempo (cargas de impacto) (MITCHELL, 2011).
Algumas dessas cargas sofridas pela coluna podem causar muitos danos, ou até a perda de um poço permanentemente.
É necessário levar em consideração que os esforços apresentados nesse capítulo serão tratados de forma isolada, porém todos eles agem de maneira conjunta na coluna.
Em alguns tipos de poços, como por exemplo, poços muito profundos, poços com altas temperaturas e pressões, poços com trajetória complexa e poços com grandes afastamentos, analisar os esforços separadamente pode ser perigoso, pois um esforço pode influenciar aumentando ou diminuindo outro esforço e com isso, o dimensionamento feito tem que levar em conta essa influência.
4.1. VIBRAÇÕES
As colunas de perfuração são submetidas a algumas formas de vibrações. Estas vibrações são mais severas no BHA, que sofre as interações entre a broca e a formação.
As vibrações em colunas de perfuração são uma das maiores causas de deterioração no processo de perfuração. Vibrações não controladas, podem resultar em: perda de eficiência na perfuração, fadiga das tubulações, falha prematura dos componentes da coluna, redução da vida útil da broca, mudanças abruptas na direção de um poço, e até mesmo fraturar a coluna inutilizando todo um poço (MONTEIRO, 2012).
Os tipos de vibrações que atuam na coluna durante a perfuração são as vibrações
torcionais (stick-slip), causadas pela interação entre broca e a profundidade do poço, vibrações
laterais, causadas por excentricidade dos tubos, e axiais (bit-bounce), devidas ao quicar da broca
(COSTA, 2015). A figura 23 representa os tipos de vibrações.
27
Figura 23: Tipos de vibrações em colunas de perfuração.
4.1.1. Vibração axial
As vibrações axiais são as vibrações com movimentos paralelos ao eixo da coluna de perfuração. A maior causa dessas vibrações é a força oriunda da interação da broca com a formação. Essa excitação depende do tipo de broca e formação que se pretende perfurar. As brocas tri-cônicas produzem excitações axiais mais fortes em comparação com as brocas sem partes móveis, PDC e diamante. No caso das brocas tri-cônicas, a vibração gerada pelo rolamento dos cones da broca resulta em um movimento suave do BHA para cima e para baixo com uma frequência dominante igual a três vezes a frequência de rotação da coluna (MONTEIRO, 2012).
As vibrações axiais podem dificultar a perfuração, causar dano à broca e ao BHA e diminuir a taxa de penetração da broca. Quando esta frequência de excitação é igual a uma frequência axial natural da coluna, o sistema entrará em ressonância e a broca pode perder contato com a formação (SIQUEIRA, 2011).
A repetição durante um determinado período da perda momentânea de contato entre a broca e a formação é conhecida como quicar da broca (bit-bounce). Persistindo, irá diminuir o tempo de vida útil da broca, sendo necessário, nesse caso, substituí-la, o que encarece e atrasa a perfuração.
FONTE: AGOSTINI (2015).
28 4.1.2. Vibração lateral
As vibrações laterais são muitas vezes ditas como as vibrações que mais causam danos às colunas de perfuração. Porém, durante muito tempo, esse modo de vibração foi desconsiderado pela indústria. Isso se deve ao fato de que elas quase não são transferidas para a superfície, portanto mesmo que no fundo do poço as vibrações laterais hajam de forma severa, sua detecção é muito difícil. Este fenômeno curioso ocorre porque as vibrações laterais ficam confinadas à parte comprimida da coluna, não sendo transmitidas para além do ponto neutro.
Como são as mais prejudiciais e as mais difíceis de serem detectadas, fica evidente que as vibrações laterais são muito maléficas para operações de perfuração (COSTA, 2015).
Vibrações laterais de alta intensidade podem significar grandes chances de uma coluna flambar, pois as extremidades da coluna de perfuração, que são mesa rotativa e a broca em contato com a formação rochosa, propiciam analogia de comportamento desta coluna de perfuração com uma viga bi apoiada, sujeitando-a à flambagem, que, para ser evitada são utilizados os comandos, aumentando-se a rigidez da coluna em relação à flexão. No entanto o comprimento longo da coluna representa uma grande facilidade de a coluna flexionar, portanto é necessário um bom dimensionamento dos comandos para que as vibrações laterais não deixem prejuízos na perfuração de um poço (MONTEIRO, 2012).
4.1.3. Vibração torcional
As vibrações torcionais causam a variação da rotação ao longo da coluna, danifica as
brocas e prejudica o processo de perfuração. Essas vibrações são definidas por um fenômeno
chamado stick-slip, que se trata da repetição de dois movimentos, o primeiro movimento é o
qual a broca realmente para seu movimento torcional em relação à formação por um período
finito de tempo (sendo este o período de stick). Quando isso ocorre, a rotação no alto da coluna
permanece, e a coluna passa a se deformar em torno de seu eixo, armazenando energia potencial
(torcional) como uma mola. No momento em que esse torque acumulado na coluna atinge um
valor suficiente para vencer o torque resistivo, a energia potencial acumulada se transforma em
energia cinética e o BHA é rapidamente acelerado, fazendo com que a broca volte a girar (este
é o período de slip) (MONTEIRO, 2012).
29 Este fenômeno, é uma importante causa de mau funcionamento ou falha de tubos de perfuração, brocas e equipamentos eletrônicos que ficam no interior do poço.
A adição do peso sobre broca e/ou diminuição das rotações, pode provocar o desenvolvimento de vibrações torcionais severas. Portanto o inverso tende a eliminar essas oscilações. Vibrações do tipo stick-slip estão mais relacionadas às brocas PDC, com desgastes na estrutura de corte. Brocas caracterizadas com relação decrescente entre torque e velocidade angular estão mais susceptíveis a stick-slip (ANJOS, 2013).
4.2. TRAÇÃO
A tração acontece pelo peso da própria coluna de perfuração, de modo que o tubo de perfuração mais próximo da superfície suporta o peso de toda a coluna. Porém é necessário levar em conta que a coluna está imersa no fluido de perfuração e esse gera um empuxo que empurra a coluna para cima. Portanto no cálculo da tração, o peso da coluna tem que ser corrigido.
A tensão causada pela tração é a relação entre o peso da coluna e área de aplicação:
σt =Peso da Coluna Área
Quando a tensão de tração atingir a máxima tensão permissível, que é a tensão de escoamento do material, se terá a resistência a tração do tubo. Logo:
Ym= Rt A
Onde: 𝑌
𝑚= limite de escoamento, R
t= Tração Máxima, A= Área da seção;
A área de aplicação do peso da coluna é a área da seção transversal dos tubos:
A =π
4x(De2− Di2)
Onde D
eé o diâmetro externo do tubo e D
ié o diâmetro interno.
O peso da coluna imersa em fluido (peso flutuado) é calculado multiplicando o peso da coluna no ar pelo fator de flutuação (α).
Assim a peso máximo da coluna de perfuração é:
30
Peso flutuado = P x αP= peso da coluna de perfuração no ar
α = (1 − ρfρm) é o fator de flutuação. Onde 𝜌𝑓
é a massa específica do fluido de perfuração e 𝜌
𝑚é a massa específica do material do tubo. Para tubos feitos de aço, ρ
m= 7800
kgm3
⁄
.
Para o cálculo da tração geralmente o fator de segurança utilizado é de 1,25.
4.3. PRESSÃO INTERNA
A falha por pressão interna é resultante do diferencial de pressão interna e externa ao tubo quando a pressão interna é maior que a externa.
A resistência interna é calculada usando-se a formula de Barlow para tubos de paredes finas:
Rpi = 2 x (0,875 x t) x Y De
Onde: t é a espessura do tubo, Y é a tensão limite de escoamento, o valor 0,875 é a variação de 12,5% permitida na espessura de tubos novos de acordo com o API, D
eé o diâmetro externo do tubo e R
pié a Resistencia a pressão interna.
O fator de segurança utilizado é 1,1.
4.4. COLAPSO
O colapso representa a falha na qual o tubo é ‘esmagado’ pois acontece quando a pressão externa é maior que a interna.
Existem 4 tipos de resistências ao colapso, de modo que cada resistência ao colapso é calculada segundo o modelo de falha. Os modelos são Pseudo Plástico, Plástico, Transição e Elástico.
Para exemplificar como é calculada a resistência ao colapso, serão mostrados na tabela 04, os valores da relação de
Dt
(relação entre diâmetro externo e espessura de parede do tubo)
31 para um aço de grau G para todos os quatro modelos de falha, seguidamente das equações usadas para determinar a resistência ao colapso também para todos os regimes de falha.
Tabela 04: Relação D/t, e equações para o cálculo da resistência ao colapso.
Modelo de Falha Relação 𝐷
𝑡 Equações
Pseudo Plástico 12,57 ou menos RC= 2 x Y x (D
t − 1) (D
t)2
Plástico Entre 12,57 e 20,70 RC= Y x (( A′
(D t⁄ )) − B′) − C′
Transição Entre 20,70 e 26,89 RC= Y x ((A
D⁄t) − B)
Elástico Maior que 26,89 RC= 46,95 x 106
(D t⁄ ) x ((D t⁄ ) − 1)2
FONTE: Elaborado pelo autor.
No regime Plástico são necessários os valores das seguintes constantes (Tabela 05):
Tabela 05: Valores de constantes para o regime plástico.
Grau do Aço A’ B’ C’
G 3,162 0,0794 2702
FONTE: Elaborado pelo autor.
A tabela a seguir (Tabela 06) contém os valores das constantes necessárias para o cálculo da resistência no regime de transição.
Tabela 06: Valores de constantes para o regime de transição.
Grau do Aço A B
G 2,053 0,0515
FONTE: Elaborado pelo autor.
O fator de segurança utilizado é de 1,125.
32 4.5. FLAMBAGEM
A coluna de perfuração está sujeita a flambagem, devido seu peso causar tração nos tubos superiores e o empuxo gerado pelo fluido de perfuração aliado ao peso sobre broca causar compressão nos tubos inferiores, com isso, a coluna sofre ação de duas forças de sentidos contrários nas suas extremidades. Segundo Paslay et al (1994) as pressões externa e interna também influenciam na carga axial que induz a flambagem.
A ocorrência da flambagem em poços direcionais é relativamente comum e controlável, podendo se tornar um grande problema em poços com alta inclinação, dificultando a descida da coluna, intervindo no peso sobre broca, complicando o controle de trajetória e gerando concentração de tensão devido à curvatura gerada nos pontos de flambagem. Quanto menor for o diâmetro da fase, mais fácil a tubulação ficar contida pelas paredes do poço quando da flambagem, o que pode reduzir seus efeitos (SILVA, 2008).
A flambagem acontece de dois modos, flambagem senoidal e flambagem helicoidal. A flambagem senoidal é comum durante a perfuração, principalmente na perfuração direcional, porém a flambagem helicoidal é considerada um caso praticamente sem solução (ROCHA, 2009). A figura 24 mostra os dois tipos de flambagem.
Figura 24: Tipos de flambagem.
FONTE: SILVA (2008).
O risco da coluna flambar está diretamente relacionado com o momento de inércia dos
tubos, que corresponde a dificuldade que um corpo tem de girar ou alterar sua rotação, portanto
33 os tubos de perfuração são os que merecem mais atenção, pois eles têm baixos momentos de inércia, ou seja altas capacidades de flambar. Por outro lado os comandos possuem altos momentos de inércia, e portanto baixos riscos de flambar.
Para solucionar esse problema, o comprimento dos comandos é dimensionado de forma que a linha neutra se encontre sobre os mesmos, com isso os tubos de perfuração permanecem tracionados e somente os comandos são comprimidos. Como os comandos suportam a compressão sem flambar, a coluna diminui consideravelmente o risco de sofrer flambagem.
A única exceção é na perfuração direcional, em que a linha neutra pode estar nos HWDP, já que nesse tipo de perfuração não é desejada uma grande quantidade de comandos, pois a coluna precisa ter uma capacidade de inclinação para obter os desvios necessários, e como os comandos são rígidos, em grande quantidade eles não permitem uma boa flexibilidade da coluna.
O dimensionamento do comprimento dos comandos é feito de forma que a linha neutra sempre esteja nos mesmos, e nunca nos tubos de perfuração. Portanto é necessário dimensionar de acordo com o peso sobre broca requerido, pois esse desloca a linha neutra para cima aumentando a porção comprimida da coluna. Desse modo, a condição para o comprimento dos comandos é:
Peso Comandos > Empuxo + PSB Peso Comandos – Empuxo > PSB Peso Flutuado Comandos > PSB
De acordo com exemplo o peso flutuado dos comandos, que é o peso dos comandos mergulhados no fluido de perfuração, tem que ser maior que o peso sobre broca. Logo:
WDC x LDC x α x cos θ > PSB x FS LDC > (PSB x FS W⁄ DC x α x cos θ )
Onde: L
DCé o comprimentos dos comandos, PSB é o Peso sobre Broca, FS é o fator de segurança, W
DCé o peso nominal dos comandos, α é o fator de flutuação e cos θ é o cosseno do ângulo do poço com a vertical.
Para esse cálculo o fator de segurança varia entre 1,15 e 1,3.
34 5- PROBLEMAS ENCONTRADOS NO DECORRER DA PERFURAÇÃO
5.1. PRISÃO DE COLUNA
A prisão de coluna pode acontecer devido a vários motivos, como desmoronamento das paredes do poço, problemas com chavetas, fechamento do poço por inchamento de argilas e por altas diferenças de pressão. Nesse trabalho será detalhada a prisão de coluna por diferencial de pressão.
Durante as operações de perfuração, um tubo é considerado preso se ele não pode ser libertado ou puxado para fora do poço, sem prejudicar o tubo e sem exceder a máxima carga de gancho (hook load) da sonda de perfuração (MITCHELL, 2006).
A prisão de tubos por diferença de pressão ocorre, geralmente, em uma parada (para manobras e/ou conexões) e uma porção da coluna de perfuração se encontra em frente a uma formação permeável, normalmente arenitos em que se formam rebocos nas paredes do poço correspondentes à filtração do fluido de perfuração e resultando na deposição de sólidos do mesmo. Se a pressão do fluido de perfuração, P
m, que age na parede externa do tubo, é maior que a pressão fluido-formação, P
ff, que geralmente é o caso, então o tubo pode ficar preso e quando isso ocorre, o tubo é dito preso diferencialmente, o que é representado na figura 25 (CHIPINDU, 2010).
A diferença de pressão agindo na porção do drillpipe que está cravado no reboco pode ser expressada por:
∆P = Pm− Pff
35
Figura 25: Prisão de coluna por diferencial de pressão.
FONTE: MITCHELL (2006).
Esse fenômeno é mais comum nos comandos, pois sua área de contato com as paredes do poço é maior e também sua rigidez, fazendo com que a pressão do fluido de perfuração sobre os mesmos seja maior e portanto a fixação na parede do poço seja maior. (COSENDEY, 2011).
De acordo com a figura 26 é perceptível que com o passar do tempo, o reboco vai aumentando sua área de contato com os tubos, e com isso a prisão vai se tornando cada vez mais forte.
Figura 26: Mecanismo de Prisão Diferencial.
FONTE: TAVARES (2006).
Alguns fatores podem indicar que a prisão por diferença de pressão está acontecendo no
momento da perfuração de zonas permeáveis. Por exemplo, o aumento no torque e no arraste,
36 incapacidade de se rotacionar a coluna de perfuração e a circulação ininterrupta de fluido de perfuração (MITCHELL, 2006).
Esse problema, que de acordo com Rabelo (2008) representa 75% dos problemas encontrados durante a perfuração de um poço, talvez não possa ser totalmente prevenido, porém existem precauções que podem ser tomadas para ajudar a evitar a prisão de tubos. Manter a coluna rotacionando o máximo de tempo possível, evitar perda de circulação para formações permeáveis, utilizar comandos espiralados e selecionar o fluido de perfuração de forma que produza rebocos com baixos coeficientes de fricção são algumas dessas medidas de precaução (MITCHELL, 2006).
5.2. PERDA DE CIRCULAÇÃO
Perda de circulação é definida como um fluxo total ou parcial do fluido de perfuração, de forma descontrolada para a formação. Na perda de circulação parcial, o fluido continua a circular para a superfície com perca para a formação, contudo na perda de circulação total, o fluxo do fluido penetra na formação e não chega à superfície.
Esse problema é causado por alguns motivos, como a presença de formações com fraturas inerentes ou induzidas, formações cavernosas, ou de altas permeabilidades. Porém para que aconteça a penetração do fluido nesses tipos de formação, a pressão exercida nas paredes do poço tem que ser maior que a pressão de poros dessa formação.
A perda de circulação parcial faz com que o nível de fluido de perfuração dentro do poço diminua. Se esse nível não for rapidamente recuperado, as formações mais próximas da superfície ficarão sem o suporte proporcionado pela pressão hidrostática do fluido de perfuração, o que pode causar desmoronamento do poço. A redução da pressão hidrostática também pode provocar o influxo de fluidos da formação para o poço (TAVARES, 2006).
Prevenir completamente a perda de circulação é praticamente impossível, porque
algumas formações tais como as fraturadas naturalmente, cavernosas, ou de altas
permeabilidades não são evitáveis se o reservatório não estiver sido alcançado. Porém, limitar
a perda de circulação é possível se certas precauções forem tomadas, especialmente as
associadas com fraturas induzidas. Essas precauções integram limpeza de poço adequada,
fixação de revestimentos para proteção de formações mais fracas numa zona de transição, e
atualização da pressão de poros e de fratura para melhor precisão no momento de controlar o
peso do fluido. Quando o risco de perda de circulação existe, o peso do fluido tem que ser o
37 menor possível, por outro lado é necessário que seja grande o suficiente para evitar que o poço entre em um kick (MITCHELL, 2011).
Quando a perda de circulação ocorre de modo que a perfuração do poço fica prejudicada, a vedação da zona de perda é necessária. Nos casos mais severos, a melhor medida a ser tomada é a instalação do revestimento na área em que o fluido está penetrando, porém em situações menos prejudiciais, tampões de cimento também podem solucionar o problema.
De acordo com Neto et al (2015), a maioria dos poços exploratórios marítimos perfurados no Brasil tem profundidade média de 5500m a 7000m e as características geológicas de alguns desses poços apresentam falhas, fraturas naturais, zonas de alta permeabilidade e/ou alta porosidade, de modo que em média um terço desses poços sofrem perda total de circulação.
Isso aumenta bastante os gastos na perfuração de um poço, podendo representar até 10% dos gastos de toda uma perfuração.
A figura 27 mostra quatro tipos de perda de circulação, zonas marcadas com a letra A
representam zonas permeáveis, zonas marcadas com a letra B representam cavernas, zonas
marcadas com a letra C representam fraturas naturais, e zonas marcadas com a letra D
representam fraturas induzidas.
38
Figura 27: Tipos de perda de circulação.
FONTE: MITCHELL (2011).
5.3. DESMORONAMENTO DE POÇO
Desmoronamento é um problema no qual as paredes do poço se desagregam, por falta de coesão da formação. Sua causa principal é o fato de a pressão no interior do poço não ser suficiente para sustentar a pressão da formação. Os cascalhos caem no interior do poço e podem causar alguns problemas, como a prisão da coluna (CHIPINDU, 2010).
A ocorrência de desmoronamento é maior quando se perfura formações que não são bem consolidadas e também formações fraturadas naturalmente. Na perfuração dessas formações, se a pressão hidrostática no interior do poço for um pouco menor que a pressão da formação, o desmoronamento acontece com muita facilidade (RABELO, 2008).
A ação mecânica da coluna de perfuração sobre as paredes do poço e a vazão de bombeio
de fluido de perfuração muito alta, também podem ser causas de desmoronamento.
39 Os efeitos causados por esse problema enfrentado durante a perfuração, podem ser a geração de cavernas nas paredes do poço, prisão da coluna de perfuração, e o excesso de cascalhos no fundo do poço.
Na figura 28, são apresentados dois exemplos de desmoronamento de poço. O primeiro mostra um desmoronamento causado pela insuficiência da pressão hidrostática e o segundo mostra uma formação que não estava bem consolidada.
Figura 28: Exemplos de desmoronamento de poço.
FONTE: TAVARES (2006).
