Op.Sonda de Perfuração - Coluna de Perfuração

7/30/2019 Op.Sonda de Perfuração - Coluna de Perfuração

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OPERADOR DESONDA DE

PERFURAÇÃOCOLUNA DE PERFURAÇÃO



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COLUNA DE PERFURAÇÃOMÓDULO IV



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É proibida a reprodução total ou parcial, por quaisquer meios, bem como a produção de apostilas, semautorização prévia, por escrito, da Petróleo Brasileiro S.A. – PETROBRAS.

Direitos exclusivos da PETROBRAS – Petróleo Brasileiro S.A.

COSTA, André Schuster da

Operador de Sonda de Perfuração / CEFET-RN. Mossoró, 2008.

18p.: 2il.

PETROBRAS – Petróleo Brasileiro S.A.

Av. Almirante Barroso, 81 – 17º andar – CentroCEP: 20030-003 – Rio de Janeiro – RJ – Brasil



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ÍNDICE

I - COLUNA DE PERFURAÇÃO...............................................................................................................61.1 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

1.8 Causas mais comuns de falhas nos toll joints ..........................................................................14

1.9 Regras gerais de cuidado no manuseio de coluna de perfuração...........................................14

1.10 Torque ....................................................................................................................................15

1.11 Fadiga.....................................................................................................................................16

1.12 Ranhuras e sulcos..................................................................................................................16

1.13 Corrosão.................................................................................................................................17

1.14 Altura máxima.........................................................................................................................17

BIBLIOGRAFIA.......................................................................................................................................18



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LISTA DE FIGURAS

Figura 1.1 – Kelly ............................................................................................................................................ 8

Figura 1.2 – Desgaste de peças ...........................................................................................................16



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LISTA DE TABELAS

Tabela 1.1 – Grau de aço para tubos de 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;

• Conduzir o fluido de perfuração;

• Manter o poço calibrado;

• Garantir a inclinação e a direção do poço.

Uma coluna de perfuração é composta basicamente pelos seguintes elementos:

• Kelly ou haste quadrada;

• Drill pipe ou tubos de perfuração (DP);

• Hevi-Wate ou tubos pesados (HW);

• Drill colar 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;

• Roller reamer ou escareadores;

• Alargadores;

• Amortecedores de choque.

As principais ferramentas de manuseio são:

• Chave flutuante;

• Chave de broca;

• Cunha;

• Colar de segurança.

1.2 Kelly

O Kelly 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 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 ser encontrada no API Spec RP7G, item 6 e na API Spec 7, seção 3.

Os Kelly ’s são fabricados com ligas modificadas, AISI 14145-H, revenidas e temperadas. O Kelly 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. Naparte 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 ouHWDP’s (HW ou heavy-weight drill pipes ), tubos de perfuração propriamente ditos ou drill pipes (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.

1.4 Funções de cada componente numa coluna deperfuração

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

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:

• 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;

• Os subs de içamento devem ser limpos, inspecionados e lubrificados antes da conexão em cadacomando.

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

joints maiores e no reforço central do corpo do tubo. São bastante usados em poços direcionais como

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;

• 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.

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 umfator 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 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 seuscomponentes e permitir a circulação do fluido deperfuração 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 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 s, tool joints , estabilizadores, reamers 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 75000X 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 18 a 22 pés 20 pés

II 27 a 30 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 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 ouDS-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 20 % 2 brancas

Classe 2 30 % 1 amarelaClasse 3 40 % 1 laranja

Rejeitado > 40 % 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 deperfuração

• 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

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;

• 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 umalavagem 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 dafadiga 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 suaresistência.

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 deperfuração.

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

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ARABIA, Hussain. Oilweel Drilling Engineering: principles & practice. Great Britain: Graham & Trotman, 1985.

FOGAGNOLI, Wards. Fundamentos de Perfuração. [s.l.]: GEPEM/DITEC – Petrobras. (Apostila).

GOMES, José Eduardo. (Org.). Fundamentos de Engenharia de Petróleo. Rio de Janeiro: Interciência, 2001.

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