Well Control - Fórmulas

Formulário Completo de Controle de Poço

Manual de Fórmulas: Controle de Poço

Este guia fornece as fórmulas e diretrizes essenciais para operações de perfuração, completação e workover. Ele serve como uma ferramenta de consulta rápida para o cálculo de pressões, volumes, capacidades e parâmetros críticos necessários para manter a integridade e a segurança do poço durante as operações de controle.

1. Regras de Arredondamento Principais

  • Densidade do fluido de matar: ARREDONDAR PARA CIMA (1 casa decimal).
  • Densidade equivalente (LOT): ARREDONDAR PARA BAIXO (1 casa decimal).
  • Programa de redução de pressão: ARREDONDAR PARA BAIXO (inteiros).

2. Fórmulas de Perfuração (Geral)

NºGrandeza / DescriçãoUnid.Fórmula
01Pressão (Geral)psiP = Força ÷ Área
02Pressão Hidrostática (PH)psiPH = ρfluido × 0,1704 × TVD
03Gradiente de Pressão (G)psi/mG = ρfluido × 0,1704
04Pressão da Formação (PF)psiPF = ρporos × 0,1704 × TVD
05Pressão no Fundo (BHP) DinâmicapsiBHP = PH + ΔP anular
06Densidade Equivalente de Lamappgρ = (Pressão ÷ 0,1704 ÷ TVD)
07Margem de Segurança de RiserppgMSR = [(PH riser - PH mar) ÷ (0,1704 × (TVD - Lâmina - Air gap))] + ρfluido
08Volume Retornado p/ Trip Tank (U-tube)bblVol = [(ρtampão ÷ ρfluido) - 1] × volume do tampão
09Volume Total Retornado à SuperfíciebblVol.total = (ρtampão ÷ ρfluido) × volume do tampão
10Redução de Nível (Altura Coluna Seca)mHseca = Volume retornado trip tank ÷ Capacidade da coluna
11Volume Tanque RetangularbblVol = Largura × Comprimento × H × 6,29 (ou ÷ 0,1589)
12Capacidade de Tanque (bbl/m)bbl/mCap = Largura × Comprimento × 6,29 (ou ÷ 0,1589)
13Deslocamento de Açobbl/mDesl. = (OD² - ID²) × 0,00319
14Volume de AçobblVol = Deslocamento × Comprimento (MD)
15Deslocamento Coluna Molhadabbl/mDesl.col.molhada = OD² × 0,00319
16Volume de Coluna MolhadabblVol = Deslocamento × Comprimento (MD)
17Capacidade Internabbl/mCap.interna = ID² × 0,00319
18Volume InternobblVol.interno = Capacidade interna × Comprimento (MD)
19Capacidade Externa/Anularbbl/mCap.Anular = (ID poço² - OD tubulação²) × 0,00319
20Volume AnularbblVol.anular = Capacidade anular × Comprimento (MD)
21Número de StrokesstkNº Stk's = Volume ÷ Capacidade da bomba
22Tempo de CirculaçãominTempo = Nº Strokes ÷ Velocidade da bomba
23PF (Pós Fechamento)psiPF = PH na coluna + SIDPP
24BHP (Pós Fechamento)psiBHP = PH na coluna + SIDPP
25SIDPP (Shut in Drill Pipe Pressure)psiSIDPP = BHP - PH Coluna
26SICP (Shut in Casing Pressure)psiSICP = BHP - PH Anular
27Densidade da Lama de Matar (ρmatar)ppgρmatar = [SIDPP ÷ (0,1704 × TVD)] + ρfluido
28ECD (Dens. Equiv. Circulação)ppgECD = [ΔP anular ÷ (0,1704 × TVD)] + ρfluido
29Pressão na Sapata após FechamentopsiPsap = PH sapata + SICP
30Densidade Equiv. Fratura (pfrat)ppgpfrat = [Pressão Absorção ÷ (0,1704 × TVD sapata)] + ρfluido teste
31Densidade Equiv. Fratura (v2)ppgpfrat = Gradiente de fratura ÷ 0,1704
32MAASP (Antes do Kick)psiMAASP = (pfrat - ρfluido atual) × 0,1704 × TVD sapata
33MAASP (Após Controle)psiMAASP = (pfrat - ρmatar) × 0,1704 × TVD sapata
34Pressão Reduzida de Circulação (PRC)psiPRC = Somatório das perdas de carga (ΔP)
35Nova Pressão (Mudança Velocidade)psiP_nova = (SPM_nova ÷ SPM_atual)² × P_atual
36Nova Pressão (Mudança Densidade)psiP_nova = (Fluido novo ÷ Fluido atual) × P_atual
37Pressão Inicial Circulação (PIC)psiPIC = PRC + SIDPP
38Pressão Choke (Pós Entrada Bomba)psiPchoke = SICP - CLF (Perda linha choke)
39Pressão Final Circulação (PFC)psiPFC = (ρmatar ÷ ρfluido atual) × PRC
40Pressão Final Circulação 2 (PFC2)psiPFC2 = PFC + [ (ρmatar × CLF) ÷ ρfluido atual ]
41Queda de Pressão (psi/100 stk)psi/100stkQueda = [(PIC - PFC) ÷ Stk's da coluna] × 100
42Queda de Pressão (Passos)psi/stepQueda = (PIC - PFC) ÷ 10
43Diferencial de Pressão (ΔP)psiΔP = (ρmaior - ρmenor) × 0,1704 × TVD
44Capacidade da Bomba (Triplex)bbl/stkCap = (D² × Compr. Haste × Efic. × 0,0102) ÷ 42
45Altura do Influxo (Hkick)mHkick = Volume do Kick ÷ Capacidade anular
46Lei de Boyle (Gás)-P1 × V1 = P2 × V2 (Patm = 14,7 psi)
47Volume de Expansão de GásbblVol.Exp = (Pporos × Vol.kick ÷ Pchoke) - Vol.kick
48Velocidade de Migração do Gásm/hVel.Mig = Aumento pressão fechamento (psi/h) ÷ Gradiente fluido (psi/m)
49Volume a Drenar (Migração)bblVol = [P_drenar ÷ Gradiente fluido] × Capacidade anular

3. Fórmulas de Completação / Workover (Brasil)

NºGrandeza / DescriçãoUnid.Fórmula
50ρmatar (via SITP)ppgρmatar = [SITP ÷ (0,1704 × TVD)] + ρfluido
51ρmatar (via BHP)ppgρmatar = BHP ÷ 0,1704 ÷ TVD
52Pressão Hidrostática Inicial (PH)psiPH = Pressão formação - SITP
53Densidade Média Inicial Fluidoppgρfluido = PH inicial ÷ 0,1704 ÷ Topo Canhoneados
54Pressão de Fratura (Pfrat)psiPfrat = Grad. Fratura × Topo Canhoneados
55MAASP Inicial (v1)psiMAASP = Pfrat - PH inicial
56MAASP Inicial (v2)psiMAASP = [(Grad.Frat - Grad.Poros) × Topo Canhoneados] + SITP
57MAASP FinalpsiMAASP = (ρfratura - ρmatar) × 0,1704 × Topo Canhoneados
58ECD (Circulação Reversa)ppgECD = [ΔP Coluna ÷ (0,1704 × TVD)] + ρfluido
59Volume para BullheadingbblVol = Linhas Sup + Sup p/ EDC + EDC p/ Topo Perf + Topo p/ Base Perf
60SPM p/ Exceder Migração GásSPMSPM = [(Migração gás ÷ 60) × Cap. coluna] ÷ Desl. bomba

4. Tabela de Conversão e Constantes

1 bbl
0,1589 m³
1 bbl
42 gal
1 m
3,2808 ft
1 m³
6,2898 bbl
1 psi
0,0689 bar
1 ppg (lb/gal)
0,120 kg/L (g/cm³)
Constante de Pressão
0,1704 (psi/m / ppg)
Constante de Área
0,00319 (bbl/m / pol²)
Referência Técnica de Controle de Poço - Unidades de Campo (m, psi, bbl, lb/gal)