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APLICABILIDADE DOS DIFERENTES TIPOS DE COMPLETAÇÃO EM
POÇOS TERRESTRES PRODUTORES DE GÁS NA BACIA DO
PARNAÍBA
Gustavo Arruda Gonçalves da Silveira
Tamires Chavarry Penna
Projeto de Graduação apresentado ao
Curso de Engenharia de Petróleo da Escola
Politécnica, Universidade Federal do Rio de
Janeiro, como parte dos requisitos necessários
à obtenção do título de Engenheiro.
Orientadores: Ilson Paranhos Pasqualino
Rio de Janeiro
Abril de 2016
i
Silveira, Gustavo Arruda Gonçalves da
Penna, Tamires Chavarry
Aplicabilidade dos Diferentes Tipos de
Completação em Poços Terrestres Produtores de Gás
na Bacia do Parnaíba / Gustavo Arruda Gonçalves da
Silveira, Tamires Chavarry Penna – Rio de Janeiro:
UFRJ / Escola Politécnica, 2016.
VII,59 p: il, 29,7 cm.
Orientador: Ilson Paranhos Pasqualino
Projeto de Graduação – UFRJ / Escola
Politécnica / Curso de Engenharia de Petróleo, 2016.
Referências Bibliográficas: p. 54-55.
1. Gás Natural 2. Completação 3. Bacia do
Parnaíba I. Pasqualino, Ilson Paranhos. II.
Universidade Federal do Rio de Janeiro, Escola
Politécnica, Curso de Engenharia de Petróleo. III.
Aplicabilidade dos Diferentes Tipos de Completação
em Poços Terrestres Produtores de Gás na Bacia do
Parnaíba.
ii
Às nossas famílias, que sempre estiveram ao nosso lado, nos apoiando
e incentivando nesta caminhada. Vocês são tudo em nossa vida.
iii
Agradecimentos
Agradecemos primeiramente ao Professor Dr. Ilson Paranhos
Pasqualino por nos guiar e orientar na conclusão desse trabalho, estando
sempre disposto a nos esclarecer dúvidas e acrescentar em nosso
aprendizado.
Gostaríamos de agradecer também ao nosso coordenador, Professor Dr.
Paulo Couto, que sempre esteve presente e disponível para nos auxiliar ao
longo da graduação e que sempre lutou para nos garantir um ensino de
excelência.
Agradecemos aos demais professores que estiveram presentes durante
esses anos de graduação pelo conhecimento compartilhado.
Agradecemos às nossas famílias pelo suporte e apoio, essenciais para
concluirmos essa etapa.
Agradecemos às grandes amizades que fizemos durante esse percurso,
pelos momentos vivenciados, de estudo e de descontração, que fizeram esses
anos valerem ainda mais à pena.
iv
Resumo do Projeto de Graduação apresentado à Escola Politécnica / UFRJ
como parte dos requisitos necessários para obtenção do grau de Engenheiro
de Petróleo.
APLICABILIDADE DOS DIFERENTES TIPOS DE COMPLETAÇÃO EM
POÇOS TERRESTRES PRODUTORES DE GÁS NA BACIA DO
PARNAÍBA
Gustavo Arruda Gonçalves da Silveira
Tamires Chavarry Penna
Abril de 2016
Orientador: Ilson Paranhos Pasqualino
Curso: Engenharia de Petróleo
O gás natural tem se consolidado e ganhando cada vez mais espaço como
matriz energética mundial. Ocupando a terceira posição, perdendo apenas para
o petróleo e carvão, os investimentos em projetos de exploração e produção de
campos portadores de gás tornam-se cada vez mais interessantes. O presente
texto se propõe a analisar a aplicabilidade de diferentes métodos de
completação de poços terrestres produtores de gás na Bacia do Parnaíba. O
intuito é buscar o modelo capaz de minimizar os custos, antecipar produção e
tornar o investimento em E&P mais atrativo possível.
Palavras-chave: Gás Natural, Completação, Bacia do Parnaíba.
v
Abstract of Undergraduate Project presented to POLI/UFRJ as a partial
fulfillment of the requirements for the degree of Engineer.
APLICABILITY OF DIFFERENT COMPLETION METHODS ON LAND-BASED
GAS PRODUCTION WELLS AT PARNAÍBA BASIN
Gustavo Arruda Gonçalves da Silveira
Tamires Chavarry Penna
April / 2016
Advisor: Ilson Paranhos Pasqualino
Course: Petroleum Engineering
Natural gas has been consolidated and gaining more and more ground as
world’s energy matrix. Standing at third place, only behind oil and coal,
investments in exploration and production projects in gas fields become
increasingly interesting. This paper aims to analyze the applicability of different
completion methods on land-based gas wells at Parnaíba Basin. The goal is to
find the model capable of minimize costs, anticipate production and make the
investment in E&P more attractive as possible.
Keywords: Natural Gas, Completion, Parnaíba Basin.
vi
SUMÁRIO
LISTA DE FIGURAS ........................................................................................ viii
LISTA DE TABELAS .......................................................................................... x
LISTA DE ABREVIATURAS ............................................................................... xi
1. INTRODUÇÃO ............................................................................................ 1
2. REVISÃO BIBLIOGRÁFICA ........................................................................ 4
3. COMPLETAÇÃO DE POÇOS ..................................................................... 6
3.1. TIPOS DE COMPLETAÇÃO ................................................................. 6
3.1.1. COMPLETAÇÃO A POÇO ABERTO .............................................. 8
3.1.2. COMPLETAÇÃO COM LINER RASGADO OU CANHONEADO.... 9
3.1.3. COMPLETAÇÃO A POÇO REVESTIDO ...................................... 10
3.2. EQUIPAMENTOS DA COLUNA DE COMPLETAÇÃO ....................... 15
3.2.1. PACKER DE PRODUÇÃO ........................................................... 15
3.2.2. VÁLVULA DE SEGURANÇA DE SUBSUPERFÍCIE (DHSV) ....... 17
3.2.3. CAMISA DESLIZANTE ................................................................. 18
3.2.4. NIPPLE DE ASSENTAMENTO .................................................... 19
3.2.5. JUNTA TELESCÓPICA ................................................................ 20
3.2.6. VÁLVULA DE RETENÇÃO ........................................................... 21
3.2.7. ÁRVORE DE NATAL E SUSPENSOR DE PRODUÇÃO .............. 21
3.3. CANHONEIO ...................................................................................... 23
3.3.1. TCP (TUBING CONVEYED PERFORATING) .............................. 23
3.3.2. A CABO ........................................................................................ 24
4. ESTUDO DE CASO .................................................................................. 25
4.1. CARACTERÍSTICAS DA BACIA ......................................................... 26
4.2. PREMISSAS ....................................................................................... 28
4.3. POÇO A: COMPLETAÇÃO CONVENCIONAL DUAL-TRIP ............... 29
vii
4.3.1. SEQUÊNCIA OPERACIONAL ...................................................... 29
4.3.2. ANÁLISE ECONÔMICA ............................................................... 35
4.4. POÇO B: COMPLETAÇÃO A POÇO ABERTO .................................. 37
4.4.1. SEQUÊNCIA OPERACIONAL ...................................................... 37
4.4.2. ANÁLISE ECONÔMICA ............................................................... 40
4.5. POÇO C: COMPLETAÇÃO TUBINGLESS ......................................... 42
4.5.1. SEQUÊNCIA OPERACIONAL ...................................................... 42
4.5.2. ANÁLISE ECONÔMICA ............................................................... 45
5. RESULTADOS .......................................................................................... 47
6. CONCLUSÃO ........................................................................................... 51
7. BIBLIOGRAFIA ......................................................................................... 54
ANEXO A ......................................................................................................... 56
viii
LISTA DE FIGURAS
Figura 1.1: Cenário global de consumo de energia em 2011 e perspectiva para
o ano de 2035 (WEO 2013 – IEA adaptado) ...................................................... 1
Figura 1.2: Evolução da produção nacional de gás em barril equivalente de
petróleo por ano (Anuário Estatístico Brasileiro do Petróleo, Gás Natural e
Biocombustíveis, 2015 – ANP adaptado) ........................................................... 2
Figura 1.3: Evolução da produção mundial de gás em trilhão de m³ por ano.
(Anuário Estatístico Brasileiro do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis,
2015 – ANP) ....................................................................................................... 2
Figura 1.4: Evolução dos preços do barril de óleo entre janeiro de 2014 e
fevereiro de 2016 ............................................................................................... 3
Figura 3.1: Esquemático ilustrativo de completações classificadas quanto ao
número de zonas explotadas ............................................................................. 7
Figura 3.2: Esquemático de completação de poço totalmente aberto e poço
aberto com telas de controle de areia/gravel pack ............................................. 9
Figura 3.3: Esquemático de completação com liner rasgado e canhoneado,
respectivamente ............................................................................................... 10
Figura 3.4: Esquemático genérico de uma coluna de completação - COP
superior e inferior ............................................................................................. 12
Figura 3.5: Esquemático de completação tubingless ....................................... 13
Figura 3.6: Diagrama esquemático de um packer ............................................ 16
Figura 3.7: Esquemático de uma DHSV controlada hidraulicamente ............... 18
Figura 3.8: Esquemático de uma camisa deslizante ........................................ 19
Figura 3.9: Esquemático dos nipples tipo F e R (seletivo e não seletivo,
respectivamente) .............................................................................................. 20
Figura 3.10: Esquemático da árvore de natal convencional (ANC) .................. 22
Figura 3.11: Esquemático do canhão tipo TCP ................................................ 24
Figura 4.1: Esquemático da litologia dos poços da região da Bacia do Parnaíba
......................................................................................................................... 27
Figura 4.2: Curva profundidade x tempo da perfuração e completação
convencional .................................................................................................... 33
ix
Figura 4.3: Curva profundidade x tempo da perfuração e completação a poço
aberto ............................................................................................................... 39
Figura 4.4: Curva profundidade x tempo da perfuração e completação
tubingless ......................................................................................................... 44
Figura 5.1: Esquemático final de completação do Poço A – Convencional ...... 47
Figura 5.2: Esquemático final de completação do Poço B – Poço Aberto ........ 48
Figura 5.3: Esquemático final de completação do Poço C – Tubingless .......... 49
Figura 6.1: Comparação dos custos operacionais dos diferentes tipos de
completação ..................................................................................................... 52
x
LISTA DE TABELAS
Tabela 4.1: Resumo das operações de um poço com completação
convencional .................................................................................................... 34
Tabela 4.2: Análise financeira de um poço com completação convencional .... 36
Tabela 4.3: Resumo das operações de um poço com completação a poço
aberto ............................................................................................................... 40
Tabela 4.4: Análise financeira de um poço com completação a poço aberto ... 41
Tabela 4.5: Resumo das operações de um poço com completação tubingless 45
Tabela 4.6: Análise Financeira de um Poço com Completação Tubingless. .... 46
Tabela 5.1: Resumo do tempo operacional e custo total de construção dos tipos
de poços. .......................................................................................................... 50
xi
LISTA DE ABREVIATURAS
ANC: Árvore de Natal Convencional
ANM: Árvore de Natal Molhada
ANP: Agência Nacional de Petróleo
BHA: Bottom Hole Assembly
BOP: Blow Out Preventer
BTU: British Termal Unit
CBL: Cement Bond Log
CNP: Conselho Nacional de Petróleo
CO2: Gás Carbônico
COP: Coluna de Produção
DHSV: Downhole Safety Valve
DTM: Desmontagem, Transporte e Montagem
E&P: Exploração e Produção
ESCP: Equipamento de Superfície de Controle de Poço
FIT: Formation Integrity Test
H2S: Gás Sulfídrico
HPHT: High Pressure High Temperature
IEA: International Energy Agency
PBR: Polished Bore Receptacle
PDC: Polycrystalline Diamond Compact
PDG: Pressure Downhole Gauge
ROP: Rate of Penetration
SS: Semissubmersível
TCP: Tubing Conveyed Perforating
TLP: Tension Leg Platform
TSR: Tubing Seal Receptacle
USIT: Ultrasonic Imager Tool
VDL: Variable Density Log
1
1. INTRODUÇÃO
Há muitas décadas o petróleo e seus derivados são a principal fonte energética
mundial.
Segundo relatório publicado em 2013 pela Agência Internacional de Energia
(International Energy Agency – IEA), os hidrocarbonetos proporcionam mais da
metade da energia primária consumida. O petróleo e gás natural correspondem a,
respectivamente, a 31% e 21% da matriz energética global, como indicado na Figura
1.1.
Entretanto, a perspectiva apresentada para 2035 é uma contração da
participação do petróleo em quatro pontos percentuais (27%) e expansão do gás em
três pontos (24%).
Figura 1.1: Cenário global de consumo de energia em 2011 e perspectiva para o ano de 2035 (WEO
2013 – IEA adaptado)
Este aumento da demanda pelo gás se dá, entre outros fatores, pelo menor
impacto ambiental gerado com sua combustão quando comparado ao óleo.
O mercado de óleo e gás já está se alinhando com esta nova perspectiva
mundial e dando mais importância à exploração e produção dos reservatórios de gás
natural.
2
A Figura 1.2 indica a evolução da produção de gás nacional de 2008 até 2015,
evidenciando o aumento cada vez maior desta.
Figura 1.2: Evolução da produção nacional de gás em barril equivalente de petróleo por ano (Anuário Estatístico Brasileiro do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis, 2015 – ANP adaptado)
E a nível mundial também podemos observar esse aumento através da Figura
1.3 abaixo.
Figura 1.3: Evolução da produção mundial de gás em trilhão de m³ por ano. (Anuário Estatístico Brasileiro do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis, 2015 – ANP)
Entretanto, no contexto econômico, a viabilidade destes projetos é mais limitada.
Principalmente pela menor rentabilidade, evidenciada pela diferença dos valores por
capacidade de energia gerada, em milhão de BTU.
100,000,000
120,000,000
140,000,000
160,000,000
180,000,000
200,000,000
220,000,000
240,000,000
2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015
Produção Nacional de Gás (bep/ano)
3
Em termos financeiros, para uma mesma quantidade de energia gerada, o óleo
chega a ser três vezes e meia mais rentável que o gás.
Assim, esta viabilidade dos projetos de E&P de reservatórios de gás, está
diretamente associada à redução e otimização dos custos destas fases.
Ademais, o preço do barril do petróleo sofreu nos últimos semestres uma forte
queda, como podemos ver abaixo na Figura 1.4.
Figura 1.4: Evolução dos preços do barril de óleo entre janeiro de 2014 e fevereiro de 2016
Isso indica que precisamos de projetos e soluções mais acessíveis, de modo que
sejam economicamente viáveis no cenário atual do mercado de óleo e gás.
Este trabalho visa apresentar o modelo, ainda pouco conhecido, de completação
tubingless (sem coluna de produção) como via importante capaz de viabilizar e
antecipar estes projetos mencionados, principalmente em poços terrestres.
O objetivo do trabalho é comparar a aplicabilidade de três diferentes métodos de
completação aplicados em poços produtores de gás na Bacia do Parnaíba, tanto no
âmbito técnico quanto financeiro, comprovando o modelo tubingless como o mais
interessante para a área.
4
2. REVISÃO BIBLIOGRÁFICA
A experiência na indústria com o desenho de poço tubingless começou no fim da
década de 50.
(Corley, et al., 1959) relatou a experiência com mais de 10 poços tubingless,
produtores de gás e petróleo, e com profundidades variando de 610 m a 3.000 m, na
região do Texas, Lousiana e Kansas.
O mesmo relato bem-sucedido com a experiência inicial é descrito por (Flatt,
1959) e (John, 1960), também nos Estados Unidos. Estes foram os primeiros
indicativos do sucesso operacional deste método.
Após esta última publicação, houve um hiato de 3 décadas sem artigos de
maior relevância, até que este voltasse à tona, nos anos 90. (Holub, 1996)
descreveu a utilização do modelo tubingless em 3 poços produtores de gás no
Texas. Estes contaram com uma dupla coluna de produção de 2 7/8”, profundidades
entre 3.200 m e 3.800 m e pressão de reservatório de 6.500 psi.
(Mojarro, et al., 1998) relataram a experiência da operadora PEMEX E&P na
Bacia de Burgos, México, com poços de gás tubingless. Coluna de produção de 3 ½”
e exposta a trabalhos de faturamento de até 10.000 psi, presença de H2S, e 7.800
psi de pressão de fundo são algumas das características citadas. O histórico de
poços, compilado até 2011, indica que mais de 1.400 poços tubingless foram
perfurados na área.
A experiência offshore com o desenho foi relatada por (Horn, et al., 1998). A
Total E&P perfurou 11 poços tubingless no Campo de Bongkot, no golfo da
Tailândia. A lâmina d’água de operação era de 75 m a 80 m, presença de CO2 em
concentrações que podiam chegar a 60% e, por esse motivo, utilizado uma coluna
de produção de 3 ½” com liga 13% cromo com propriedades anticorrosivas
especiais.
No início dos anos 2000, (Billa, et al., 2003) descreve o modelo em poços
profundos (entre 4.200 m e 5.800 m) e HPHT (Alta Pressão e Alta Temperatura –
High Pressure High Temperature) no Campo de Fandango, Texas. Pressões de
5
fundo chegando a 17.000 psi e temperaturas de 250°C, presença de CO2 e H2S não
foram impedimento para a aplicação do tubingless, que contou com mais de 200
poços perfurados desde 1994.
Por fim, (Jeannet, et al., 2008) e (Widyoko, et al., 2009) relatam a experiência
da Total E&P no campo de Tunu, Indonésia. Desde o início do século XXI, mais de
300 poços foram perfurados na região, variando entre 2.200 m a 4.000 m. O
desenho consistia basicamente na perfuração de uma fase de superfície com broca
de 12 ¼” e revestimento de 9 5/8”, e perfuração até a profundidade final com broca
de menor diâmetro com descida e cimentação da coluna de produção (revestimento
de produção) de 3 ½”. Colunas de cimentação com mais de 3.000 metros consistiam
num desafio que foi ultrapassado pela operadora, além do risco de gás superficial e
presença de CO2.
6
3. COMPLETAÇÃO DE POÇOS
Após a perfuração de um poço de óleo e gás e constatação de zonas de
interesse, é necessário deixá-lo em condições de operar, de maneira segura,
eficiente e econômica, durante toda sua vida produtiva.
O conjunto de operações destinadas a colocar o poço efetivamente em produção
denomina-se completação. Ela é a interface entre o reservatório e a produção em
superfície.
Esta fase engloba, em termos gerais, as atividades de instalação dos
equipamentos de superfície, condicionamento do poço, avaliação da cimentação,
descida e assentamento da coluna de produção e o canhoneio.
3.1. TIPOS DE COMPLETAÇÃO
A completação pode ser classificada quanto ao número de zonas explotadas,
posicionamento da cabeça do poço e quanto ao revestimento de produção.
Em relação ao número de zonas explotadas, a completação pode ser simples ou
múltipla (Figura 3.1). A simples consiste na produção de um único intervalo de
interesse de maneira controlada e independente. Na múltipla, as zonas de interesse
podem ser explotadas seletivamente ou simultaneamente em coluna dupla.
Na seletiva, a coluna de produção é descida com ao menos dois packers e
camisas deslizantes, responsáveis por isolar as zonas de interesse. Nela, cada
intervalo é produzido de maneira independente, um por vez, devido a questões
regulatórias, resultando em controle dos fluidos produzidos em cada reservatório
bem como facilidade operacional de se alterar a zona em produção com a abertura
ou fechamento das camisas deslizantes.
A completação com coluna dupla possibilita a produção simultânea de duas
zonas ou reservatórios diferentes, de modo controlado e independente. Este tipo de
7
completação engloba operações de maior complexidade e risco e, por este motivo,
não é indicado para poços marítimos.
A coluna dupla possibilita acelerar o desenvolvimento do campo, maximizando a
produção de diferentes zonas ou reservatórios, gerando assim, um retorno de capital
mais acelerado. Entretanto, ele restringe a aplicação de métodos de elevação
artificial, diâmetros de equipamentos e operações de reentrada e workover.
Figura 3.1: Esquemático ilustrativo de completações classificadas quanto ao número de zonas
explotadas
Quanto ao posicionamento da cabeça do poço, a completação pode ser com
árvore de natal convencional (ANC) ou árvore de natal molhada (ANM). O primeiro
método, também conhecido como completação seca, é utilizado principalmente em
poços terrestres ou poços marítimos com plataformas fixas ou TLP’s (tension leg
platform), desde que seja interessante e viável econômica e tecnicamente trazer a
cabeça do poço para superfície.
O segundo, usualmente chamado de completação molhada, é utilizado
principalmente em poços com grande lâmina d’água (águas profundas), onde é
inviável trazer a cabeça do poço para a superfície. As operações com sonda são
realizadas com semissubmersíveis (SS), navios sonda de posicionamento dinâmico
ou TLP.
8
A classificação quanto ao revestimento de produção é a que mais se alinha à
proposta deste documento e vamos abordar com mais enfoque. Ela se divide nas
seguintes categorias.
3.1.1. COMPLETAÇÃO A POÇO ABERTO
Neste modelo, ao se atingir o topo da zona produtora é descido e cimentado o
revestimento intermediário e, em seguida, perfurado com uma broca de diâmetro
menor até a profundidade final. A fase de completação em si tem início uma vez que
a seção do reservatório já foi perfurada e a coluna de perfuração retirada.
Ele se caracteriza pelo fato da zona produtora se encontrar totalmente aberta.
Consequentemente, a área aberta ao fluxo é maior quando comparada aos outros
tipos. Além disso, o custo final operacional é reduzido, visto que a quantidade de
revestimento utilizado é menor e elimina-se o canhoneio do poço.
Esta modalidade é indicada em formações muito bem consolidadas e
competentes ou reservatórios naturalmente fraturados. Para o primeiro caso citado,
o risco de desmoronamentos pode antecipar a produção de areia e inutilizar o poço.
Para o segundo, esta completação evita o dano à formação causado pelo cimento,
uma vez que o reservatório não é cimentado.
A falta de seletividade é um aspecto negativo da completação a poço aberto. Ela
impede futuras correções quando há produção de fluidos indesejáveis.
Uma forma de minimizar a produção de areia é com a utilização de telas de
controle de areia e/ou gravel packs Estes componentes atuam ativamente na
filtragem de resíduos sólidos que poderiam ser produzidos pelo poço e danoso para
equipamentos.
A Figura 3.2 apresenta os esquemáticos de completação a poço totalmente
aberto e a poço aberto com telas de controle.
9
Figura 3.2: Esquemático de completação de poço totalmente aberto e poço aberto com telas de
controle de areia/gravel pack
3.1.2. COMPLETAÇÃO COM LINER RASGADO OU CANHONEADO
Ao se utilizar um liner, a coluna de revestimento anterior (superfície ou
intermediário) é assentada e cimentada acima do topo da zona de interesse,
prosseguindo-se posteriormente com a perfuração até a profundidade final. Assim
como no modelo anterior, a completação tem início uma vez que a seção do
reservatório já foi perfurada e a coluna de perfuração retirada.
Avaliada a zona e decidido completar, é descido uma coluna de tubos, podendo
ser rasgados ou lisos (Figura 3.3), denominados de liner, os quais são assentados
no fundo do poço e suspenso pela extremidade inferior do revestimento de
10
produção, gerando economia quando comparado à descida de uma seção completa
de revestimento.
No caso do liner rasgado, elimina-se a necessidade de canhoneio, e ele promove
a sustentação das paredes do poço em frente à zona produtora e melhor controle de
produção de sólidos, embora reduza o diâmetro desta seção quando comparado a
completação a poço aberto, minimizando o risco de desmoronamentos.
Os liners de tubos lisos são cimentados após sua ancoragem e canhoneados,
posteriormente, através de uma unidade a cabo.
Figura 3.3: Esquemático de completação com liner rasgado e canhoneado, respectivamente
3.1.3. COMPLETAÇÃO A POÇO REVESTIDO
Atualmente é o modelo de completação mais utilizado devido à sua
confiabilidade. Neste padrão o poço é perfurado até a profundidade final e, avaliado
11
a viabilidade comercial da zona produtora, é descido e cimentado o revestimento de
produção. A completação tem início após estas operações e a instalação dos
equipamentos de superfície. Posteriormente o revestimento é canhoneado,
conectando a zona produtora com a coluna de produção.
Sua principal vantagem está na seletividade proporcionada, tanto na injeção
quanto produção de fluidos, na facilidade em operações de intervenção, melhor
sustentação e isolamento da formação.
Como desvantagem está seu maior custo, gerado pelo canhoneio e utilização da
seção completa de revestimento, além da possibilidade da cimentação promover um
dano à formação.
3.1.3.1. COMPLETAÇÃO DE DUAS CORRIDAS (DUAL-TRIP)
A completação em duas corridas é o método mais difundido e utilizado no
mundo. Consiste na descida da coluna de produção em duas manobras.
A coluna de produção inferior (COP inferior) é descida inicialmente com packer e
o TCP (tubing conveyed perforating) até a profundidade de assentamento. É, então,
corrido o perfil de correlação de profundidade a fim de verificar se o TCP está na
zona correta a ser canhoneada. Estando na profundidade correta, o packer é então
assentado e a coluna de trabalho retirada.
É, então, descida a COP superior com a DHSV (Downhole Safety Valve) e esta é
assentada no packer. Após realizar o balanceio da coluna, instalar a árvore de natal
e disparar o canhão, o poço está pronto para entrar em produção.
A Figura 3.4 indica o esquemático representativo de uma coluna de completação
genérica.
12
Figura 3.4: Esquemático genérico de uma coluna de completação - COP superior e inferior
Atualmente, já existe a possibilidade de descida de coluna de produção de
maneira integral, em apenas uma viagem. Entretanto, ela só é recomendada para
poços terrestres e de profundidades rasas a moderadas devido à complexidade
operacional envolvida.
Rev. 7”
Packer 7”
Canhão TCP
Ferramenta de
Liberação
DHSV 3 ½”
PDG
Camisa de Circulação de 3 ½”
13
3.1.3.2. COMPLETAÇÃO TUBINGLESS
Este estilo de completação é o principal enfoque deste trabalho.
No desenho tubingless o revestimento de produção atua também como coluna
de produção. Esta coluna é cimentada e, posteriormente, canhoneada (Figura 3.5).
A fase de produção é perfurada com uma broca de diâmetro reduzido,
caracterizando-se uma fase slim-hole, até a profundidade final. Constatado a
viabilidade econômica da zona de interesse, é descida e cimentada uma coluna de
produção, que também atua como revestimento de produção, com DHSV e nipples
de assentamento.
Figura 3.5: Esquemático de completação tubingless
14
A DHSV envolvida no processo tem a característica especial de permitir o fluxo
de cimento (cement-through), sem qualquer perda ou deterioração de
funcionalidade.
As atividades ligadas à completação do poço, como perfilagem de avaliação de
cimentação e canhoneio a cabo são feitas sem sonda. Por este fato, este método
gera grande economia operacional, visto que as atividades de completação são
rigless, além da economia com a não descida de um revestimento de produção de
diâmetro maior.
Este método propicia um melhor gerenciamento do reservatório e potencial
aumento de reservas recuperáveis, visto que permite estratégias mais agressivas de
canhoneio, as quais reservatórios com diferentes contatos podem ser canhoneados
e facilmente isolados com plugues mecânicos. Além deste fator, há a eliminação de
uma “zona morta” logo abaixo do packer de produção, aumentando a área passiva
de canhoneio.
No âmbito operacional, há a redução do número de manobras ao longo da
construção do poço, minimizando riscos de prisões de coluna e operações de
pescaria, além da exposição do pessoal trabalhando na plataforma da sonda e
possíveis acidentes.
Aliado a estes fatores, contribui com a redução do impacto ambiental, com
redução de resíduos sólidos e líquidos do poço, devido ao seu menor diâmetro e,
consequentemente, volumetria.
Sua desvantagem está na dificuldade de aplicação de métodos de elevação
artificial, apresentando como pré-requisito para sua utilização que o poço seja
surgente. Assim, sua utilização é mais apropriada para reservatórios de gás e poços
de vida reduzida.
Além disso, sua restrição de diâmetro interno limita a utilização de canhões de
maiores penetrações e operações de faturamento devem ser realizadas com
flexitubo, não alcançando pressões tão altas para a operação.
15
3.2. EQUIPAMENTOS DA COLUNA DE COMPLETAÇÃO
A coluna de produção é constituída por tubos metálicos, principalmente os com
rosca premium – selo metal x metal – devido à sua maior confiabilidade, onde são
conectados os demais componentes.
Usualmente é descida pelo interior do revestimento de produção com as
finalidades de conduzir os fluidos da formação até a superfície, permitir a instalação
de equipamentos para elevação artificial e possibilitar a circulação de fluidos para o
amortecimento do poço em intervenções futuras.
3.2.1. PACKER DE PRODUÇÃO
O packer (Obturador) é uma ferramenta de propósito estrutural e selante. Ele
promove a ancoragem da coluna de produção no revestimento imediatamente
externo a este elemento, além de prover o isolamento das partes superiores e
inferiores deste anular, a partir da posição que é instalado.
Ele atua como barreira primária de segurança, juntamente com a DHSV, a coluna
de produção entre a DHSV e o packer e o revestimento de produção cimentado
abaixo do packer.
Deste modo, o packer protege o revestimento (acima dele) contra pressões da
formação e fluidos corrosivos e possibilita também a injeção controlada de gás, pelo
anular, nos casos de elevação artificial por gas-lift.
No caso de instalação de uma coluna de produção com múltiplos packers, ele
também tem a função de isolar cada seção, permitindo a produção seletiva de
diferentes zonas pela coluna.
Este elemento é posicionado de tal forma que sua extremidade na coluna de
produção fique a cerca de 30 metros acima do topo da formação produtora, de modo
a permitir perfilagens de produção e ampliações de canhoneio pela coluna.
16
São normalmente assentados por diferencial de pressão entre o interior e o
exterior da coluna (packer hidráulico), mas podem também ser assentados por
esforços mecânicos, como torque (packer mecânico), ou por algum fluido específico
(swellable packer).
São compostos por elementos de vedação (borrachas), de ancoragem (cunhas e
hold-down) e pinos de cisalhamento para assentamento e desassentamento (Figura
3.6). O hold-down citado, presente em alguns packers, são cunhas que não
permitem que pressões abaixo deste elemento o desloquem para cima.
Podem ser recuperáveis ou permanentes. O packer recuperável pode ser
assentado e recuperado muitas vezes e é descido na própria coluna de produção. Já
o packer permanente não pode ser recuperado depois de ser assentado; apenas
pode ser cortado, deslocando-se a carcaça para o fundo do poço. Este tipo de
packer é, normalmente, descido a cabo, conectado a uma ferramenta de
assentamento.
Figura 3.6: Diagrama esquemático de um packer
17
3.2.2. VÁLVULA DE SEGURANÇA DE SUBSUPERFÍCIE (DHSV)
A válvula de segurança de subsuperfície, mais conhecida na indústria como
DHSV (downhole safety valve) é uma válvula capaz de fechar o poço, prevenindo
um fluxo descontrolado de hidrocarbonetos do poço, em caso de impossibilidade de
realizar essa operação em superfície com a árvore de natal (Figura 3.7).
Normalmente são instaladas cerca de 30 metros abaixo da cabeça do poço,
controladas hidraulicamente e devem gerar o mínimo impedimento na produção
enquanto aberta e, em caso de falhas, permanecer fechada a todo custo.
Podem ser classificadas quanto à forma de instalação, mecanismo de
acionamento ou meio de equalização da mesma.
Como forma de instalação, pode ser enroscada na coluna ou insertável. A
primeira é conectada diretamente na coluna de produção, mais confiável e
apresenta menor restrição ao fluxo, embora mais caras que as insertáveis. Sua
principal desvantagem está no fato de, no caso de mau funcionamento ou problema
que necessite removê-la, ser necessário retirar a árvore de natal e coluna de
produção para realizar o trabalho. Já as insertáveis podem ser substituídas sem a
necessidade da retirada da coluna, através de uma unidade de arame.
Quanto ao mecanismo de controle, pode ou não ser controlável da superfície. As
que são controláveis via superfície são normalmente de falha fechada, independem
das características de fluxo de poço, podem ser enroscadas na coluna ou insertáveis
e abrem através de pressão aplicada na linha hidráulica, bastando drená-la para que
a DHSV feche novamente.
Do outro lado, a não controlável em superfície é, normalmente, de falha aberta e
é afetada pela variação de fluxo do poço. Sua principal vantagem reside no fato de
não utilização de linha de controle. O que determina o fechamento da válvula é o
ajuste de fluxo durante sua calibração. Um fluxo superior ao utilizado durante sua
calibração atua na válvula provocando seu fechamento.
Por fim, pode ser classificada como auto-equalizável ou não. A primeira não
necessita de fonte externa de pressão para equalizar as pressões acima e abaixo do
dispositivo de vedação (flapper) para abertura da válvula, visto que a válvula possui
18
este mecanismo automático. Já na não-equalizável, o dispositivo de vedação só
deverá ser acionado para abertura após equalizar as pressões acima e abaixo da
válvula.
Figura 3.7: Esquemático de uma DHSV controlada hidraulicamente
3.2.3. CAMISA DESLIZANTE
A camisa deslizante promove a comunicação anular-coluna ou coluna-anular. Ela
pode ser aberta ou fechada quando necessário, através de operações com arame
com uma ferramenta de acionamento especial.
Sua utilização está ligada a completações seletivas, onde este elemento permite
a produção da zona superior ou inferior de forma isolada. Pode ser instalada
também em completações convencionais, logo acima do packer, permitindo, assim,
o amortecimento e circulação do poço em caso de futuras intervenções.
A Figura 3.8 apresenta o esquemático de uma camisa deslizante nas posições
aberta e fechada.
19
Figura 3.8: Esquemático de uma camisa deslizante
3.2.4. NIPPLE DE ASSENTAMENTO
Este elemento consiste num perfil de alojamento de tampões mecânicos,
válvulas de retenção ou registradores de pressão. Possuem uma área polida para
vedação e uma sede de travamento.
Usualmente são instalados na cauda da coluna de produção, abaixo de todas as
outras ferramentas, permitindo o tamponamento do poço com um plugue insertável.
Entretanto, não há restrições quanto ao número de nipples a serem instalados em
qualquer ponto da coluna.
Neste último caso, sua grande funcionalidade está no fato de permitir o
isolamento de zonas produtoras no caso de canhoneados em reservatórios com
diferentes contatos. Assim, caso o reservatório inferior comece a produzir água, ele
pode ser facilmente isolado.
Existem, basicamente, dois tipos de nipples de assentamento (Figura 3.9): o
seletivo (nipple F) e o não seletivo (nipple R).
20
O perfil de tipo F ou seletivo não possuem um batente na parte inferior, ou seja, a
própria área selante atua como batente localizador. Podem ser instalados vários de
mesmo tamanho na coluna. Neste caso, o posicionamento do equipamento
desejado a ser alojado é feito pela ferramenta de descida e/ou tipo de trava do
equipamento a ser instalado.
Já o perfil não seletivo, tipo R, possui este batente na parte inferior, com diâmetro
interno menor que o diâmetro interno da área polida. Usualmente é usado em dois
casos: quando a coluna requer um único nipple ou como o último (mais profundo) de
uma série de nipples seletivos do mesmo tamanho na coluna.
A utilização de mais de um nipple não seletivo está atrelada ao diâmetro interno
dos mesmos. Esta só é possível caso o diâmetro dos nipples decrescerem com a
profundidade de instalação.
Figura 3.9: Esquemático dos nipples tipo F e R (seletivo e não seletivo, respectivamente)
3.2.5. JUNTA TELESCÓPICA
A junta telescópica ou TSR (tubing seal receptacle) para poços de óleo e PBR
(polished bore receptacle) para poços de gás é utilizada para absorver a expansão
ou contração da coluna de produção, causada pelas variações de temperatura
21
sofridas durante a produção ou injeção de fluidos. Além disso, permite a retirada da
coluna superior sem desassentar a cauda.
É composto basicamente pela camisa externa e o mandril. A camisa externa é
composta de dois conjuntos de barreiras de detritos; quatro de unidades selantes
(promove a vedação entre a camisa externa e o mandril) e a sapata-guia (promove o
travamento entre os dois, para descida ou retirada). O mandril possui um perfil F no
topo (possibilita o isolamento da coluna através do tampão mecânico e a limpeza
dos detritos, por circulação, que podem se acumular acima do tampão); mandril
polido e duas sedes para parafusos de cisalhamento (promove o travamento entre
os dois conjuntos junto com a sapata-guia).
3.2.6. VÁLVULA DE RETENÇÃO
Também chamada de check valve, é uma válvula que tem como finalidade
impedir o fluxo no sentido descendente. É composta por uma sede, com uma válvula
de retenção que se abre quando pressurizada de baixo para cima e veda quando
pressurizada de cima para baixo.
3.2.7. ÁRVORE DE NATAL E SUSPENSOR DE PRODUÇÃO
A árvore de natal é um item chave no controle do poço. Ela é o mecanismo
primário para fechamento do poço e controle de vazão de produção.
Ela é responsável também por isolar o poço de outros adjacentes, permitir
acesso vertical para intervenção do poço durante sua vida produtiva.
Em termos de conexão, ela pode ser ligada a flowline, permitindo o fácil
escoamento da produção. A árvore faz a interface com o suspensor de produção
(tubing hanger) e a cabeça de produção.
É constituída por um conjunto de válvulas tipo gaveta (com acionamento
hidráulico, pneumático e manual), com a finalidade de permitir, de forma controlada,
o fluxo de óleo do poço.
22
Normalmente, as ANCs estão equipadas com duas válvulas mestras (uma
inferior, manual, e uma superior, com acionamento hidráulico), duas laterais (uma
com acionamento pneumático e outra manual) e uma válvula de pistoneio (manual).
As válvulas mestras têm a função principal de fechamento do poço. As válvulas
laterais têm o objetivo de controlar o fluxo de poço, direcionando a produção para a
linha de surgência. À jusante de uma das válvulas laterais é instalada uma válvula
com abertura regulável que permite controlar a vazão de produção do poço. O
esquemático de uma ANC com indicativo das válvulas é dado na Figura 3.10.
A existência de acionamento hidráulico em uma das válvulas mestras, e
pneumático na válvula lateral, é decorrente da necessidade de se dispor de duas
fontes independentes para acionamento das válvulas e fechamento do poço.
A válvula de pistoneio é uma válvula que fica localizada no topo das ANCs,
acima do ponto de divergência do fluxo. Sua função é, quando aberta, permitir a
descida de ferramentas dentro da coluna de produção.
Figura 3.10: Esquemático da árvore de natal convencional (ANC)
23
Já o suspensor de produção (tubing hanger) é o equipamento responsável pela
interface entre a coluna de produção e a árvore de natal. Ele é ancorado e travado
na cabeça de produção.
3.3. CANHONEIO
A etapa final da completação a poço revestido ou com liner canhoneado se
baseia no canhoneio do poço.
Com o intuito de comunicar o interior do poço (coluna de produção) com a
formação produtora, perfura-se o revestimento através do disparo de cargas
explosivas, especialmente moldadas para esta finalidade.
As cargas moldadas são descidas no poço dentro dos canhões e, estando o
canhão posicionado dentro do intervalo desejado, um mecanismo de disparo é
acionado para detonar as cargas. A explosão das cargas gera jatos de alta energia,
capazes de atravessar o revestimento e cimento e penetrar na formação, criando
canais de fluxo, os quais irão escoar os fluidos a serem produzidos para o poço.
3.3.1. TCP (TUBING CONVEYED PERFORATING)
O TCP faz parte da coluna de completação. Ele é o último elemento da coluna e,
assim que disparado, é liberado para o fundo do poço.
Tem diâmetro maior que os canhões a cabo, descidos através da coluna de
produção e, por isso, permitem o uso de cargas maiores, com maior poder de
penetração.
A Figura 3.11 ilustra o esquemático de um canhão do tipo TCP na coluna de
produção.
24
Figura 3.11: Esquemático do canhão tipo TCP
3.3.2. A CABO
O canhoneio a cabo é utilizado na completação a poço revestido e com liner
canhoneado.
No projeto tubingless, onde a coluna de produção também atua com
revestimento de produção e é cimentada, o canhoneio a cabo pela coluna de
produção (through tubing) é o único método capaz de comunicar o poço com a
formação.
Esta modalidade de canhoneio pode ser também utilizada em poços de
completação convencional ou em atividades de recanhoneio.
25
4. ESTUDO DE CASO
De modo a comprovar a viabilidade da aplicação do projeto de poço tubingless, o
intuito foi elaborar um estudo de caso capaz de comparar este modelo, tanto no
âmbito técnico e operacional quanto econômico, com as completações convencional
e a poço aberto.
Para isso, nos baseamos nos recentes poços perfurados na Bacia do Parnaíba
no ano de 2015. A campanha exploratória e de desenvolvimento da região contou
com poços com estas três estruturas abordadas.
Apesar de estarmos comparando métodos de completação, estes e suas
possíveis utilizações estão diretamente associadas à fase operacional que a
precede. Definido o desenho de completação, a perfuração do poço pode então ser
direcionada.
Por este fator, consideramos a fase de perfuração do poço em nossa análise.
No aspecto técnico, consideramos as operações básicas para realização do
projeto. Através de boletins operacionais, observamos os padrões de atividades
relacionadas e sua determinada duração. Descartamos qualquer eventual empecilho
que pudesse ocorrer, de maneira não previsível que atrasasse a operação.
No âmbito econômico, o maior peso associada ao processo é o tempo de sonda.
Assim, o fator chave regulador do custo é o tempo do processo de perfuração e
completação. Entretanto a realização ou não de certas operações também
influenciam no custo.
Nos baseamos em preços médios utilizados globalmente na indústria de óleo e
gás para estimativa final do custo do poço.
26
4.1. CARACTERÍSTICAS DA BACIA
A Bacia do Parnaíba é uma bacia paleozóica intracratônica, com 668.858 km² de
área total. Conta com um total de 145 poços perfurados até abril de 2016, todos
terrestres, incluindo poços de desvio.
O Boletim de Produção de Petróleo e Gás Natural da ANP referente ao mês de
fevereiro de 2016 aponta a Bacia do Parnaíba como a 5ª maior produtora de gás no
país, com média de 4.205 Mm³/d, atrás apenas de bacias ativamente exploradas há
décadas, como Santos, Campos e Solimões, e produtoras de gás associado ao óleo.
Numa análise litológica, os arenitos da Formação Poti consistem na principal
rocha reservatório da Bacia, portadora de gás, e os folhelhos da Formação Longá
como a principal geradora. O diabásio (rocha magmática) da Formação Poti,
localizada logo acima do reservatório, é o principal selo da acumulação.
A Figura 4.1 indica o quadro de previsão geológica da região.
27
Figura 4.1: Esquemático da litologia dos poços da região da Bacia do Parnaíba
O interesse na área teve início na primeira década do século XX, com
mapeamentos geológicos de superfície, voltados para a busca de carvão mineral e
água subterrânea.
A exploração da bacia, visando a produção de hidrocarbonetos se deu a partir de
1947 e se divide basicamente em 5 fases.
A primeira fase, entre 1947 e 1953, contou com trabalhos realizados pelo
Conselho Nacional do Petróleo (CNP) e resultou na perfuração de dois poços no
Maranhão.
28
Com a criação da Petrobras, em 1953, teve início a fase 2, que se estendeu até
1966. Neste período foram realizados os principais levantamentos geológicos de
superfície na bacia e perfurou-se novos 32 poços.
Uma nova fase exploratória foi retomada em 1975. Ela contou com trabalhos de
sísmica de reflexão, contratos de riscos, 7 poços perfurados, e teve fim em 1988.
Foi neste ano que a quarta fase se iniciou, durando mais 6 anos, até 1993.
Contou com reprocessamento de dados sísmicos, perfis aeromagnéticos e
geoquímica de superfície, mas nenhum poço perfurado.
A última e atual fase teve como ponto de partida a 9ª Rodada de Licitações da
ANP, em 2007, na qual 10 blocos na bacia foram arrematados, e se estende até os
dias de hoje. Até abril de 2016 foram perfurados 104 poços.
4.2. PREMISSAS
Para o estudo de caso, utilizamos como premissas os seguintes aspectos abaixo:
Poços verticais terrestres com profundidade final de 1700 m.
Revestimento condutor de 20” cravado à 6 m.
Sapata da fase de superfície assentada à 50 m do topo da Formação Motuca.
Sapata da fase de produção assentada à 5 m acima da profundidade final
para a completação convencional e tubingless,
Sapata da fase intermediária assentada à 5 m da base do diabásio para a
completação a poço aberto.
ROP (rate of penetration) de 12 m/h durante a perfuração da fase de
superfície.
ROP de 9 m/h durante a perfuração da fase de produção, até o topo do
diabásio, 3 m/h no intervalo do diabásio e 6 m/h da base do diabásio até a
profundidade final.
Considerado utilização de fluido base água na fase de superfície (8,9 ppg a
9,2 ppg) e fluido sintético na fase de produção (9,3 ppg a 10,3 ppg).
29
Considerado valores de acesso e locação e de desmontagem, transporte e
montagem da sonda (DTM) iguais para os três projetos, utilizando valores
médios praticados na região.
Desconsiderado qualquer problema operacional nos tempos das atividades.
Pressão de fundo de 2.600 psi.
Temperatura de fundo de 60°C.
Para completação convencional, considerada fase de superfície com broca 12
¼” e revestimento de 9 5/8”, fase de produção com broca 8 ½” e revestimento
de 7” e coluna de produção de 3 ½” com packer, DHSV e TCP, instalada em
duas corridas.
Para completação a poço aberto, considerada fase de superfície com broca
12 ¼” e revestimento de 9 5/8”, fase intermediária com broca 8 ½” e
revestimento de 7”, fase de produção a poço aberto e com broca de 6 1/8” e
coluna de produção de 3 ½” com packer e DHSV, instalada em duas corridas.
Para a completação tubingless considerada fase de superfície com broca 12
¼” e revestimento de 9 5/8”, fase de produção com broca 6 1/8” e
revestimento/coluna de produção de 3 ½”.
Revestimento 9 5/8”, 43,5 lb/ft, N80, Buttress.
Revestimento 7”, 26 lb/ft, K55, Buttress.
Tubing 3 ½”, 9,2 lb/ft, N80, Vam Top.
Considerado FIT (formation integrity test) sem absorção de fluido.
Considerada brocas tipo PDC (polycrystalline diamond compact) de diamante
sintético.
4.3. POÇO A: COMPLETAÇÃO CONVENCIONAL DUAL-TRIP
4.3.1. SEQUÊNCIA OPERACIONAL
Após a mobilização da sonda para o ante poço e cravamento do condutor, a
perfuração pode ser iniciada com um BHA (bottom hole assembly) com broca PDC
de 12 ¼” de diâmetro.
30
A perfuração é interrompida 50 metros abaixo do topo da Formação Motuca. É
então realizada a circulação com ao menos 2 bottons up, ou seja, que o fluido do
fundo chegue a superfície ao menos 2 vezes, com o intuito de limpar e condicionar o
poço.
Inicia-se então a manobra de retirada de coluna e desmonte do BHA. O próximo
passo é a preparação e posterior descida do revestimento de 9 5/8” com sapata
guia, assentado no fundo do poço.
Com o revestimento no fundo, inicia-se a montagem da cabeça de cimentação na
plataforma para realização da cimentação do revestimento. É utilizada duas pastas
de cimento na operação. A primeira, de densidade 12,5 ppg e estendida com
bentonita, é circulada a frente e se alargando desde o topo até cerca de 50 m do
fundo do poço. A segunda, de densidade 15,6 ppg, vem em seguida, se estendendo
até a profundidade final. O deslocamento das pastas é realizado com o fluido base
aquoso.
Concluída a operação de cimentação do revestimento da fase de superfície e
enquanto as pastas aguardam pega, o antepoço é condicionado a fim de se instalar
a cabeça do poço (de revestimento) e, em seguida, os ESCPs (equipamentos de
superfície de controle de poço), que engloba o BOP (blow out preventer).
Com o BOP instalado e testado, inicia-se a montagem do BHA da segunda fase,
com broca PDC de 8 ½” e é descida a coluna até o topo do cimento. Topado no
fundo, o revestimento é testado (pressurizando), e então o cimento e acessórios são
cortados e o fluido base água é substituído pelo sintético.
Cortado todo excesso de cimento, 3 m de formação são perfurados e é realizado
um teste de integridade de formação (FIT) para verificar a integridade da formação a
uma pressão predeterminada. Comprovada a não absorção de fluido, a perfuração
tem continuidade.
Ela se alonga até cerca de 1.500 m de profundidade, passando pelo diabásio,
rocha selante com grande dureza, e os arenitos da Formação Poti, reservatório das
acumulações de gás. A profundidade final contempla um saco necessário para a
perfilagem da zona de interesse.
31
Alcançada a profundidade final estabelecida, é realizada nova circulação para
limpeza de cascalhos do poço, novamente com no mínimo 2 bottons up. Realizado o
condicionamento, é retirada a coluna de tubos e desmontado o BHA. Com a broca
em superfície, inicia-se a montagem do circo de perfilagem para realização desta
operação.
A perfilagem conta com sensores sônicos, de resistividade, gama ray, caliper e
densidade neutrão para fazer a avaliação da viabilidade econômica da zona
produtora: coluna de gás, características geológicas da formação e do fluido.
Confirmado o interesse na zona portadora de gás, iniciam-se os preparativos
para descida do revestimento. Inicialmente é pescada a bucha de desgaste e
trocada as gavetas de tubo do BOP por outras de diâmetro reduzido e testado.
Sem vazamentos, o revestimento de 7” é descido e assentado à 5 metros acima
da profundidade final. Para garantir o bom condicionamento do poço, é realizada
nova circulação de limpeza. É instalada então a cabeça de cimentação para a
realização desta operação no revestimento da segunda fase.
Antes de bombear as pastas de cimento, é circulado um colchão lavador, com
propriedades químicas específicas para garantir a boa aderência do cimento no
revestimento e formação. Após este colchão, as duas pastas são bombeadas.
A primeira, de densidade 15,6 ppg apresenta o topo na anidrita da Formação
Pedra de Fogo e base a 100 metros da base do diabásio. A segunda, de densidade
16,5 e aditivo de bloqueador de gás, se estende até o fundo do revestimento. O
deslocamento das pastas já é realizado com salmoura, fluido com base de NaCl e
água, utilizado nas completações, para economizar tempo e, consequentemente
custos. A salmoura é posteriormente filtrada para transforma-la efetivamente em
fluido de completação, também chamado de packer fluid.
Realizada a cimentação, é aguardada a pega do cimento com o anular do BOP
fechado para monitorar sua pressão com um manômetro. Após o aguardo e sem
pressurização anormal, o BOP é liberado, o revestimento ancorado, cortado e
biselado.
32
Com o término destas operações, inicia-se a fase de completação propriamente
dita. Instala-se a cabeça de produção e, após esta operação, o BOP é
reposicionado, suas gavetas novamente trocadas, e testado.
Com o teste aprovado, é liberada a sonda para realização da operação de
perfilagem de avaliação de cimentação. É corrido o perfil CBL/VDL (cement bond
log/variable density log) para análise do sucesso da operação. Caso a leitura do
perfil não indique uma boa cimentação, é recomendado aguardar mais tempo para
pega do cimento e realizar nova perfilagem com CBL/VDL ou USIT (ultrasonic
imager tool). Continuando sem indicar isolamento por parte do cimento, é
recomendado a realização de um squeeze, cimentação corretiva, para continuar o
processo de completação.
Com o indicativo de sucesso da operação de cimentação, o revestimento de 7” é
testado e se inicia a montagem da COP inferior. Com a primeira sessão instalada,
composta pelo TCP, a coluna de produção inferior é descida, com seus outros
elementos, até a profundidade de canhoneio da zona de interesse.
Antes do packer ser assentado, é corrido o perfil de correlação de profundidade,
para garantir que a o TCP esteja na posição correta de canhoneio. Confirmada a
posição, o packer é instalado e testado, e então a coluna de trabalho, com a
ferramenta de assentamento, é retirada.
O próximo passo é a manobra da COP superior. Ela é descida até a
profundidade packer. É instalada então a DHSV, assentada a COP no packer,
realizada a filtração da salmoura do poço, transformando-a em fluido de
completação e então realizado balanceio com parafina.
No fim do processo, é alojado o suspensor de produção, retirado o bell nipple e
flowline e desmontado o BOP. A instalação do suspensor de produção pode ser
então finalizada, prosseguindo com a instalação do adaptador de produção. Já sem
a sonda, instala-se a árvore de natal, concluindo as operações do poço.
O resumo das operações, com tempo padrão e profundidade no final das
atividades é resumido na Tabela 4.1. A curva operacional profundidade x tempo é
dada pela Figura 4.2.
33
A tabela conta com a atividade a ser realizada, seu tempo programado (t prog.)
em horas, o tempo acumulado das atividades (t acum.) em horas e dias e a
profundidade final da atividade em metros.
Figura 4.2: Curva profundidade x tempo da perfuração e completação convencional
t p
rog
. (h
)
t ac
um
. (h
)
t ac
um
. (d
)
Pro
fun
dia
de (
m)
Atividade
Início do poço 0,0 0,0 0,00 0
Perfurar até 490 m 40 40,0 1,67 490
Circular 1 41,0 1,71 490
Retirar coluna e quebrar BHA 12 1/4" 5 46,0 1,92 490
Preparar para descida de revestimento de 9 5/8" 1,5 47,5 1,98 490
Descer revestimento de 9 5/8" 4 51,5 2,15 490
0
200
400
600
800
1,000
1,200
1,400
1,600
1,800
0.00 2.00 4.00 6.00 8.00 10.00 12.00 14.00 16.00 18.00 20.00
Pro
fun
dia
de (m
etro
s)
Tempo (dias)
Perfuração + Completação - Convencional
Perfuração Completação
34
Cimentar revestimento de 9 5/8" 2,5 54,0 2,25 490
Limpar ante-poço, retirar flowline e cortar condutor 3 57,0 2,38 490
Cortar, biselar revestimento 9 5/8" e instalar cabeça de revestimento
2 59,0 2,46 490
Instalar e testar ESCP 8 67,0 2,79 490
Montar BHA 8 1/2" de descer até topo do cimento 4 71,0 2,96 490
Testar revestimento, cortar cimento e trocar fluido 4 75,0 3,13 490
Perfurar 3 m e realizar FIT 1 76,0 3,17 493
Perfurar de 490 m até 1350 m - Topo do diabásio 95,0 171,0 7,13 1.350
Perfurar de 1350 m até 1500 m - Base do diabásio 50 221,0 9,21 1500
Perfurar de 1500 m até 1700 m - Base do diabásio 33 254,0 10,58 1700
Circular 2,5 256,5 10,69 1700
Retirar coluna e quebrar BHA 8 1/2" 12 268,5 11,19 1700
Montar circo de perfilagem 4 272,5 11,35 1700
Perfilar (1ª corrida AIT/PEX/DSI) 8 280,5 11,69 1700
Perfilar (2ª corrida MDT) 10 290,5 12,10 1700
Desmontar circo de perfilagem 1,5 292,0 12,17 1700
Recuperar bucha de desgaste, trocar gavetas e testar
1,5 293,5 12,23 1700
Preparar para descida de revestimento de 7" 1,5 295,0 12,29 1700
Descer revestimento de 7" 13 308,0 12,83 1700
Circular, cimentar revestimento de 7" e aguardar pega
20 328,0 13,67 1700
Liberar BOP e ancorar revestimento de 7" 2,5 330,5 13,77 1700
Cortar, biselar revestimento 7" e instalar cabeça de produção
1,5 332,0 13,83 1700
Reinstalar BOP, trocar gavetas e testar 8 340,0 14,17 1700
Realizar perfilagem de avaliação de cimentação 5,5 345,5 14,40 1700
Testar rev e preparar para descer COP inf 4,5 350,0 14,58 1700
Descer COP inf até profundidade de assentamento do packer
16,5 366,5 15,27 1700
Realizar correlação, assentar packer e recuperar esfera
7,5 374,0 15,58 1700
Retirar coluna de trabalho. Recuperar bucha 10 384,0 16,00 1700
Preparar para descer COP sup 3,5 387,5 16,15 1700
Descer COP sup até profundidade do packer 19 406,5 16,94 1700
Realizar balanceio, transformar salmoura em packer fluid e parafina. Alojar tubing hanger
13,5 420,0 17,50 1700
Retirar bell nipple e flow line. Liberar BOP 6 426,0 17,75 1700
Terminar instalação do tubing hanger e instalar adapter
6,5 432,5 18,02 1700
Tabela 4.1: Resumo das operações de um poço com completação convencional
35
4.3.2. ANÁLISE ECONÔMICA
De maneira a analisar economicamente as atividades operacionais, fizemos uma
pesquisa com os valores médios cobrados pelas principais prestadoras de serviços
nas atividades de perfuração direcional: BHA, fluidos, cimentação, perfilagem
(wireline), completação, acompanhamento geológico, gerenciamento de resíduos e
telecomunicação.
Da mesma forma, estipulamos preços médios de produtos de estoque, como
brocas, tubulações, acessórios de revestimento, equipamentos de completação e
cabeça de poço.
Consideramos que para a perfuração, o mais indicado seria a utilização de uma
sonda terrestre de pequeno porte. Sondas desta modalidade apresentam diária
média em torno de 25 a 30 mil dólares, com adicional dos consumíveis utilizados
(água potável, industrial e diesel).
Assumimos custos fixos de serviço de locação e acesso e transporte de sonda
(desmontagem, transporte e montagem entre locações) para todas as modalidades
de completação analisadas. Eles são, respectivamente, R$ 500.000,00 e R$
550.000,00.
Expurgamos da análise valores referentes à manutenção do corporativo
institucional e apoio logístico, acreditando que estes são variáveis de acordo com a
empresa interessada a realizar o projeto.
A lista de valores utilizados na análise e memória de cálculo encontra-se para
consulta no Anexo A.
Desta maneira, a realização de um poço com completação convencional
apresenta a seguinte distribuição de custos (Tabela 4.2):
36
Tabela 4.2: Análise financeira de um poço com completação convencional
Dias DTM 4,00
Dias Oper. 18,00
Tx. Câmbio R$ 4,0000
$$ 2.644.936 10.579.743
$$ USD R$
$$ 763.955 7.523.923
USD 0 R $ 500.000
USD 0 R $ 550.000
USD 0 R$ 1.050.000
USD 135.000 R $ 0
USD 0 R $ 931.280
USD 54.300 R $ 443.450
USD 129.420 R $ 654.408
USD 0 R $ 647.620
USD 142.760 R $ 1.201.037
USD 0 R $ 681.844
USD 0 R $ 54.947
USD 0 R $ 108.000
USD 43.200 R $ 0
USD 0 R $ 243.019
USD 0 R $ 10.188
USD 40.748 R $ 163.226
USD 545.428 R$ 5.139.018
USD 80.000 R $ 0
USD 500 R $ 974.762
USD 0 R $ 33.940
USD 0 R $ 326.202
USD 138.027 R $ 0
USD 218.527 R$ 1.334.905
Valor original de Composição USD / R$
2.1.2 Unidade de P erfuração T errestre - Serviço s
1.1. Serviços
2.1.1 Unidade de P erfuração T errestre - A fretamento
1.1.1 Serviço de P reparação de Lo cação e A cesso
1.1.2 M o bilização de Unidade de P erfuração
2.1. Serviços
2.1.3 P erfuração D irecio nal & C o luna
2.1.4 F luido s
2.1.5 C imentação de P o ço s
2.1.8 M anuseio de R evest imento
2.1.9 M o nito ramento - M udLo gging
2.1.6 C o mpletação
2.1.7 P erf ilagem
2.2. Estoque
2.1.10 B ro cas - Serviço de C usto M étrico
2.1.11 Gerenciamento de R esí duo s
2.1.12 T eleco municação
2.1.13 D ispo nibilidades e Lo gí st ica de F erramentas Especiais de P o ço
1. DTM & LOCAÇÃO
2. ATIVIDADES DE POÇO
2.2.2 T ubo s de R evest imento
2.2.3 A cessó rio s de R evest imento
2.2.4 C o njunto C abeça de P o ço
2.2.5 Equipamento s de C o mpletação & A valiação
2.2.1 B ro cas de Esto que
Valor consolidado em USD, segundo o câmbio
Valor consolidado em BRL, segundo o câmbio
Análise Financeira
Custo Poço Convencional
Perfuração + Completação
Sonda Terrestre - 18 dias Operacionais
37
4.4. POÇO B: COMPLETAÇÃO A POÇO ABERTO
4.4.1. SEQUÊNCIA OPERACIONAL
Para a aplicação do método de completação a poço aberto, algumas atividades
na fase de perfuração são modificadas, quando comparado ao modelo anterior.
A perfuração da fase de produção, bem como seus respectivos tempos planos,
seguem todos os procedimentos descritos no tópico 4.3.1. As mudanças de
procedimentos se iniciam na perfuração da fase de 8 ½”.
Ao invés de utilizar a broca de 8 ½” para perfurar até a profundidade final, o fim
da atividade se dá cerca de 5 metros acima da base do diabásio. É realizada
circulação de limpeza e a coluna de perfuração é então retirada e o BHA quebrado.
Inicia-se então os preparativos e posteriormente a descida efetiva do
revestimento de 7”, assentado no fundo do poço. Com o revestimento do fundo, a
cimentação se dá início. Ela contempla, assim como na cimentação do revestimento
de produção do tópico anterior, duas pastas. A primeira, de 15,6 pgg e a segunda de
16,5 ppg. Está última, por sua vez, não apresenta o aditivo de bloqueador de gás,
visto que a zona portadora não está sendo cimentada. O deslocamento das pastas é
realizado com o próprio fluido sintético.
Após aguardar pega, o BOP é liberado, o revestimento ancorado e condicionado
e a cabeça de produção instalada. Diferentemente do processo no tópico anterior,
este não é o limite para início da fase de completação. As atividades subsequentes
continuam como atividades da fase de perfuração.
O BOP é reinstalado, suas gavetas trocadas e então testado. Sem vazamentos,
o BHA com broca de 6 1/8” é articulado e descido até o topo do cimento. O
revestimento é testado e o cimento e acessórios cortados. É perfurado, então, o
intervalo restante do diabásio, e a seção do reservatório, até a profundidade final,
considerando um saco para as ferramentas de perfilagem.
É realizada uma circulação para limpeza e condicionamento, substituído o fluido
por salmoura. A operação subsequente, retirada da coluna e quebra do BHA já são
38
atividades ligadas a completação do poço. Após realizadas, é iniciada a montagem
do circo de perfilagem para verificar a viabilidade econômica da zona produtora.
Após as perfilagens, a COP inferior é descida até a posição correta para
assentamento do packer. É corrido o perfil de correlação de profundidade para
garantir que esta profundidade esteja correta. Aprovada, o packer é assentado e a
coluna de trabalho com a ferramenta de assentamento retirada.
É descida então a COP superior até a profundidade do packer, instalada a DHSV
e assentada a coluna. É realizada a filtragem da salmoura para transformá-la em
packer fluid e o balanceio da coluna com parafina. O tubing hanger pode então ser
então alojado.
Após essas operações, é removido o bell nipple e flowline e liberado o BOP. É
realizada então as últimas atividades de instalação do tubing hanger e instalado o
adaptador de produção. Encerra-se, assim, as atividades com sonda. A árvore de
natal pode ser instalada posteriormente.
A Figura 4.3 indica o gráfico profundidade x tempo da operação do poço e a
Tabela 4.3 o resumo operacional das atividades do poço.
39
Figura 4.3: Curva profundidade x tempo da perfuração e completação a poço aberto
t p
rog
. (h
)
t ac
um
. (h
)
t ac
um
. (d
)
Pro
fun
dia
de
(m
)
Atividade
Início do poço 0,0 0,0 0,00 0
Perfurar até 490 m 40,0 40,0 1,67 490
Circular 1,0 41,0 1,71 490
Retirar coluna e quebrar BHA 12 1/4" 5,0 46,0 1,92 490
Preparar para descida de revestimento de 9 5/8" 1,5 47,5 1,98 490
Descer revestimento de 9 5/8" 4,0 51,5 2,15 490
Cimentar revestimento de 9 5/8" 2,5 54,0 2,25 490
Limpar ante-poço, retirar flowline e cortar condutor 3,0 57,0 2,38 490
Cortar, biselar revestimento 9 5/8" e instalar cabeça de revestimento
2,0 59,0 2,46 490
Instalar e testar ESCP 8,0 67,0 2,79 490
Montar BHA 8 1/2" de descer até topo do cimento 4,0 71,0 2,96 490
Testar revestimento, cortar cimento e trocar fluido 4,0 75,0 3,13 490
Perfurar 3 m e realizar FIT 1,0 76,0 3,17 493
0
200
400
600
800
1,000
1,200
1,400
1,600
1,800
0.00 2.00 4.00 6.00 8.00 10.00 12.00 14.00 16.00 18.00 20.00 22.00
Pro
fun
dia
de (m
etro
s)
Tempo (dias)
Perfuração + Completação - Barefoot
Perfuração Completação
40
Perfurar de 490 m até 1350 m - Topo do diabásio 95,0 171,0 7,13 1.350
Perfurar de 1350 m até 1500 m - Base do diabásio 50,0 221,0 9,21 1.500
Circular 2,0 223,0 9,29 1.500
Retirar coluna e quebrar BHA 8 1/2" 12,0 235,0 9,79 1.500
Recuper bucha de desgaste e preparar para descida de revestimento de 7"
2,0 237,0 9,88 1.500
Descer revestimento de 7" 12,0 249,0 10,38 1.500
Circular, cimentar revestimento de 7" e aguardar pega
20,0 269,0 11,21 1.500
Liberar BOP e ancorar revestimento de 7" 2,5 271,5 11,31 1.500
Cortar, biselar revestimento 7" e instalar cabeça de produção
1,5 273,0 11,38 1.500
Reinstalar BOP, trocar gavetas e testar. Reinstalar bucha
9,0 282,0 11,75 1.500
Montar BHA 6 1/8" e descer até topo do cimento 10,0 292,0 12,17 1.500
Testar revestimento e cortar cimento e acessórios 8,0 300,0 12,50 1.500
Perfurar de 1500 m até 1700 m - profundidade final 33,0 333,0 13,88 1.700
Circular 2,5 335,5 13,98 1.700
Substituir fluido de perfuração por salmoura 4,0 339,5 14,15 1.700
Retirar coluna e quebrar BHA 6 1/8" 10,0 349,5 14,56 1.700
Montar circo de perfilagem 4,0 353,5 14,73 1.700
Perfilar (1ª corrida AIT/PEX/DSI) 8,0 361,5 15,06 1.700
Perfilar (2ª corrida MDT) 10,0 371,5 15,48 1.700
Desmontar circo de perfilagem 1,5 373,0 15,54 1.700
Testar rev e preparar para descer COP inf 4,5 377,5 15,73 1.700
Descer COP inf até profundidade de assentamento do packer
16,5 394,0 16,42 1.700
Realizar correlação, assentar packer e recuperar esfera
7,5 401,5 16,73 1.700
Retirar coluna de trabalho. Recuperar bucha 10,0 411,5 17,15 1.700
Preparar para descer COP sup 3,5 415,0 17,29 1.700
Descer COP sup até profundidade do packer 19,0 434,0 18,08 1.700
Realizar balanceio, bombear packer fluid e parafina. Alojar tubing hanger
13,5 447,5 18,65 1.700
Retirar bell nipple e flow line. Liberar BOP 6,0 453,5 18,90 1.700
Terminar instalação do tubing hanger e instalar adapter
6,5 460,0 19,17 1.700
Tabela 4.3: Resumo das operações de um poço com completação a poço aberto
4.4.2. ANÁLISE ECONÔMICA
Seguindo o preposto definido no item 4.3.2, para um poço com completação a
poço aberto, temos a seguinte distribuição de custos (Tabela 4.4):
41
Tabela 4.4: Análise financeira de um poço com completação a poço aberto
Dias DTM 4,00
Dias Oper. 19,00
Tx. Câmbio R$ 4,0000
$$ 2.488.416 9.953.664
$$ USD R$
$$ 833.600 6.619.265
USD 0 R $ 500.000
USD 0 R $ 550.000
USD 0 R$ 1.050.000
USD 142.500 R $ 0
USD 0 R $ 982.520
USD 54.300 R $ 443.450
USD 155.913 R $ 665.527
USD 0 R $ 642.218
USD 142.760 R $ 290.880
USD 0 R $ 681.844
USD 0 R $ 54.947
USD 0 R $ 113.400
USD 36.000 R $ 0
USD 0 R $ 230.919
USD 0 R $ 10.651
USD 42.600 R $ 170.645
USD 574.073 R$ 4.287.002
USD 121.000 R $ 0
USD 500 R $ 922.120
USD 0 R $ 33.940
USD 0 R $ 326.202
USD 138.027 R $ 0
USD 259.527 R$ 1.282.263
Análise Financeira
Custo Poço Barefoot
Perfuração + Completação
Sonda Terrestre - 19 dias Operacionais
2.2.5 Equipamento s de C o mpletação & A valiação
2.2.2 T ubo s de R evest imento
2.2.3 A cessó rio s de R evest imento
2.2.4 C o njunto C abeça de P o ço
2.1.10 B ro cas - Serviço de C usto M étrico
2.1.11 Gerenciamento de R esí duo s
2.2.1 B ro cas de Esto que
2.1.12 T eleco municação
2.1.13 D ispo nibilidades e Lo gí st ica de F erramentas Especiais de P o ço
2.2. Estoque
2.1.7 P erf ilagem
2.1.8 M anuseio de R evest imento
2.1.9 M o nito ramento - M udLo gging
1.1. Serviços
2.1.1 Unidade de P erfuração T errestre - A fretamento
1.1.1 Serviço de P reparação de Lo cação e A cesso
1.1.2 M o bilização de Unidade de P erfuração
2.1. Serviços
2. ATIVIDADES DE POÇO
1. DTM & LOCAÇÃO
Valor original de Composição USD / R$
Valor consolidado em USD, segundo o câmbio
Valor consolidado em BRL, segundo o câmbio
2.1.2 Unidade de P erfuração T errestre - Serviço s
2.1.3 P erfuração D irecio nal & C o luna
2.1.4 F luido s
2.1.5 C imentação de P o ço s
2.1.6 C o mpletação
42
4.5. POÇO C: COMPLETAÇÃO TUBINGLESS
4.5.1. SEQUÊNCIA OPERACIONAL
Assim como nos casos anteriores, não há diferenças na perfuração da primeira
fase. Ela segue os mesmos padrões definidos e descritos anteriormente. A diferença
operacional tem início após a descida e cimentação do revestimento de superfície de
9 5/8”.
O revestimento é condicionado (cortado e biselado) e então instalada a cabeça
de revestimento e também a cabeça de produção. Esta última, diferentemente das
outras modalidades, é instalada logo após a perfuração da segunda fase.
Os equipamentos de superfície de controle de poço são, então, montados e
testados. O BHA da fase de produção é articulado e descido até o topo do cimento.
Ele consiste numa broca de diâmetro 6 1/8” ao invés da tradicional de 8 ½”. Esta
broca de diâmetro reduzido caracteriza a fase como slim-hole, ou esbelta.
O revestimento é testado, o cimento cortado e o fluido base água substituído por
sintético. São perfurados 3 metros de formação e realizado o teste de integridade de
formação. Sem indício de absorção, a perfuração da fase de produção pode se
iniciar.
Esta se assemelha a do poço A (convencional), apesar da diferença do diâmetro
de brocas. A perfuração se alonga até cerca de 1500 m de profundidade, passando
pelo diabásio, a referida rocha selante e onde o ROP é reduzido, e os arenitos da
Formação Poti, reservatório das acumulações de gás. A profundidade final
contempla um saco necessário para a perfilagem da zona de interesse.
Alcançada a profundidade final estabelecida, é realizada nova circulação para
limpeza de cascalhos do poço. Realizado o condicionamento, é retirada a coluna de
perfuração e quebrado o BHA. Com a broca de 6 1/8” em superfície, inicia-se a
montagem do circo de perfilagem para realização desta operação.
É então realizada a perfilagem para verificar a viabilidade econômica da
produção de gás do reservatório.
43
Após as perfilagens, a bucha de desgaste é pescada e o revestimento pode ser
descido. No tubingless o revestimento de produção tem diâmetro de 3 ½” e também
atua como coluna de produção. Ele desce com sapata e colar flutuante, um perfil de
nipple e DHSV com propriedades especiais que permitem o fluxo de cimento, e a
coluna já é conectada ao tubing hanger.
O revestimento então é cimentado com as mesmas pastas citadas anteriormente:
a primeira, de 15,6 pgg, posicionada no intervalo de cerca de 150 m acima da
sapata de 9 5/8” até 100 m acima da base do diabásio, e a segunda de 16,5 ppg, se
estendendo até a profundidade final do revestimento. Está última, por sua vez,
apresenta o aditivo de bloqueador de gás, visto que a zona portadora está em
contato com esta pasta. O deslocamento das pastas é realizado com a parafina, já
realizando o balanceio da coluna.
O BOP, flowline e bell niplle podem ser assim liberados e o adaptador de
produção instalado. Acabam assim as operações do poço com sonda.
As atividades finais da completação são realizadas posteriormente sem sonda. A
instalação da árvore de natal, avaliação de cimentação e o canhoneio são realizados
via wireline, com arame.
Em caso de mau trabalho de cimentação, é necessário preparar um programa de
correção da mesma, através de um squeeze. Se o perfil indicar boa cimentação, o
processa pode ser prosseguido, agora com o canhoneio.
Este é realizado a cabo e, em caso de descida de coluna com diversos nipples,
permite o canhoneio de reservatórios com diferentes contatos, podendo ser
facilmente isolados.
O fato dessas últimas atividades citadas serem realizadas sem sonda, aliada a
dupla função da coluna/revestimento de produção, reduzindo uma manobra,
propiciam uma grande redução de custos.
A Figura 4.4 indica o gráfico profundidade x tempo da operação do poço e a
Tabela 4.5 o resumo operacional das atividades do poço.
44
Figura 4.4: Curva profundidade x tempo da perfuração e completação tubingless
t p
rog
. (h
)
t ac
um
. (h
)
t ac
um
. (d
)
Pro
fun
dia
de (
m)
Atividade
Início do poço 0,0 0,0 0,00 0
Perfurar até 490 m 40 40,0 1,67 490
Circular 1 41,0 1,71 490
Retirar coluna e quebrar BHA 12 1/4" 5 46,0 1,92 490
Preparar para descida de revestimento de 9 5/8" 1,5 47,5 1,98 490
Descer revestimento de 9 5/8" 4 51,5 2,15 490
Cimentar revestimento de 9 5/8" 3 54,5 2,27 490
Cortar, biselar revestimento 9 5/8" e instalar cabeça de revestimento e de produção
2 56,5 2,35 490
Instalar e testar ESCP e instalar bucha de desgaste 8 64,5 2,69 490
Montar BHA 6 1/8" de descer até topo do cimento 6,5 71,0 2,96 490
Testar revestimento, cortar cimento e trocar fluido 4 75,0 3,13 490
Perfurar 3 m e realizar FIT 1 76,0 3,17 490
Perfurar de 490 m até 1350 m - Topo do diabásio 95,0 171,0 7,13 1.350
0
200
400
600
800
1,000
1,200
1,400
1,600
1,800
0.00 2.00 4.00 6.00 8.00 10.00 12.00 14.00 16.00
Pro
fun
dia
de (m
etro
s)
Tempo (dias)
Perfuração + Completação - Convencional
Perfuração Completação
45
Perfurar de 1350 m até 1500 m - Base do diabásio 50 221,0 9,21 1500
Perfurar de 1500 m até 1700 m - Base do diabásio 33 254,0 10,58 1700
Circular 2,5 256,5 10,69 1700
Retirar coluna e quebrar BHA 6 1/8" 11 267,5 11,15 1700
Montar circo de perfilagem 4 271,5 11,31 1700
Perfilar (1ª corrida AIT/PEX/DSI) 8 279,5 11,65 1700
Perfilar (2ª corrida MDT) 10 289,5 12,06 1700
Desmontar circo de perfilagem 1,5 291,0 12,13 1700
Recuperar bucha de desgaste 0,5 291,5 12,15 1700
Preparar para descida de revestimento/coluna de produção de 3 1/2"
2,5 294,0 12,25 1700
Descer revestimento/coluna de produção de 3 1/2" e instalar DHSV
22 316,0 13,17 1700
Circular, cimentar revestimento/coluna de produção de 3 1/2" e aguardar pega
20 336,0 14,00 1700
Liberar BOP, instalar adapter e ANC 2,5 338,5 14,10 1700
Tabela 4.5: Resumo das operações de um poço com completação tubingless
4.5.2. ANÁLISE ECONÔMICA
Seguindo o preposto definido no item 4.3.2, o poço tubingless tem a seguinte
distribuição de custos (Tabela 4.6):
46
Tabela 4.6: Análise Financeira de um Poço com Completação Tubingless.
Dias DTM 4,00
Dias Oper. 14,00
Tx. Câmbio R$ 4,0000
$$ 2.084.112 8.336.446
$$ USD R$
$$ 528.076 6.224.143
USD 0 R $ 500.000
USD 0 R $ 550.000
USD 0 R$ 1.050.000
USD 105.000 R $ 0
USD 0 R $ 726.320
USD 54.300 R $ 443.450
USD 213.937 R $ 548.364
USD 0 R $ 648.452
USD 0 R $ 203.047
USD 0 R $ 1.126.781
USD 0 R $ 54.947
USD 0 R $ 86.400
USD 0 R $ 0
USD 0 R $ 153.614
USD 0 R $ 8.336
USD 33.339 R $ 133.548
USD 406.576 R$ 4.133.259
USD 121.000 R $ 0
USD 500 R $ 545.500
USD 0 R $ 12.930
USD 0 R $ 319.974
USD 0 R $ 162.480
USD 121.500 R$ 1.040.884
Valor original de Composição USD / R$
2.1.2 Unidade de P erfuração T errestre - Serviço s
1.1. Serviços
2.1.1 Unidade de P erfuração T errestre - A fretamento
1.1.1 Serviço de P reparação de Lo cação e A cesso
1.1.2 M o bilização de Unidade de P erfuração
2.1. Serviços
2.1.6 C o mpletação
2.1.7 P erf ilagem
2.1.3 P erfuração D irecio nal & C o luna
2.1.4 F luido s
2.1.5 C imentação de P o ço s
Gerenciamento de R esí duo s
2.1.8 M anuseio de R evest imento
2.1.9 M o nito ramento - M udLo gging
Análise Financeira
Custo Poço Monobore
Perfuração + Completação
Sonda Terrestre - 14 dias Operacionais
2.2.2 T ubo s de R evest imento
2.2.1 B ro cas de Esto que
2.1.12 T eleco municação
2.1.13 D ispo nibilidades e Lo gí st ica de F erramentas Especiais de P o ço
2.2. Estoque
2.1.10
Valor consolidado em USD, segundo o câmbio
Valor consolidado em BRL, segundo o câmbio
1. DTM & LOCAÇÃO
2. ATIVIDADES DE POÇO
2.2.3 A cessó rio s de R evest imento
2.2.4 C o njunto C abeça de P o ço
2.2.5 Equipamento s de C o mpletação & A valiação
B ro cas - Serviço de C usto M étrico
2.1.11
47
5. RESULTADOS
Do ponto de vista operacional, a estrutura final dos poços descritos na seção
anterior pode ser simplificada nos esquemáticos abaixo (Figuras 5.1, 5.2 e 5.3).
Figura 5.1: Esquemático final de completação do Poço A – Convencional
Condutor de 20" de 6 m
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Suspensor de Produção 11" x 3 1/2" 5K psi; Suspensor de Revestimento 11" x 7" 5Kpsi
Cabeça de Produção 11" x 11" 5K psi ; Cabeça de Revestimento 11" x 9 5/8" 5K psi
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Figura 5.2: Esquemático final de completação do Poço B – Poço Aberto
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49
Figura 5.3: Esquemático final de completação do Poço C – Tubingless
Conduto
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/TV
D
50
Fica evidente pelos esquemáticos a maior simplicidade do modelo tubingless,
com redução da utilização de equipamentos, como revestimentos, packer e
acessórios da coluna de produção.
Além disso, o modelo tubingless apresenta benefícios do ponto de vista
financeiro. A Tabela 5.1 resume o tempo operacional de cada tipo de poço, bem
como seu custo total de construção.
Tempo Operacional (dias) Custo Total (US$)
Poço A - Completação Convencional 18,02 $ 2.644.936,00
Poço B - Completação a Poço Aberto 19,17 $ 2.488.416,00
Poço C - Completação Tubingless 14,1 $ 2.084.112,00 Tabela 5.1: Resumo do tempo operacional e custo total de construção dos tipos de poços.
De acordo com nosso estudo, o poço A, de completação convencional, apesar de
ser a técnica mais utilizada na indústria de óleo e gás, foi o que resultou no maior
valor global para sua construção.
Isso se dá devido ao fato de utilizar o maior número de equipamentos no poço
dentre todos os tipos analisados. Ele utiliza a maior quantidade de revestimento e a
coluna de produção conta com o canhão TCP, responsável por onerar
significativamente a completação.
Notamos que no poço B, com completação a poço aberto, apesar de contar com
maior tempo de operação, seu custo é inferior ao do poço A, com completação
convencional.
Isto é explicado pelo fato do poço B utilizar menos tubos de revestimento e não
necessitar de canhoneio, gerando uma economia significativa.
O poço C, foco deste estudo, apresenta o melhor cenário do ponto de vista
financeiro, possuindo o menor custo global de operação. Esse resultado pode ser
explicado pelo fato de que no modelo tubingless temos ganho no tempo de operação
com sonda, visto que reduzimos o número de manobras; a própria coluna de
produção cimentada atua como revestimento de produção e as operações de
avaliação de cimentação e canhoneio são realizadas sem sonda.
51
6. CONCLUSÃO
O objetivo desde trabalho foi comparar diferentes modelos de completação em
poços terrestres de gás na Bacia do Parnaíba, do ponto de vista operacional e
financeiro, a fim de obtermos projetos técnicos e economicamente mais acessíveis,
essenciais no atual cenário do mercado de óleo e gás.
O presente estudo teve como foco o modelo de completação tubingless e através
de sua comparação com a completação convencional e a completação a poço
aberto, pudemos comprovar sua melhor aplicabilidade. Devemos ressaltar que a
análise econômica se restringiu as fases de perfuração e completação. Os custos
referentes a produção do poço não foram levadas em consideração.
De acordo com os resultados mostrados, verificamos que apesar da completação
convencional ser ainda a mais utilizada, ela apresenta o maior custo global de
operação, seguida pela completação a poço aberto, em que observamos uma
diminuição de 5.9% em relação à primeira. A completação tubingless apresenta o
melhor cenário financeiro, tendo um custo de 21.2% a menos que a completação
convencional. A Figura 6.1 evidencia tais reduções.
52
Figura 6.1: Comparação dos custos operacionais dos diferentes tipos de completação
O modelo tubingless apresenta muitas vantagens que nos fizeram chegar a esse
resultado.
Nesse modelo, algumas atividades como perfilagem de avaliação de cimentação
e canhoneio a cabo são feitas sem sonda. Por este fato, este método gera grande
economia operacional, além da economia com a não descida de um revestimento de
produção de diâmetro maior.
Este método propicia um melhor gerenciamento do reservatório e potencial
aumento de reservas recuperáveis, visto que permite estratégias mais agressivas de
canhoneio, as quais reservatórios com diferentes contatos podem ser canhoneados
e facilmente isolados com plugues mecânicos. Além deste fator, há a eliminação de
uma “zona morta” logo abaixo do packer de produção, aumentando a área passiva
de canhoneio.
No âmbito operacional, há a redução do número de manobras ao longo da
construção do poço, minimizando riscos de prisões de coluna e operações de
pescaria, além da exposição do pessoal trabalhando na plataforma da sonda e
possíveis acidentes.
$1.800.000,00
$2.000.000,00
$2.200.000,00
$2.400.000,00
$2.600.000,00
$2.800.000,00
$3.000.000,00
Poço A - CompletaçãoConvencional
Poço B - Completação àPoço Aberto
Poço C - CompletaçãoTubingless
- 5,9%- 21,2%
53
Aliado a estes fatores, contribui com a redução do impacto ambiental, com
redução de resíduos sólidos e líquidos do poço, devido seu menor diâmetro e,
consequentemente volumetria.
No entanto, este modelo também apresenta desvantagens, como a dificuldade
de aplicação de métodos de elevação artificial, apresentando como pré-requisito
para sua utilização que o poço seja surgente. Assim, sua utilização é mais
apropriada para reservatórios de gás e poços de vida reduzida.
Além disso, o canhoneio não conta com tanto poder de penetração quanto de
canhões do tipo TCP.
Numa análise de histórico de aplicação, o modelo de poço tubingless tem dado
seus primeiros passos no Brasil, com apenas 3 poços perfurados e completados na
Bacia do Parnaíba até abril de 2016, apesar de ter grande adoção nos Estados
Unidos, principalmente para poços de shale gas. Entretanto, dada as diversas
vantagens já citadas, a operadora da região já tornou o modelo de poço como
padrão para as atividades futuras.
O fato corrobora as evidências indicadas no trabalho. Podemos concluir que,
principalmente para campos de gás, a completação tubingless é a melhor
alternativa, visto sua facilidade operacional, otimização de tempo e menor custo
global.
A difusão do método depende da abertura da indústria de óleo e gás às
inovações do setor, visto que no âmbito operacional e financeiro, ele apresenta
muito mais aspectos positivos que negativos.
54
7. BIBLIOGRAFIA
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[Relatório]. - 2015.
Bellarby Jonathan Well Completion Design [Livro]. - Aberdeen, UK : Elsevier,
2009. - Vol. 56.
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Flatt H. J. Slim Hole Drilling Decreases Carter's Development Costs [Periódico] //
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1996. - p. 9.
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55
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W. Lake Larry Petroleum Engineering Handbook, Volume I [Livro]. - Colorado : SPE,
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Widyoko Bhayu [et al.] Optimizing the Development Concept of a Mature Gas Field
in Intensive Drilling Context: Tunu Field Case [Periódico] // SPE-122402-MS. -
2009. - p. 10.
56
ANEXO A
Memória de Cálculo – Custo dos Poços
COD_ITEM NOME_FORNECEDOR NOME_ITEM USD BRL
1. DTM & LOCAÇÃO
1.1. Serviços
1.1.1. Serviço de Preparação de Locação e Acesso
110101 Ten Engenharia Serviço de Preparação Onshore de Nova Locação - Daily Costs - (BRL/cada) 500.000
110102 Ten Engenharia Serviço de Preparação Onshore de Nova Locação - Fácil - (BRL/cada) 250.000
110103 Ten Engenharia Serviço de Preparação Onshore de Nova Locação - Médio - (BRL/cada) 650.000
110104 Ten Engenharia Serviço de Preparação Onshore de Nova Locação - Difícil - (BRL/cada) 1.200.000
110105 Ten Engenharia
1.1.2. Mobilização de Unidade de Perfuração
110201 Oil 126 126 - DTM entre 01-mai a 30-nov - Mesma Locação - 2 dias - ( BRL / trabalho ) 230.000
110202 Oil 126 126 - DTM entre 01-mai a 30-nov - Inferior a 30km - 3 dias - ( BRL / trabalho ) 450.000
110203 Oil 126 126 - DTM entre 01-mai a 30-nov - Entre 30km e 50km - 4 dias - ( BRL / trabalho ) 550.000
110204 Oil 126 126 - DTM entre 01-mai a 30-nov - Entre 50km e 80km - 5 dias - ( BRL / trabalho ) 650.000
110205 Oil 126 126 - DTM entre 01-mai a 30-nov - Entre 80km e 100km - 5 dias - ( BRL / trabalho ) 750.000
110206 Oil 126 126 - DTM entre 01-mai a 30-nov - Entre 100km e 150km - 6 dias - ( BRL / trabalho ) 800.000
110207 Oil 126 126 - DTM entre 01-mai a 30-nov - Entre 150km e 200km - 6 dias - ( BRL / trabalho ) 950.000
110208 Oil 126 126 - DTM entre 01-mai a 30-nov - Entre 200km e 250km - 8 dias - ( BRL / trabalho ) 1.100.000
110209 Oil 126 126 - DTM entre 01-mai a 30-nov - Entre 250km e 300km - 8 dias - ( BRL / trabalho ) 1.300.000
110210 Oil 126 126 - DTM entre 01-mai a 30-nov - Entre 300km e 350km - 10 dias - ( BRL / trabalho ) 1.500.000
110211 Oil 126 126 - DTM entre 01-mai a 30-nov - Entre 350km e 500km - 10 dias - ( BRL / trabalho ) 1.750.000
110212 Oil 126 126 - DTM entre 01-dez a 30-abr - Mesma Locação - 2 dias - ( BRL / trabalho ) 253.000
110213 Oil 126 126 - DTM entre 01-dez a 30-abr - Inferior a 30km - 3 dias - ( BRL / trabalho ) 495.000
110214 Oil 126 126 - DTM entre 01-dez a 30-abr - Entre 30km e 50km - 4 dias - ( BRL / trabalho ) 605.000
110215 Oil 126 126 - DTM entre 01-dez a 30-abr - Entre 50km e 80km - 5 dias - ( BRL / trabalho ) 715.000
110216 Oil 126 126 - DTM entre 01-dez a 30-abr - Entre 80km e 100km - 5 dias - ( BRL / trabalho ) 825.000
110217 Oil 126 126 - DTM entre 01-dez a 30-abr - Entre 100km e 150km - 6 dias - ( BRL / trabalho ) 880.000
110218 Oil 126 126 - DTM entre 01-dez a 30-abr - Entre 150km e 200km - 6 dias - ( BRL / trabalho ) 1.045.000
110219 Oil 126 126 - DTM entre 01-dez a 30-abr - Entre 200km e 250km - 8 dias - ( BRL / trabalho ) 1.210.000
110220 Oil 126 126 - DTM entre 01-dez a 30-abr - Entre 250km e 300km - 8 dias - ( BRL / trabalho ) 1.430.000
110221 Oil 126 126 - DTM entre 01-dez a 30-abr - Entre 300km e 350km - 10 dias - ( BRL / trabalho ) 1.650.000
110222 Oil 126 126 - DTM entre 01-dez a 30-abr - Entre 350km e 500km - 10 dias - ( BRL / trabalho ) 1.925.000
110223 Oil 126
2. ATIVIDADES DE POÇOS
2.1. Serviços
2.1.1. Unidade de Perfuração Terrestre - Afretamento
210101 Oil 126 126 - Taxa de Mobilização - ( USD / trabalho ) 500.000
210102 Oil 126 126 - Taxa de Desmobilização - ( USD / trabalho ) 350.000
210103 Oil 126 126 - Taxa de Operação - ( USD / hora ) 313
210104 Oil 126 126 - Taxa de Std. By - ( USD / hora ) 300
210105 Oil 126 126 - Taxa de Reparo - ( USD / hora ) 300
210106 Oil 126
2.1.2. Unidade de Perfuração Terrestre - Serviços
210201 Oil 126 126 - Taxa de Operação - ( BRL / hora ) 2.042
210202 Oil 126 126 - Taxa de Std. By - ( BRL / hora ) 1.960
210203 Oil 126 126 - Taxa de Reparo - ( BRL / hora ) 1.960
210204 Oil 126 126 - Fornecimento de Água (Caminhão) - ( BRL / m3 ) 45
210205 Oil 126 126 - Fornecimento de Água (Lençol d'água) - ( BRL / m3 ) 45
210206 Oil 126 126 - Fornecimento de Diesel Combustível - ( BRL / m3 ) 3.640
210207 Oil 126 126 - Taxa de Alimentação - excedente a 20 pessoas - ( BRL / dia x pessoa ) 154
210208 Oil 126 126 - Marooka Multi-uso 9 ton - ( BRL / hora ) 93
210209 Oil 126
2.1.3. Perfuração Direcional & Coluna
210501 Schlumberger SERVIÇO PERFURAÇÃO DIRECIONAL - Poço Monobore - (USD & BRL/operação) 54.300 443.450
210502 Schlumberger
2.1.4. Fluidos
210601 MI Swaco FLUIDO PERF. - Consumo Normal - Base Aquosa 12 1/4" - (BRL/m) 69
210602 MI Swaco FLUIDO PERF. - Consumo Normal - Base Não-Aquosa 8 1/2" - (USD & BRL/m) 107 249
210603 MI Swaco FLUIDO PERF. - Consumo Normal - Base Não-Aquosa 6 1/8" - (USD & BRL/m) 99 231
210604 MI Swaco FLUIDO COMPL. - Salmoura NaCl peso igual ou inferior a 9.9 ppg - (BRL/bbl) 121
210605 MI Swaco FLUIDO COMPL. - Parafina para Underbalance - (USD/bbl) 439
210606 MI Swaco EQUIPAM. Conjunto Secador de Cascalho - Taxa Operacional (USD & BRL/dia) 1.081 2.522
210607 MI Swaco EQUIPAM. Conjunto Secador de Cascalho - Taxa Aguardo (USD & BRL/dia) 757 1.766
210608 MI Swaco EQUIPAM. Centrífuga - Taxa Operacional (USD & BRL/dia) 360 841
210609 MI Swaco EQUIPAM. Centrífuga - Taxa Aguardo (USD & BRL/dia) 252 559
210610 MI Swaco EQUIPAM. Unidade de Filtração e Componentes - Taxa Operacional (USD/dia) 1.983
210611 MI Swaco PESSOAL Químico Especializado (USD/dia) 2.995
210612 MI Swaco PESSOAL Operador de Controle de Sólidos (USD/dia) 1.313
210613 MI Swaco PESSOAL Operador da Unidade de Filtração (USD/dia) 583
210614 MI Swaco
57
2.1.5. Cimentação de Poços
210701 Halliburton Unidade de Cimentação - Taxa Operacional (dia) 119.980
210702 Halliburton Batch Mixer 100 bbl - Taxa Operacional (dia) 23.039
210703 Halliburton Equipe de Cimentação (dia) 27.368
210704 Halliburton Tx Logística - Equipe de Cimentação (km) 43
210705 Halliburton Tx Logística - Unidade de Cimentação (km) 43
210706 Halliburton Tx Logística - Batch Mixer (km) 43
210707 Halliburton Tx Logística - Transporte do Cimento (ton*km) 8
210708 Halliburton Pasta Leve (12.5 - 13.5 ppg) - Sem aditivos (bbl) 216
210709 Halliburton Pasta Pesada (13.6 - 16.5 ppg) - (FL = N/A) (bbl) 540
210710 Halliburton Pasta Pesada (15.7 - 16.5 ppg) - (FL = 40 - 50) (bbl) 2.159
210711 Halliburton Espaçador + Surfactante + Solvente Mútuo (bbl) 2.619
210712 Halliburton Tanque 101 - 200bbl - (dia) 30.875
210713 Halliburton Mobilização Equipamentos (evento) 131.670
210714 Halliburton Desmobilização Equipamentos (evento) 131.670
210715 Halliburton
2.1.6. Completação
210801 Schlumberger PESSOAL - Supervisor de Completação - (BRL/dia) 8.100
210802 Schlumberger PESSOAL - Operador de Completação - (BRL/dia) 4.140
210803 Schlumberger PESSOAL Supervisor de PDG - (USD/dia) 2.250
210804 Schlumberger SERVIÇOS - Instalação Completação Inferior com Packer Quantum Revest. 7" - (USD/serviço) 79.512
210805 Schlumberger SERVIÇOS - Instalação Completação Superior em Revest. 7" (sem DHSV) - (USD/serviço) 63.248
210806 Schlumberger SERVIÇOS - Instalação de Válvula de Segurança - (USD/serviço) 208.800
210807 Schlumberger SERVIÇOS - WORKSHOP (Supervisor, Operator, Torque, Pressure test) (USD/serviço) 0
210808 Schlumberger CONDICIONAMENTO - KIT Condicionamento de Revestimento 7" - Diária Operação - (BRL/dia) 4.231
210809 Schlumberger CONDICIONAMENTO - PESSOAL - Operador Especializado de Ferramentas Condicionamento - (USD/dia) 4.131
210810 Schlumberger ONETRIP - Pessoal Completação - (USD/trabalho) 23.800
210811 Schlumberger ONETRIP - Alugueis + Transporte - (USD e BRL/trabalho) 1.400 21.040
210812 Schlumberger ONETRIP - Serviços de Completação Onetrip + instalaçao da DHSV - (USD/trabalho) 121.248
210813 Schlumberger ONETRIP - Instalação do PDG + pessoal - (USD/trabalho) 34.300
210814 Schlumberger TCP - PESSOAL Engenheiro - (BRL/dia) 5.539
210815 Schlumberger TCP - 4,5" HMX 4505 PJO BHF - Acessories - (BRL/corrida) 84.788
210816 Schlumberger TCP - 4,5" HMX 4505 PJO BHF - Depth Charge - (BRL/m) 137
210817 Schlumberger TCP - 4,5" HMX 4505 PJO BHF - Gun Length - (BRL/m) 13.965
210818 Schlumberger TCP - SXAR - (BRL/unid.) 311.059
210819 Schlumberger TCP - LSDS 3 1/2" - (BRL/unid.) 43.540
210820 Schlumberger TCP - Radioactive Marker - (BRL/unid.) 5.711
210821 Schlumberger TCP - SXAR+LSDS 3 1/2"+ Radiocative Marker - (BRL/conjunto) 360.310
210822 Schlumberger
210823 Weatherford MONOBORE - Mobilização Inicial dos Equipamentos - (R$/evento) 96.000
210824 Weatherford MONOBORE - Cesta de Equipamentos de 10m (limitado a 20 dias por mês) - (R$/dia) 149
210825 Weatherford MONOBORE - Supervisor de Completação - (R$/dia) 3.138
210826 Weatherford MONOBORE - Operador de Completação - (R$/dia) 2.238
210827 Weatherford MONOBORE - Serviço de Instalação e Preparação de Completação MonoBore - (R$/Operação) 163.642
210828 Weatherford
2.1.7. Perfilagem
210901 Schlumberger COMBO BÁSICO + REG. PRESSÃO (XPT) - Perfilagem sem limite de profundidade - (BRL/trabalho) 500.000
210902 Schlumberger COMBO BÁSICO + REG. PRESSÃO (XPT) - Registro de ponto adicional - (USD/ponto) 6.528
210903 Schlumberger AVALIAÇÃO CIMENTAÇÃO - CBL - VDL - Taxa Operacional - (USD/Operação) 105.936
210904 Schlumberger AVALIAÇÃO CIMENTAÇÃO - CBL - VDL USIT - Taxa Operacional - (USD/Operação) 132.420
210905 Schlumberger AVALIAÇÃO CIMENTAÇÃO - Taxa Operacional - (BRL/dia) 10.595
210906 Schlumberger AVALIAÇÃO CIMENTAÇÃO MONOBORE - Aluguel Cimentação Slimhole ‐ (USD/dia) 0
210907 Schlumberger AVALIAÇÃO CIMENTAÇÃO MONOBORE - Avaliação Cimentação Slimhole ‐ (USD/dia) 3.027
210908 Schlumberger AVALIAÇÃO CIMENTAÇÃO MONOBORE - Avaliação Cimentação Slimhole ‐ (USD/operação) 178.662
210909 Schlumberger CORRELAÇÃO PROFUNDIDADE - Ferramenta Correlação - Aluguel em Call Out - (USD/dia) 200
210910 Schlumberger CORRELAÇÃO PROFUNDIDADE - Perfilagem em qualquer profundidade de Poço - (USD/trabalho) 65.313
210911 Schlumberger EQUIPAMENTO DE PRESSÃO 10Kpsi Aluguel em Call Out (USD/dia) 826
210912 Schlumberger EQUIPAMENTO DE PRESSÃO 10Kpsi Instalação de equipamento de pressão (USD / instalação) 55.893
210913 Schlumberger EQUIPAMENTO DE PRESSÃO 10Kpsi Taxa de operação USD/descida 11.782
210914 Schlumberger CANHONEIO A CABO - Inclui 1 m - (USD/trabalho) 52.872
210915 Schlumberger CANHONEIO A CABO - Metro Adicional de Canhoneio a Cabo - (USD/m) 12.419
210916 Schlumberger CANHONEIO A CABO - Call Out - (USD/dia) 661
210917 Schlumberger CALL-OUT - Unidade de Perfilagem Adicional - (USD/unidade) 51.488
210918 Schlumberger CALL-OUT - Equipe de Perfilagem Adicional - (USD/dia) 3.027
210919 Schlumberger
2.1.8. Manuseio de Revestimento
2111001 Weatherford SERVIÇOS - Manutenção & Preservação dos Equipamentos do Conjunto - (BRL/conjunto) 2.407
2111002 Weatherford PESSOAL - Operador de Chave (BRL/dia) 2.409
2111003 Weatherford PESSOAL - Operador do Computador para Análise de Torque (BRL/dia) 3.636
2111004 Weatherford PESSOAL - Supervisor de Operação (BRL/dia) 4.055
2111005 Weatherford MOBILIZAÇÃO Equipamento Base Mossoro X Base PGN (BRL/cada) 22.740
2111006 Weatherford
2.1.9. MudLogging
211301 Geowellex Taxa Mob/Demob. - única por bacia sedimentar / por Unidade - (BRL/cada) 15.000
211302 Geowellex Serviço MudLogging e Acompanhamento Geológico - Operando / por Unidade - (BRL/dia) 5.400
211303 Geowellex Serviço MudLogging e Acompanhamento Geológico - Não operando ou DTM / por Unidade - (BRL/dia) 2.700
211304 Geowellex
2.1.10. Brocas - Serviço de Custo Métrico
211501 Smith SERVIÇO DE BROCAS - Custo Métrico - (USD/m) 36
211502 Smith
2.1.11. Gerenciamento de Resíduos
211601 Ecotrade Gerenciamento Mensal de Resíduos - ( BRL / dia ) 1.900
211602 Ecotrade Destinação de Residuo Solido - ( BRL / ton ) 700
211603 Ecotrade Destinação de Residuo Liquido - ( BRL / m3 ) 393
211604 Ecotrade Sugador Extra - ( BRL / dia ) 1.156
211605 Ecotrade
58
2.1.12. Telecomunicação
211701 Telespazio Telespazio Serviços de Comunicação (BRL / link x mês) 0 13.893
211702 Telespazio
2.1.13. Disponibilidades e Logística de Ferramentas Especiais de Poço
211801 Orion COLUNA 3 1/2" - Aluguel de Coluna + Acessórios Manuseio - Disponibilidade Mensal - (BRL/mês) 95.962
211802 Orion
211803 Schlumberger DIRECIONAL - Taxa Mensal Transporte de Kits Por Sonda (01 Sonda Operando) - (USD/mês) 29.000
211804 Schlumberger PERFILAGEM - Aluguel Mensal das Ferramentas de Amostragem de Fluido (USD/mês) 34.408
211805 Schlumberger TESTE - Disponibilidade de Unidade de Slickline - (USD/mês) 66.417
211806 Schlumberger Cabine and spooling Unit (USD/mês) 22.500
211807 Schlumberger COND. REVEST. - Kit 7" - Disponibilidade Mensal - (BRL/mês) 21.157
211808 Schlumberger
211809 Smith PESCARIA - Kit Disponibilidade Mensal CONVENCIONAL - (BRL/mês) 23.472
211810 Smith PESCARIA - Kit Disponibilidade Mensal MONOBORE - (BRL/mês) 26.885
211811 Smith
211812 Weatherford EQUIPAMENTOS - Conjunto para Torque e Manuseio Revestimento 3 1/2" e 4 1/2" - (BRL/mês) 76.262
211813 Weatherford
2.2. Estoque
2.2.1. Brocas de Estoque
220101 Smith 8 1/2" MSi813LWUEBPX - BY0541 - (BRL/unid.) 102.061
220102 Smith 8 1/2" MSi813LWUEBPX - BY0544 - (BRL/unid.) 102.061
220103 Smith 8 1/2" MSi813LWUEBPX - BY0891 - (BRL/unid.) 102.061
220104 Smith 8 1/2" MSi813LWUEBPX - BY0905 - (BRL/unid.) 218.976
220105 Smith 8 1/2" MSi813LWUEBPX - BY0908 - (BRL/unid.) 218.976
220106 Smith 6 1/8" Z613 StingBlade - (USD/unid.) 54.000
220107 Smith 6 1/8" Central Stinger (USD/unid.) 41.000
220108 Smith 12 1/4" (USD/unid.) 80.000
220109 Smith
2.2.2. Tubos de Revestimento
220201 Vallourec Tubo Condutor - (USD/junta) 500
220203 Vallourec Revestimento 9 5/8" 36 lb/ft K55 rosca Buttress - (R$/m) 349
220204 Vallourec Revestimento 9 5/8" 43,5 lb/ft N80 rosca Buttress - (R$/m) 456
220206 Vallourec Revestimento 7" 26 lb/ft K55 rosca Buttress - (R$/m) 263
220207 Vallourec Revestimento OGPar 7" 29 lb/ft P110 rosca VamTop - (R$/cada) 1.186
220208 Vallourec Tubing 3 1/2" - 9,2 lb/ft L80 rosca VamTop - (R$/m) 182
220209 Vallourec PupJoint 2ft - Tubing 3 1/2" 9,2lb/ft L80 rosca Premium - (R$/cada) 1.981
220210 Vallourec PupJoint 4ft - Tubing 3 1/2" 9,2lb/ft L80 rosca Premium - (R$/cada) 2.015
220211 Vallourec PupJoint 6ft - Tubing 3 1/2" 9,2lb/ft L80 rosca Premium - (R$/cada) 2.037
220212 Vallourec PupJoint 10ft - Tubing 3 1/2" 9,2lb/ft L80 rosca Premium - (R$/cada) 2.081
220213 Vallourec PupJoint 6ft - Revestimento 7" 26lb/ft K55 rosca Buttress - (R$/cada) 2.701
220214 Vallourec PupJoint 10ft - Revestimento 7" 26lb/ft K55 rosca Buttress - (R$/cada) 2.759
220215 Vallourec
2.2.3. Acessórios de Revestimento
220301 Halliburton Stop Collar de 7" - (BRL/cada) 127
220302 Halliburton Stop Collar de 9 5/8" - (BRL/cada) 225
220303 Halliburton Centralizador Centek 7" x 8 1/2" - (BRL/cada) 472
220304 Halliburton Centralizador Centek 9 5/8" x 12 1/4" - (BRL/cada) 695
220305 Halliburton Sapata Fill-Up 9 5/8" - 36 lb/ft - K55 J55 - Buttress - (BRL/cada) 2.926
220306 Halliburton Sapata Fill-Up 9 5/8" - 43,5 lb/ft - N80 L80 - Buttress - (BRL/cada) 4.576
220307 Halliburton Collar Fill-Up 9 5/8" - 36 lb/ft - K55 J55 - Buttress - (BRL/cada) 4.941
220308 Halliburton Collar Fill-Up 9 5/8" - 43,5 lb/ft - N80 L80 - Buttress - (BRL/cada) 6.591
220309 Halliburton Sapata Flutuante 7" - 26 lb/ft - K55 J55 - Vam Top - (BRL/cada) 5.972
220310 Halliburton Sapata Fill-Up 7" - 26 lb/ft - K55 J55 - Buttress - (BRL/cada) 3.386
220311 Halliburton Collar Flutuante 7" - 26 lb/ft - K55 J55 - Vam Top - (BRL/cada) 7.070
220312 Halliburton Collar Fill-Up 7" - 26 lb/ft - K55 J55 - Buttress - (BRL/cada) 3.661
220313 Halliburton Plug Topo Cimentação 9 5/8" - 36 a 47 lb/ft - (BRL/cada) 863
220314 Halliburton Plug Topo Cimentação 7" - 20 a 32 lb/ft - (BRL/cada) 997
220315 Halliburton Plug Fundo Cimentação 9 5/8" - 36 a 47 lb/ft - (BRL/cada) 899
220316 Halliburton Plug Fundo Cimentação 7" - 20 a 32 lb/ft - (BRL/cada) 997
220317 Halliburton
220318 Weatherford Colar Flutuante 7" P110 VamTop 32 lb/ft - (R$/cada) 7.952
220319 Weatherford Sapata Flutuante 7" P110 VamTop 32 lb/ft - (R$/cada) 5.301
220320 Weatherford Plug Topo 7" - (R$/cada) 480
220321 Weatherford Plug Fundo 7" - (R$/cada) 509
220322 Weatherford Float Collar 3 1/2", model 402H, Vam Top, 9.2 ppf - (R$/cada) 13.499
220323 Weatherford Float Shoe 3 1/2", model 303H with SideJet, Vam Top, 9.2 ppf - (R$/cada) 17.967
220324 Weatherford Wiper Plug, Top 3.500 STD PUR - (R$/cada) 799
220325 Weatherford Wiper Plug, Bottom 3.500 STD 400 PSI Shear PUR - (R$/cada) 902
220326 Weatherford
2.2.4. Conjunto Cabeça de Poço
220401 Cameron Árvore de Natal 3.1/8" 5000psi - ( BRL / unid. ) 161.846
220402 Cameron Suspensor de Produção 11" X 3.1/2" VamTop - ( BRL / unid. ) 16.591
220403 Cameron Conjunto Cabeça de Produção 11" X 11" 5000psi - 2 VAL GAV 2.1/16" - ( BRL / unid. ) 47.166
220404 Cameron Adaptador de Cabeça de Produção 11" X 3.1/8" 5000psi - ( BRL / unid. ) 34.176
220405 Cameron Two Way Check 3.1/2" - ( BRL / unid. ) 6.103
220406 Cameron Conjunto Cabeça Revestimento 11" X 9.5/8" 5000psi Slip Lock 2 VG 2.1/16" - ( BRL / unid. ) 48.809
220407 Cameron Suspensor de Revestimento 11" X 7" - ( BRL / unid. ) 6.228
220408 Cameron Bucha de Desgaste 11" - ( BRL / unid. ) 11.386
220409 Cameron Test Plug - ( BRL / unid. ) 27.145
220410 Cameron Adaptador A4 13.5/8" X 11" 5000psi - ( BRL / unid. ) 19.392
220411 Cameron
59
2.2.5. Equipamentos de Completação e Avaliação
220501 Schlumberger PRODUTO - DHSV 3 1/2" TRMAXX-5E - (USD/unid.) 42.978
220502 Schlumberger PRODUTO - Sliding Sleeve 3 1/2" CS(X)-1U, 2.812 - (USD/unid.) 21.284
220503 Schlumberger PRODUTO - No-Go Locator 4x 2.949 x 41 - (USD/unid.) 6.091
220504 Schlumberger PRODUTO - Half Mule Shoe 4x 3.030 x 5 - (USD/unid.) 2.237
220505 Schlumberger PRODUTO - Quantum Packer 4" x 7" (26-29) - (USD/unid.) 19.166
220506 Schlumberger PRODUTO - Crossover Stub Acme x 3 1/2" Vam Top - (USD/unid.) 3.657
220507 Schlumberger PRODUTO - Landing Nipple 2.812, 3 1/2"CAMXN - (USD/unid.) 6.667
220508 Schlumberger PRODUTO - Pup Joint 3 1/2" 9.2 lb/ft 4 ft L80 - (USD/unid.) 2.251
220509 Schlumberger PRODUTO - Flow Coupling 3 1/2" 9.2 lb/ft 4 ft L80 - (USD/unid.) 3.226
220510 Schlumberger PRODUTO - Seal Unit 4 x 3.030 x 18 - (USD/unid.) 2.211
220511 Schlumberger PRODUTO - Millout Extension 7" x 4.5" - (USD/unid.) 7.187
220521 Schlumberger PRODUTO - PDG Completo - (USD/unid.) 130.354
220522 Schlumberger PRODUTO - Completação INFERIOR Completa (USD/Produtos) 36.678
220523 Schlumberger PRODUTO - Completação SUPERIOR Completa (USD/Produtos) 101.349
220524 Schlumberger ONETRIP - Modulado de completação + packer HHL - (USD/trabalho) 90.671
220528 Schlumberger
220529 Weatherford MONOBORE - 3-1/2" Válvula de Segurança Modelo OptiMax- AutoEqualizável, Full Cement Thru, perfil 2.812", 9CR, Vam Top BxP - (R$/Unidade) 65.273
220530 Weatherford MONOBORE - 3-1/2" Flow coupling 9,2# Vam top box x pin -L80 - 4 pés - (R$/Unidade) 6.227
220531 Weatherford MONOBORE - Nipple de Assentamento WX 2.812", 3-1/2" Vam Top - (R$/Unidade) 3.758
220532 Weatherford MONOBORE - Trava para Perfil para Nipple WX 2,812"; Pescoço de pescaria cônico; 5Kpsi; 4140 - (R$/Unidade) 11.444
220533 Weatherford MONOBORE - 3-1/2" Tubo Curto 9.2# Vam Top BxP, 4ft - L80 - (R$/Unidade) 2.969
220534 Weatherford MONOBORE - 3-1/2" Bow Spring Centralizer (Flexível) - (R$/Unidade) 375
220535 Weatherford MONOBORE - 3-1/2" Spiraglider Centralizer (Rígido) - (R$/Unidade) 556
220536 Weatherford MONOBORE - 3-1/2" Stop Collar para item 6 ou 7 - (R$/Unidade) 137
220537 Weatherford MONOBORE - Float Collar 3 1/2", model 402H, Vam Top, 9.2 ppf - (R$/Unidade) 15.023
220538 Weatherford MONOBORE - Float Shoe 3 1/2", model 323HD with SideJet, Vam Top, 9.2 ppf - (R$/Unidade) 19.934
220539 Weatherford MONOBORE - Wiper Plug, Top 3.500 STD PUR - (R$/Unidade) 1.056
220540 Weatherford MONOBORE - Wiper Plug, Bottom 3.500 STD 400 PSI Shear PUR - (R$/Unidade) 1.199
220552 Weatherford