Op - Sonda de Perfuração - Coluna de Perfuração

 

 

OPERADOR DE SONDA DE PERFURAÇÃO

 

COLUNA DE PERFURAÇÃO

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COLUNA DE PERFURAÇÃO MÓDULO IV

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COSTA, André Schuster da Operador de Sonda de Perfuração / CEFET-RN. Mossoró, 2008. 18p.: 2il.

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ÍNDICE I - COLUNA DE PERFURAÇÃO............................................................................................... PERFURAÇÃO ...............................................................................................................6 ................6 1.1 Elementos de uma coluna de perfuração...................................................................................6 1.2 Kelly ............................................................................................................................................7 1.3 Componentes de uma coluna de perfuração .............................................................................8 1.4 Funções de cada componente em uma coluna de perfuração..................................................9 1.5 Aplicação segura de peso sobre a broca...................................................................................9 1.6 Transmitir rotação para a broca no método rotativo convencional sem danos à coluna e a seus componentes e permitir a circulação do fluido de perfuração até a broca............................11 1.7 Tubos de perfuração ................................................................................................................12 ................................................................................................................12 1.8 Causas mais comuns de falhas nos toll joints ..........................................................................14 ..........................................................................14 1.9 Regras gerais de cuidado no manuseio de coluna de perfuração...........................................14 1.10 Torque ....................................................................................................................................15 ....................................................................................................................................15 1.11 Fadiga.................................................................................... Fadiga .....................................................................................................................................16 .................................................16 1.12 Ranhuras e sulcos..................................................................................................................16 1.13 Corrosão.................................................................................................................................17 1.14 Altura máxima.........................................................................................................................17 máxima.........................................................................................................................17 BIBLIOGRAFIA.......................................................................................................................................18

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LISTA DE FIGURAS  Figura 1.1 – Kelly ............................................................................................................................................ ............................................................................................................................................ 8 Figura 1.2 – Desgaste de peças ...........................................................................................................16 ...........................................................................................................16

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LISTA DE TABELAS Tabela 1.1 – Grau de aço para tubos de perfuração perfuração.................................................................................. .................................................................................. 12 Tabela 1.2 – Classificação dos tubos de perfuração por tamanho ............................................................ 12 Tabela 1.3 – Classificação dos tubos de perfuração quanto ao desgaste ................................................ 13

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I – COLUNA DE PERFURAÇÃO

O petróleo se encontra na natureza ocupando os vazios de uma rocha porosa chamada rocha reservatório. O poço de petróleo é o elo entre tal rocha e a superfície e o único meio de viabilizar a comercialização do óleo. O elemento que perfura o poço é uma sonda de perfuração, e o que põe a sonda em contato direto com a rocha, transmitindo e aplicando todos os esforços necessários para se atingir o alvo, é a coluna de perfuração . Devido aos altos custos operacionais na aquisição, manutenção e operação de uma coluna de perfuração, além dos maiores riscos operacionais da indústria de petróleo, faz-se necessário aos principais membros de uma equipe de sonda – plataformistas, torristas e sondadores, os quais manuseiam essa ferramenta no dia-a-dia – o conhecimento da finalidade, da composição, do manuseio e do transporte desse equipamento, visando à extensão da vida útil deste e a melhor qualidade de vida da equipe de sonda. É esse um dos objetivos da presente seleção de dados para treinamento dos novos candidatos a Operadores de Petróleo nas funções de plataformista ou de torrista.

1.1 Elementos de uma coluna de perfuração As principais funções da coluna de perfuração são:  

Aplicar peso sobre a broca;

 

Transmitir a rotação para a broca;

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Conduzir o fluido de perfuração; Manter o poço calibrado;

 

Garantir a inclinação e a direção do poço.

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Uma coluna de perfuração é composta basicamente pelos seguintes elementos:  

Kelly  ou  ou haste quadrada;

 

Drill  pipe  ou  ou tubos de perfuração (DP);

 

Hevi-Wate  ou  ou tubos pesados (HW);

 

Drill colar  ou  ou comandos (DC).

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  Em conjunto com esses elementos, são necessários diversos outros para permitir a utilização eficiente de uma coluna de perfuração, tais como: os elementos acessórios da coluna e os elementos para o manuseio dela. Os principais elementos acessórios são:  

Subs ou substitutos;

 

Estabilizadores;

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Roller reamer ou escareadores; Alargadores;

 

Amortecedores de choque.

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As principais ferramentas de manuseio são:  

Chave flutuante;

 

Chave de broca;

 

Cunha;

 

Colar de segurança.

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1.2 Kelly O Kelly  ou  ou haste quadrada tem como principal função transmitir à coluna o torque fornecido pela mesa rotativa, em forma de rotação. Como parte integrante da coluna, o Kelly  deve  deve permitir a passagem de fluido por seu interior. É ele que faz a ligação entre o swivel   (cabeça de Injeção) e a coluna de perfuração.

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Figura 1.1 - Kelly A normalização do Kelly   pode pode ser encontrada no API Spec RP7G, item 6 e na API Spec 7, seção 3. Os Kelly ’’ss são fabricados com ligas modificadas, AISI 14145-H, revenidas e temperadas. O Kelly  pode  pode ser forjado já na forma definitiva, e receber depois um tratamento de descarburização, o que causa um amolecimento superficial, permitindo assim que o Kelly   sofra um desgaste maior do que a sua bucha; ou pode ser forjado e usinado, recebendo depois um tratamento térmico. Por ser ele o elemento que recebe o torque na parte intermediária, suas roscas são diferentes. Na parte superior, a rosca é a esquerda; na inferior, é à direita.

1.3 Componentes de uma coluna de perfuração Os componentes básicos de uma coluna de perfuração ( drilling string ) são, de baixo para cima: broca, sub de broca, comandos de perfuração ou DC’s ( drill colars ), ), tubos de perfuração pesados ou HWDP’s (HW ou heavy-weight drill pipes ), ), tubos de perfuração propriamente ditos ou drill pipes  (DP’s)  (DP’s) e haste do Kelly . À composição entre a broca e os tubos de perfuração ou DP’s, chamamos de composição de fundo ou BHA (bottom hole assembly ), ), a qual, além da finalidade básica de aplicar peso sobre a broca, quando devidamente projetada ou bem dimensionada, tem as seguintes vantagens:  

Prevenir de dog-legs e chavetas;

 

Perfurar um poço com paredes mais lisas e com diâmetro único;

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Melhorar a performance da broca;

 

Minimizar problemas mecânicos no poço;

 

Minimizar vibrações transversais e longitudinais;

 

Minimizar os riscos de prisões por diferencial;

 

Reduzir ou mesmo eliminar futuros problemas quando o poço estiver produzindo.

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1.4 Funções de cada componente numa coluna de perfuração Após a composição de uma coluna de perfuração com elementos devidamente especificados, deverão ter sido obtidos os seguintes objetivos:  

Conseguir aplicar, com segurança, peso sobre a broca;

 

Transmitir rotação para a brocha no método rotativo convencional sem danos à coluna e a seus

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componentes; •

 

Permitir a circulação do fluido de perfuração até a broca.

1.5 Aplicação segura de peso sobre a broca Os comandos são tubos de aço de parede espessa, colocados logo acima da broca para fornecer peso para perfurar. Não possuem tool joints , sendo as roscas fabricadas junto com o tubo. Assim, ao contrário dos tubos de perfuração, as conexões são mais frágeis que o corpo do tubo. Existe uma tendência atual em usar comandos espiralados, úteis na prevenção da prisão por diferencial de pressões.

Recomendações ou cuidados para com os comandos Para uma melhor performance dos comandos, três pontos devem ser observados:  

Lubrificar corretamente as conexões;

 

Medir e aplicar corretamente os torques;

 

Por menor que seja o dano, efetuar reparos imediatos.

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Quando no manuseio dos comandos:  

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Devem ser usados protetores de rosca de aço para as caixas e os pinos;

 

As roscas devem ser limpas antes das conexões na boca do poço e inspecionadas quanto à presença de marcas ou sulcos em seus ombros; •

 

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Os subs de içamento devem ser limpos, inspecionados e lubrificados antes da conexão em cada

comando. Os HWDP (heavy-weight drill pipe ) são elementos de peso intermediário entre os tubos de perfuração e os comandos, acima dos quais são colocados, permitindo uma mudança mais gradual da rigidez da coluna. Sua forma é semelhante à dos tubos de perfuração, diferindo apenas no tamanho dos tool  maiores e no reforço central do corpo do tubo. São bastante usados em poços direcionais como  joints  maiores elementos auxiliares no fornecimento de peso sobre a broca, substituindo parte dos comandos (os comandos, sendo mais pesados e largos, provocam mais torque e arraste – ( drag ) durante a movimentação da coluna em trecos inclinados). O número de HW’s que deve ser usado na zona de transição entre DP’s e DC’s é muito importante. Com base em experiências de campos de petróleo diversos, um mínimo de 18 a 21 tubos de HWDP’s é o recomendado em poços verticais. Em poços direcionais, aconselha-se o uso de 30 HW’s ou mais nessa zona de transição. Em poços direcionais de alta inclinação, os comandos deitam no lado mais baixo do poço com as seguintes conseqüências:  

Aumento do torque na mesa rotativa;

 

Maior risco de prisão por diferencial;

 

Aumento no drag vertical;

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Excessiva fricção na parede do poço com ação reativa aos efeitos desejados para o controle direcional do poço. •

Com um projeto de coluna para poços direcionais à base de HWDP’s, obtém-se uma menor área de contacto entre a coluna e a parede do poço com os seguintes resultados:  

Menor solicitação de torque na mesa rotativa;

 

Menor risco de prisão por diferencial;

 

Redução do drag vertical;

 

Melhor controle direcional.

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A aplicação de torque deve ser cautelosa e lenta nos ombros ou roscas. Após a quebra das conexões no final de uma manobra, elas deverão ser inspecionadas para evitar a progressão ou a severidade de falhas. Aconselha-se, sempre que possível, a quebra das conexões em juntas diferentes a cada manobra.

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  Os tubos de perfuração, caso comprimidos , poderão estar sujeitos a severos danos. Assim, tem-se segurança de que estarão sempre tracionados. Isso garantirá que a zona de transição entre tração e compressão, ou zona neutra, caia na zona rígida e tracionada da coluna de comandos, o que é desejado, pois tem mais resistência à alternância de esforços. Assim, no cálculo do máximo peso disponível a ser aplicado sobra a broca, deveremos considerar um fator de segurança. Máximo peso sobre broca disponível = peso de comandos no FLUIDO / FS Peso de comandos no FLUIDO = peso de comandos no ar X FF Fator de flutuação (FF) = 1 – p / 65,5, p (peso da lama) em libras por galão (IB / gal) Em formações macias ou moles, com nenhuma ou pouca flutuação, ou ainda quando se perfura com SHOCK SUB  (amortecedor   (amortecedor de vibração), um FS de 10% (1,10) pode ser considerado. Em áreas com

formações duras ou quando se perfura com brocas com insertos de diamante, o fator de segurança pode ser acrescido até 25% (1,25).

1.6 Transmitir rotação para a broca no método rotativo convencional sem danos à coluna e a seus componentes e permitir a circulação do fluido de perfuração até a broca O elemento que recebe o torque da mesa rotativa, transmitindo rotação para toda a coluna, quando operando como sistema convencional de perfuração, é o KELLY , conhecido como haste quadrada (mais comum) ou haste hexagonal, conforme seu perfil externo. A forma quadrada é menos resistente à fadiga e ao dobramento; já a hexagonal é mais resistente à fadiga e ao dobramento. O pino inferior que se liga à coluna tem rosca à direita e a caixa superior, que se liga ao swivel , tem rosca à esquerda. Em poços direcionais ou verticais forçados, podemos transmitir o torque à coluna de perfuração ainda com MOTORES DE FUNDO, ou mesmo com a combinação da mesa rotativa e do motor de fundo juntos. Além da função básica de transmitir rotação da MR aos DP’s, o Kelly , juntamente com os DP’s, tem a importante função de permitir a circulação de fluido entre os equipamentos de superfície e os de

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  subsuperfície. Daí a necessidade do uso de válvulas associadas – Kelly   cock   superior e inferior ou válvulas de segurança. Devido ao constante manuseio da haste do Kelly  para  para o contínuo progresso da perfuração, quando na conexão sucessiva de tubos à medida que o poço fica mais profundo, o Kelly   é constantemente acoplado a um sub de salvação de rosca inferior. É fabricado com comprimentos padrões de 40 pés (12,2 m) com área de trabalho de 11,3 m ou com 54 pés (15,5 m), com área útil de trabalho de 15,5 m.

1.7 Tubos de perfuração Os tubos de perfuração são de aço, sem costura e com uniões cônicas soldadas em suas extremidades. Na especificação de um tubo de perfuração ou DP, levam-se em conta as seguintes características:  

•

Diâmetro externo do corpo do tubo: varia de 2.3/8” a 6.5/8”;

 

Peso nominal (Ib / pé): é um valor de referência. Os valores reais do peso linear de um DP, incluindo as uniões, estão tabeladas no API RG 7G; •

 

•

Reforço (upset): enrijecimento da seção transversal do tubo junto às conexões. Pode ser IU

(Internal upset), EU (External upset) e IEU (Internal-external upset);  

•

Grau do aço: é a tensão de escoamento do aço do tubo.

O material usado na fabricação dos componentes de uma coluna de perfuração, não só Dps, mas também HW’s, Dcs, Kelly ss,, tool joints , estabilizadores, reamers  e   e amortecedores de vibração, são o AISI 4137 H, 4140 H ou 4145 H. Os graus de aço para tubos de perfuração, segundo o API, são: Tabela 1.1 – Grau de aço para tubos de perfuração

Grau de aço Tensão de escoamento (psi) D 55000 E 75000 X 95000 G 105000 S 135000 O tamanho médio dos tubos de perfuração é classificado em três categorias, que são chamadas de range . São elas:

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  Tabela 1.2 – Classificação dos tubos de perfuração por tamanho

Range Variação de tamanho Tamanho médio I II

18 a 22 pés 27 a 30 pés

20 pés 30 pés

III

38 a 45 pés

40 pés

Uniões cônicas: as uniões dos tubos de perfuração são conhecidas como “ tool joints ” e são, geralmente, soldadas no tubo. São elementos mais rígidos que o corpo do tubo. As roscas são padronizadas pelo API, levando em conta o número de fios / polegada, a conicidade (%) e o perfil da rosca (API spec 7). O tool joint  inferior  inferior é pino e o superior é caixa. Os tubos também são classificados quanto ao desgaste, que está relacionado à espessura da parede do tubo de perfuração. Conforme os tubos vão sendo utilizados, vão tendo sua espessura de parede diminuída; periodicamente, os tubos são inspecionados e classificados de acordo com norma API ou DS-1. O desgaste está diretamente relacionado à resistência dos tubos de perfuração. A classificação quanto ao desgaste é: Tabela 1.3 – Classificação dos tubos de perfuração quanto ao desgaste

Classe

Redução Código (faixa / cor)

Novo

0%

1 branca

Premium  

Classe 2

20 % 30 %

2 brancas 1 amarela

Classe 3 Rejeitado

40 % > 40 %

1 laranja 1 vermelho

Um tubo de perfuração é novo só quando é comprado. Assim que esse tubo desce no poço, ele já passa a condição de premium , pelo fato de ele só receber a classificação “novo” quando o desgaste na espessura é zero. Na perfuração no mar, é comum utilizarem-se apenas tubos de perfuração classe Premium; já para sondas de terra, principalmente as de menores capacidades, pode-se utilizar classe 1 ou mesmo classe 2. Tubos com desgaste maior que 40% na espessura não devem ser utilizados.

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1.8 Causas mais comuns das falhas dos tool joints    

•

Corte e danificação dos ombros, provenientes do deslocamento inapropriado das seções durante

o assentamento na plataforma, pelo uso de ferramenta inadequada;  

•

Rebarbas de metal nos ombros dos tool-joints, quando o pino ou a caixa entram em contacto,

respectivamente, com a caixa e o pino de diâmetro menor;   Rebarbas de metal, nos ombros, são esmagadas quando em contato com conexões de diâmetro •

maior, impedindo a selagem perfeita. Isso pode conduzir a cambaleamento, folga e lavagem das conexões;  

Roscas esfoladas, ocasionando fendas de fadiga na caixa do comando;

 

Roscas esfoladas, ocasionando ruptura de fadiga da caixa e fendas no pino;

 

Desgaste excêntrico do diâmetro externo, provocado por tubulação torta;

 

Ruptura da caixa provocada por fadigas e acelerada pela corrosão;

 

Esfolamento das roscas e dos ombros, provocado por conexões danificadas, sujas ou com

•

•

•

•

•

lubrificação inadequada. Isso se manifesta por cambaleamento e lavagens;  

•

Conexão colada em conseqüência de filetes excessivamente esfolados. Os ombros não foram suficientemente apertados e a conexão rodou, permitindo cambaleamento;  

Ruptura de fadiga no pino, provocada por falta de suporte no ombro, em conseqüência de torque de aperto insuficiente. As conexões não apresentam resistência máxima, nem bom suporte dos ombros; •

 

•

Falta de aperto com as chaves flutuantes. Lavagem resultante da ausência total de selagem das

faces;  

Torque excessivo, provocando cisalhamento diagonal do pino a 90° da fratura;

 

Torque excessivamente alto, desenvolvido durante a perfuração, provocando alargamento e

•

•

rachadura na caixa, deformação desta e cisalhamento do ombro do pino.

1.9 Regras gerais de cuidado no manuseio da coluna de perfuração  

Quando necessário arrumar as seções na plataforma, usar uma ferramenta especial, com ponta de latão ou bronze; •

 

Instalar protetores de roscas antes de descer um tubo para o estaleiro;

 

Inspecionar e limpar o sub toda vez que a haste quadrada é retirada do buraco do ratinho;

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•

Manter constantemente na sonda um sub sobressalente do Kelly, o que evitará o uso de um sub

danificado;  

Inspecionar as roscas de cada tubo, antes de introduzi-lo na coluna;

 

Lubrificar as caixas (rosca e ombros) com a graxa apropriada antes de cada conexão;

 

Colocar com cuidado o pino na caixa. Evitar bater as faces da caixa com a extremidade do pino;

 

Durante o aperto com a corda, é suficiente um movimento da chave de 30° a 45°. Quando for

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•

•

•

necessário um ângulo maior, verificar as condições das roscas;   Quando é usado o indicador de torque, apertar com as chaves aplicando o torque recomendado. Aplicar as chaves flutuantes aos tool-joints e nunca ao tubo. (Se o indicador de torque fornece a •

leitura em libras, multiplicar o valor tipo pelo comprimento do braço da chave em pés, a fim de obter o torque em Ib x pé);  

•

Na retirada da ferramenta, observar os tubos tortos, as folgas e os vazamentos eventuais ou

outros indícios de dificuldades futuras;  

•

Quando no desenroscamento, usar ambas as chaves nos tool-joints;

 

Depois de quebrar a conexão, girá-la devagar, porém com tensão suficiente no gancho, a fim de manter uma tensão mínima nos filetes de rosca, que estão sendo desenroscados; •

 

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Antes de descer os tubos para o estaleiro, colocar os protetores de rosca. Manter o estaleiro limpo

e evitar batidas dos tubos com outros objetos do estaleiro.

Não há substituto para uma boa equipe!!!

1.10 Torque O torque adequado nas uniões dos tubos de perfuração é muito importante, já que, ao continuar a apertar a conexão algo irá romper. Pode romper o cabo da chave flutuante, a própria chave, o pino pode quebrar, ou a caixa se alargar. Um torque insuficiente faz com que a vedação nos espelhos não fique adequada, o que permite a passagem de fluido por entre os fios das roscas, causando assim uma lavagem delas, ou mesmo uma lavagem da conexão e conseqüentemente a quebra desta.

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1.11 Fadiga A fadiga é a causa da maioria das rupturas nos tubos de perfuração e aparece quando os tubos trabalham fletidos, o que causa o aparecimento de uma carga cíclica. A primeira manifestação da fadiga é o aparecimento de fissuras no tubo de perfuração, as quais, num primeiro momento, são invisíveis a olho nu, sendo necessário se programarem inspeções periódicas nos tubos de perfuração, buscando, com isso, detectar o mais cedo possível o aparecimento da fadiga.

Figura 1.2 – Desgaste das peças

1.12 Ranhuras e sulcos Os tubos de perfuração acumulam sulcos e ranhuras, pela ação da cunha, do revestimento, do transporte, etc. Quando elas são arredondadas ou longitudinais, os problemas são poucos, pois, sendo arredondadas, não causam acúmulo de tensões e, sendo longitudinais, seguem a direção dos esforços principais. As ranhuras transversais e, em especial, as agudas são muito perigosas, principalmente quando perto das uniões, pois, ao concentrarem as tensões, facilitam o aparecimento das fissuras da fadiga.

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1.13 Corrosão A corrosão causa a formação de depressões na superfície do tubo, facilitando a ação da fadiga; causa também uma redução na espessura da parede dos tubos, implicando assim uma diminuição na sua resistência.

1.14 Altura máxima É necessário se quantificar a máxima altura em que o tool joint pode ficar durante as conexões, para evitar que ocorra o empenamento do tubo, o que vai causar um problema em toda a coluna de perfuração. Alguns cuidados precisam ser tomados em relação aos tubos de perfuração:  

•

Não usar cunha no lugar da chave flutuante durante as conexões. O uso da cunha pode causar

dano ao corpo do tubo;  

•

Não usar martelo ou marreta para bater nos tubos. Caso seja necessário, utilizar marreta de

bronze;  

Deve-se evitar a utilização de corrente para enroscar tubos, pois, caso a corrente corra e se encaixe entre o pino e a caixa, pode vir a danificar a rosca e o espelho; •

 

•

Evitar a utilização de tubos tortos na coluna de perfuração, pois seu uso causa um desgaste

prematuro nas uniões cônicas;  

Evitar torque excessivo durante as conexões e durante a perfuração;

 

Evitar que os tubos de perfuração trabalhem em compressão;

•

•

 

Caso na coluna não exista heavy weight, a cada manobra devem-se mudar os tubos de perfuração que estão acima dos comandos;

•

Quando se desconectar a coluna por unidade, retiram-se todos os protetores de borracha existentes, minimizando assim a corrosão;  

•

 

Quando os tubos estiverem estaleirados, deve-se apoiá-los em três pontos com tiras de madeira, uma em cada extremidade e outra no meio. Nunca usar tiras de aço ou tubos de pequeno diâmetro; •

 

•

No término de cada poço, devem-se lavar as roscas com solvente apropriado, secá-las, aplicar-

lhes graxa e colocar-lhes protetores de rosca;  

•

Não usar chave de tubo (grifo) para alinhar as seções de tubos no tabuleiro, o que danifica o

espelho do pino.

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BIBLIOGRAFIA AMERICAN PETROLEUM INSTITUTE. API 7G - Recommended Practice for Drill Stem Design and Operating Limits. 6.ed. 1998. ARABIA, Hussain. Oilweel Drilling Engineering: principles & practice. Great Britain: Graham & Trotman, 1985. FOGAGNOLI, Wards. Fundamentos de Perfuração. [s.l.]: GEPEM/DITEC GEPEM/DITEC – Petrobras. (Apostila). (Apostila). GOMES, José Eduardo. (Org.). Fundamentos de Engenharia de Petróleo. Rio de Janeiro: Interciência, 2001. International Association of Drilling Contractors. Drilling Manual.  NIOSH. Comprehensive Safety Recommendations for Land-Based Oil and Gas Well Drilling.   September 1983. DHHS Publication No. 83-127. Disponível em: . Acesso em: 18 jun. 2007.

Oil and Gas Well Drilling and Servicing eTool . OSHA. . Acesso em: 16 jun. 2007. ______. Oil and Gas Well Drilling, Servicing and Storage. http://www.osha.gov/SLTC/oilgaswelldrilling/index.html>. Acesso em: 16 jun. 2007. PETROBRAS/ SEREC/CEN-NOR. Coluna de Perfuração. (Apostila).

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