APLICABILIDADE DOS DIFERENTES TIPOS DE COMPLETAÇÃO EM POÇOS TERRESTRES PRODUTORES DE GÁS NA BACIA DO PARNAÍBA

Transcrição

1 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

2

3 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, VII,59 p: il, 29,7 cm. Orientador: Ilson Paranhos Pasqualino Projeto de Graduação UFRJ / Escola Politécnica / Curso de Engenharia de Petróleo, Referências Bibliográficas: p 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. i

4 Às nossas famílias, que sempre estiveram ao nosso lado, nos apoiando e incentivando nesta caminhada. Vocês são tudo em nossa vida. ii

5 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. iii

6 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. iv

7 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. v

8 SUMÁRIO LISTA DE FIGURAS... viii LISTA DE TABELAS... x LISTA DE ABREVIATURAS... xi 1. INTRODUÇÃO REVISÃO BIBLIOGRÁFICA COMPLETAÇÃO DE POÇOS TIPOS DE COMPLETAÇÃO COMPLETAÇÃO A POÇO ABERTO COMPLETAÇÃO COM LINER RASGADO OU CANHONEADO COMPLETAÇÃO A POÇO REVESTIDO EQUIPAMENTOS DA COLUNA DE COMPLETAÇÃO PACKER DE PRODUÇÃO VÁLVULA DE SEGURANÇA DE SUBSUPERFÍCIE (DHSV) CAMISA DESLIZANTE NIPPLE DE ASSENTAMENTO JUNTA TELESCÓPICA VÁLVULA DE RETENÇÃO ÁRVORE DE NATAL E SUSPENSOR DE PRODUÇÃO CANHONEIO TCP (TUBING CONVEYED PERFORATING) A CABO ESTUDO DE CASO CARACTERÍSTICAS DA BACIA PREMISSAS POÇO A: COMPLETAÇÃO CONVENCIONAL DUAL-TRIP vi

9 SEQUÊNCIA OPERACIONAL ANÁLISE ECONÔMICA POÇO B: COMPLETAÇÃO A POÇO ABERTO SEQUÊNCIA OPERACIONAL ANÁLISE ECONÔMICA POÇO C: COMPLETAÇÃO TUBINGLESS SEQUÊNCIA OPERACIONAL ANÁLISE ECONÔMICA RESULTADOS CONCLUSÃO BIBLIOGRAFIA ANEXO A vii

10 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 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 Figura 3.4: Esquemático genérico de uma coluna de completação - COP superior e inferior Figura 3.5: Esquemático de completação tubingless Figura 3.6: Diagrama esquemático de um packer Figura 3.7: Esquemático de uma DHSV controlada hidraulicamente Figura 3.8: Esquemático de uma camisa deslizante Figura 3.9: Esquemático dos nipples tipo F e R (seletivo e não seletivo, respectivamente) Figura 3.10: Esquemático da árvore de natal convencional (ANC) Figura 3.11: Esquemático do canhão tipo TCP Figura 4.1: Esquemático da litologia dos poços da região da Bacia do Parnaíba Figura 4.2: Curva profundidade x tempo da perfuração e completação convencional viii

11 Figura 4.3: Curva profundidade x tempo da perfuração e completação a poço aberto Figura 4.4: Curva profundidade x tempo da perfuração e completação tubingless Figura 5.1: Esquemático final de completação do Poço A Convencional Figura 5.2: Esquemático final de completação do Poço B Poço Aberto Figura 5.3: Esquemático final de completação do Poço C Tubingless Figura 6.1: Comparação dos custos operacionais dos diferentes tipos de completação ix

12 LISTA DE TABELAS Tabela 4.1: Resumo das operações de um poço com completação convencional Tabela 4.2: Análise financeira de um poço com completação convencional Tabela 4.3: Resumo das operações de um poço com completação a poço aberto Tabela 4.4: Análise financeira de um poço com completação a poço aberto Tabela 4.5: Resumo das operações de um poço com completação tubingless 45 Tabela 4.6: Análise Financeira de um Poço com Completação Tubingless Tabela 5.1: Resumo do tempo operacional e custo total de construção dos tipos de poços x

13 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 CO 2 : 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 H 2 S: 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 xi

14 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. 1

15 A Figura 1.2 indica a evolução da produção de gás nacional de 2008 até 2015, evidenciando o aumento cada vez maior desta. 240,000,000 Produção Nacional de Gás (bep/ano) 220,000, ,000, ,000, ,000, ,000, ,000, ,000, 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. 2

16 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. 3

17 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 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 m e m e pressão de reservatório de 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 psi, presença de H 2 S, e psi de pressão de fundo são algumas das características citadas. O histórico de poços, compilado até 2011, indica que mais de 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 CO 2 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 m e m) e HPHT (Alta Pressão e Alta Temperatura High Pressure High Temperature) no Campo de Fandango, Texas. Pressões de 4

18 fundo chegando a psi e temperaturas de 250 C, presença de CO 2 e H 2 S não foram impedimento para a aplicação do tubingless, que contou com mais de 200 poços perfurados desde 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 m a 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 metros consistiam num desafio que foi ultrapassado pela operadora, além do risco de gás superficial e presença de CO 2. 5

19 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 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 6

20 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. 7

21 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 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. 8

22 Figura 3.2: Esquemático de completação de poço totalmente aberto e poço aberto com telas de controle de areia/gravel pack 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 9

23 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 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 10

24 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 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. 11

25 DHSV 3 ½ PDG Camisa de Circulação de 3 ½ Packer 7 Rev. 7 Ferramenta de Liberação Canhão TCP 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. 12

26 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 13

27 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. 14

28 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 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. 15

29 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 16

30 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 17

31 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 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. 18

32 Figura 3.8: Esquemático de uma camisa deslizante 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). 19

33 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) 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 20

34 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) 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 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. 21

35 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 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) 22

36 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 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 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. 23

37 Figura 3.11: Esquemático do canhão tipo TCP 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. 24

38 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 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. 25

39 4.1. CARACTERÍSTICAS DA BACIA A Bacia do Parnaíba é uma bacia paleozóica intracratônica, com 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 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. 26

40 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. 27

41 Com a criação da Petrobras, em 1953, teve início a fase 2, que se estendeu até 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 Ela contou com trabalhos de sísmica de reflexão, contratos de riscos, 7 poços perfurados, e teve fim em Foi neste ano que a quarta fase se iniciou, durando mais 6 anos, até 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 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). 28

42 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 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 POÇO A: COMPLETAÇÃO CONVENCIONAL DUAL-TRIP 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. 29

43 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 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. 30

44 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. 31

45 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

46 t prog. (h) t acum. (h) t acum. (d) Profundiade (m) 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. 0 Perfuração + Completação - Convencional Perfuração Completação ,000 1,200 1,400 Profundiade (metros) 1,600 1, Tempo (dias) Figura 4.2: Curva profundidade x tempo da perfuração e completação convencional Atividade Início do poço 0,0 0,0 0,00 0 Perfurar até 490 m 40 40,0 1, Circular 1 41,0 1, Retirar coluna e quebrar BHA 12 1/4" 5 46,0 1, Preparar para descida de revestimento de 9 5/8" 1,5 47,5 1, Descer revestimento de 9 5/8" 4 51,5 2,

47 Cimentar revestimento de 9 5/8" 2,5 54,0 2, Limpar ante-poço, retirar flowline e cortar condutor 3 57,0 2, Cortar, biselar revestimento 9 5/8" e instalar cabeça de revestimento 2 59,0 2, Instalar e testar ESCP 8 67,0 2, Montar BHA 8 1/2" de descer até topo do cimento 4 71,0 2, Testar revestimento, cortar cimento e trocar fluido 4 75,0 3, Perfurar 3 m e realizar FIT 1 76,0 3, Perfurar de 490 m até 1350 m - Topo do diabásio 95,0 171,0 7, Perfurar de 1350 m até 1500 m - Base do diabásio ,0 9, Perfurar de 1500 m até 1700 m - Base do diabásio ,0 10, Circular 2,5 256,5 10, Retirar coluna e quebrar BHA 8 1/2" ,5 11, Montar circo de perfilagem 4 272,5 11, Perfilar (1ª corrida AIT/PEX/DSI) 8 280,5 11, Perfilar (2ª corrida MDT) ,5 12, Desmontar circo de perfilagem 1,5 292,0 12, Recuperar bucha de desgaste, trocar gavetas e testar 1,5 293,5 12, Preparar para descida de revestimento de 7" 1,5 295,0 12, Descer revestimento de 7" ,0 12, Circular, cimentar revestimento de 7" e aguardar pega ,0 13, Liberar BOP e ancorar revestimento de 7" 2,5 330,5 13, Cortar, biselar revestimento 7" e instalar cabeça de produção 1,5 332,0 13, Reinstalar BOP, trocar gavetas e testar 8 340,0 14, Realizar perfilagem de avaliação de cimentação 5,5 345,5 14, Testar rev e preparar para descer COP inf 4,5 350,0 14, Descer COP inf até profundidade de assentamento do packer 16,5 366,5 15, Realizar correlação, assentar packer e recuperar esfera 7,5 374,0 15, Retirar coluna de trabalho. Recuperar bucha ,0 16, Preparar para descer COP sup 3,5 387,5 16, Descer COP sup até profundidade do packer ,5 16, Realizar balanceio, transformar salmoura em packer fluid e parafina. Alojar tubing hanger 13,5 420,0 17, Retirar bell nipple e flow line. Liberar BOP 6 426,0 17, Terminar instalação do tubing hanger e instalar adapter 6,5 432,5 18, Tabela 4.1: Resumo das operações de um poço com completação convencional 34

48 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$ ,00 e R$ ,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): 35

49 Análise Financeira Custo Poço Convencional Perfuração + Completação Sonda Terrestre - 18 dias Operacionais Dias DTM 4,00 Dias Oper. 18,00 Tx. Câmbio R$ 4,0000 $$ Valor original de Composição USD / R$ $$ Valor consolidado em USD, segundo o câmbio USD R$ $$ Valor consolidado em BRL, segundo o câmbio DTM & LOCAÇÃO 1.1. Serviços Serviço de P reparação de Lo cação e A cesso M o bilização de Unidade de P erfuração USD 0 R $ USD 0 R $ USD 0 R$ ATIVIDADES DE POÇO 2.1. Serviços Unidade de P erfuração T errestre - A fretamento Unidade de P erfuração T errestre - Serviço s P erfuração D irecio nal & C o luna F luido s C imentação de P o ço s C o mpletação P erfilagem M anuseio de R evestimento M o nito ramento - M udlo gging B ro cas - Serviço de C usto M étrico Gerenciamento de R esí duo s T eleco municação D ispo nibilidades e Lo gí stica de F erramentas Especiais de P o ço USD R $ 0 USD 0 R $ USD R $ USD R $ USD 0 R $ USD R $ USD 0 R $ USD 0 R $ USD 0 R $ USD R $ 0 USD 0 R $ USD 0 R $ USD R $ USD R$ Estoque B ro cas de Esto que T ubo s de R evestimento A cessó rio s de R evestimento C o njunto C abeça de P o ço Equipamento s de C o mpletação & A valiação USD R $ 0 USD 500 R $ USD 0 R $ USD 0 R $ USD R $ 0 USD R$ Tabela 4.2: Análise financeira de um poço com completação convencional 36

50 4.4. POÇO B: COMPLETAÇÃO A POÇO ABERTO 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 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 37

51 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. 38

52 t prog. (h) t acum. (h) t acum. (d) Profundiade (m) Perfuração + Completação - Barefoot Perfuração Completação ,000 1,200 1,400 Profundiade (metros) 1,600 1, Tempo (dias) Figura 4.3: Curva profundidade x tempo da perfuração e completação a poço aberto Atividade Início do poço 0,0 0,0 0,00 0 Perfurar até 490 m 40,0 40,0 1, Circular 1,0 41,0 1, Retirar coluna e quebrar BHA 12 1/4" 5,0 46,0 1, Preparar para descida de revestimento de 9 5/8" 1,5 47,5 1, Descer revestimento de 9 5/8" 4,0 51,5 2, Cimentar revestimento de 9 5/8" 2,5 54,0 2, Limpar ante-poço, retirar flowline e cortar condutor 3,0 57,0 2, Cortar, biselar revestimento 9 5/8" e instalar cabeça de revestimento 2,0 59,0 2, Instalar e testar ESCP 8,0 67,0 2, Montar BHA 8 1/2" de descer até topo do cimento 4,0 71,0 2, Testar revestimento, cortar cimento e trocar fluido 4,0 75,0 3, Perfurar 3 m e realizar FIT 1,0 76,0 3,

53 Perfurar de 490 m até 1350 m - Topo do diabásio 95,0 171,0 7, Perfurar de 1350 m até 1500 m - Base do diabásio 50,0 221,0 9, Circular 2,0 223,0 9, Retirar coluna e quebrar BHA 8 1/2" 12,0 235,0 9, Recuper bucha de desgaste e preparar para descida de revestimento de 7" 2,0 237,0 9, Descer revestimento de 7" 12,0 249,0 10, Circular, cimentar revestimento de 7" e aguardar pega 20,0 269,0 11, Liberar BOP e ancorar revestimento de 7" 2,5 271,5 11, Cortar, biselar revestimento 7" e instalar cabeça de produção 1,5 273,0 11, Reinstalar BOP, trocar gavetas e testar. Reinstalar bucha 9,0 282,0 11, Montar BHA 6 1/8" e descer até topo do cimento 10,0 292,0 12, Testar revestimento e cortar cimento e acessórios 8,0 300,0 12, Perfurar de 1500 m até 1700 m - profundidade final 33,0 333,0 13, Circular 2,5 335,5 13, Substituir fluido de perfuração por salmoura 4,0 339,5 14, Retirar coluna e quebrar BHA 6 1/8" 10,0 349,5 14, Montar circo de perfilagem 4,0 353,5 14, Perfilar (1ª corrida AIT/PEX/DSI) 8,0 361,5 15, Perfilar (2ª corrida MDT) 10,0 371,5 15, Desmontar circo de perfilagem 1,5 373,0 15, Testar rev e preparar para descer COP inf 4,5 377,5 15, Descer COP inf até profundidade de assentamento do packer 16,5 394,0 16, Realizar correlação, assentar packer e recuperar esfera 7,5 401,5 16, Retirar coluna de trabalho. Recuperar bucha 10,0 411,5 17, Preparar para descer COP sup 3,5 415,0 17, Descer COP sup até profundidade do packer 19,0 434,0 18, Realizar balanceio, bombear packer fluid e parafina. Alojar tubing hanger 13,5 447,5 18, Retirar bell nipple e flow line. Liberar BOP 6,0 453,5 18, Terminar instalação do tubing hanger e instalar adapter 6,5 460,0 19, Tabela 4.3: Resumo das operações de um poço com completação a poço aberto 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): 40

54 Análise Financeira Custo Poço Barefoot Perfuração + Completação Sonda Terrestre - 19 dias Operacionais Dias DTM 4,00 Dias Oper. 19,00 Tx. Câmbio R$ 4,0000 $$ Valor original de Composição USD / R$ $$ Valor consolidado em USD, segundo o câmbio USD R$ $$ Valor consolidado em BRL, segundo o câmbio DTM & LOCAÇÃO 1.1. Serviços Serviço de P reparação de Lo cação e A cesso M o bilização de Unidade de P erfuração USD 0 R $ USD 0 R $ USD 0 R$ ATIVIDADES DE POÇO 2.1. Serviços Unidade de P erfuração T errestre - A fretamento Unidade de P erfuração T errestre - Serviço s P erfuração D irecio nal & C o luna F luido s C imentação de P o ço s C o mpletação P erfilagem M anuseio de R evestimento M o nito ramento - M udlo gging B ro cas - Serviço de C usto M étrico Gerenciamento de R esí duo s T eleco municação D ispo nibilidades e Lo gí stica de F erramentas Especiais de P o ço USD R $ 0 USD 0 R $ USD R $ USD R $ USD 0 R $ USD R $ USD 0 R $ USD 0 R $ USD 0 R $ USD R $ 0 USD 0 R $ USD 0 R $ USD R $ USD R$ Estoque B ro cas de Esto que T ubo s de R evestimento A cessó rio s de R evestimento C o njunto C abeça de P o ço Equipamento s de C o mpletação & A valiação USD R $ 0 USD 500 R $ USD 0 R $ USD 0 R $ USD R $ 0 USD R$ Tabela 4.4: Análise financeira de um poço com completação a poço aberto 41

55 4.5. POÇO C: COMPLETAÇÃO TUBINGLESS 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. 42

56 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. 43

57 t prog. (h) t acum. (h) t acum. (d) Profundiade (m) Perfuração + Completação - Convencional Perfuração Completação ,000 1,200 1,400 1,600 Profundiade (metros) 1, Tempo (dias) Figura 4.4: Curva profundidade x tempo da perfuração e completação tubingless Atividade Início do poço 0,0 0,0 0,00 0 Perfurar até 490 m 40 40,0 1, Circular 1 41,0 1, Retirar coluna e quebrar BHA 12 1/4" 5 46,0 1, Preparar para descida de revestimento de 9 5/8" 1,5 47,5 1, Descer revestimento de 9 5/8" 4 51,5 2, Cimentar revestimento de 9 5/8" 3 54,5 2, Cortar, biselar revestimento 9 5/8" e instalar cabeça de revestimento e de produção 2 56,5 2, Instalar e testar ESCP e instalar bucha de desgaste 8 64,5 2, Montar BHA 6 1/8" de descer até topo do cimento 6,5 71,0 2, Testar revestimento, cortar cimento e trocar fluido 4 75,0 3, Perfurar 3 m e realizar FIT 1 76,0 3, Perfurar de 490 m até 1350 m - Topo do diabásio 95,0 171,0 7,

58 Perfurar de 1350 m até 1500 m - Base do diabásio ,0 9, Perfurar de 1500 m até 1700 m - Base do diabásio ,0 10, Circular 2,5 256,5 10, Retirar coluna e quebrar BHA 6 1/8" ,5 11, Montar circo de perfilagem 4 271,5 11, Perfilar (1ª corrida AIT/PEX/DSI) 8 279,5 11, Perfilar (2ª corrida MDT) ,5 12, Desmontar circo de perfilagem 1,5 291,0 12, Recuperar bucha de desgaste 0,5 291,5 12, Preparar para descida de revestimento/coluna de produção de 3 1/2" 2,5 294,0 12, Descer revestimento/coluna de produção de 3 1/2" e instalar DHSV ,0 13, Circular, cimentar revestimento/coluna de produção de 3 1/2" e aguardar pega ,0 14, Liberar BOP, instalar adapter e ANC 2,5 338,5 14, Tabela 4.5: Resumo das operações de um poço com completação tubingless ANÁLISE ECONÔMICA Seguindo o preposto definido no item 4.3.2, o poço tubingless tem a seguinte distribuição de custos (Tabela 4.6): 45

59 Análise Financeira Custo Poço Monobore Perfuração + Completação Sonda Terrestre - 14 dias Operacionais Dias DTM 4,00 Dias Oper. 14,00 Tx. Câmbio R$ 4,0000 $$ Valor original de Composição USD / R$ $$ Valor consolidado em USD, segundo o câmbio USD R$ $$ Valor consolidado em BRL, segundo o câmbio DTM & LOCAÇÃO 1.1. Serviços Serviço de P reparação de Lo cação e A cesso M o bilização de Unidade de P erfuração USD 0 R $ USD 0 R $ USD 0 R$ ATIVIDADES DE POÇO 2.1. Serviços Unidade de P erfuração T errestre - A fretamento Unidade de P erfuração T errestre - Serviço s P erfuração D irecio nal & C o luna F luido s C imentação de P o ço s C o mpletação P erfilagem M anuseio de R evestimento M o nito ramento - M udlo gging B ro cas - Serviço de C usto M étrico Gerenciamento de R esí duo s T eleco municação D ispo nibilidades e Lo gí stica de F erramentas Especiais de P o ço USD R $ 0 USD 0 R $ USD R $ USD R $ USD 0 R $ USD 0 R $ USD 0 R $ USD 0 R $ USD 0 R $ USD 0 R $ 0 USD 0 R $ USD 0 R $ USD R $ USD R$ Estoque B ro cas de Esto que T ubo s de R evestimento A cessó rio s de R evestimento C o njunto C abeça de P o ço Equipamento s de C o mpletação & A valiação USD R $ 0 USD 500 R $ USD 0 R $ USD 0 R $ USD 0 R $ USD R$ Tabela 4.6: Análise Financeira de um Poço com Completação Tubingless. 46

60 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) Poço 8 1/2" a 1700 m MD/TVD Revestimento de 7" 26 lb/pé K-55 BTC a 1690 m MD/TVD Colar flutuante 7" a 1650 m MD/TVD Peixe do canhão Profundidade da coluna aberta - Tubbing m INTERVALO DE PRODUÇÃO: Topo: 1390 m (MD/TVD Base: 1410m (MD/TVD) Nipple de Assentamento m Pasta principal da cimentação do revestimento de 7" : Topo: 1280 m MD/TVD Base: 1690 m MD/TVD Peso: 16,5 ppg Packer de Produção 1320 m MD/TVD Camisa Deslizante m. Pasta leve de cimentação do revestimento de 7" : Topo: 900 m MD/TVD Base: 1280 m MD/TVD Peso: 13,0 ppg PACKER FLUID 9,9 ppg PACKER FLUIID 9,9 ppg Revestimento de 9 5/8" 43,5 lb/pé N-80 BTC a 490 m MD/TVD Pasta principal de cimentação do revestimento de 9 5/8": Topo: 440 m MD/TVD Base: 490 m MD/TVD Peso: 15,6 ppg DHSV 3-1/2" a 30 m MD/TVD Pasta leve de cimentação do revestimento de 9 5/8": Topo: Superficie Base: 440 m MD/TVD Peso: 12,5 ppg Condutor de 20" de 6 m a 11 m MD/TVD Cabeça de Poço: Árvore de Natal 3 1/8" 5K psi; Adaptador de Produção 3 1/8" x 11" 5K psi 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 Figura 5.1: Esquemático final de completação do Poço A Convencional 47

61 -1700 Poço Aberto 6 1/8" a 1700 m MD/TVD Fluido Sintético 10,1 ppg Nipple de Assentamento m Profundidade da coluna aberta - Tubbing m Pasta principal da cimentação do revestimento de 7" : Topo: 1230 m MD/TVD Base: 1380 m MD/TVD Peso: 16,5 ppg Revestimento de 7" 26 lb/pé K-55 BTC a 1380 m MD/TVD Packer de Produção 1320 m MD/TVD Camisa Deslizante m. Pasta leve de cimentação do revestimento de 7" : Topo: 900 m MD/TVD Base: 1230 m MD/TVD Peso: 13,0 ppg PACKER FLUID 9,9 ppg PACKER FLUIID 9,9 ppg Revestimento de 9 5/8" 43,5 lb/pé N-80 BTC a 490 m MD/TVD Pasta principal de cimentação do revestimento de 9 5/8": Topo: 440 m MD/TVD Base: 490 m MD/TVD Peso: 15,6 ppg DHSV 3-1/2" a 30 m MD/TVD Pasta leve de cimentação do revestimento de 9 5/8": Topo: Superficie Base: 440 m MD/TVD Peso: 12,5 ppg Condutor de 20" de 6 m a 11 m MD/TVD Cabeça de Poço: Árvore de Natal 3 1/8" 5K psi; Adaptador de Produção 3 1/8" x 11" 5K psi 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 Figura 5.2: Esquemático final de completação do Poço B Poço Aberto 48

62 -1700 Poço 6 1/8" a 1700 m MD/TVD Revestimento de 3 1/2" 9,3 lb/pé N-80 VT a 1690 m MD/TVD Colar flutuante 3 1/2" a 1650 m MD/TVD INTERVALO DE PRODUÇÃO: Topo: 1390 m (MD/TVD Base: 1410m (MD/TVD) Nipple de Assentamento m Pasta principal da cimentação do revestimento de 3 1/2" : Topo: 1280 m MD/TVD Base: 1690 m MD/TVD Peso: 16,5 ppg Parafina Pasta leve de cimentação do revestimento de 3 1/2": Topo: 420 m MD/TVD Base: 1280 m MD/TVD Peso: 13,0 ppg Revestimento de 9 5/8" 43,5 lb/pé N-80 BTC a 490 m MD/TVD Pasta principal de cimentação do revestimento de 9 5/8": Topo: 440 m MD/TVD Base: 490 m MD/TVD Peso: 15,6 ppg DHSV Cement Through 3-1/2" a 30 m MD/TVD Pasta leve de cimentação do revestimento de 9 5/8": Topo: Superficie Base: 440 m MD/TVD Peso: 12,5 ppg Condutor de 20" de 6 m a 11 m MD/TVD Cabeça de Poço: Árvore de Natal 3 1/8" 5K psi; Adaptador de Produção 3 1/8" x 11" 5K psi Suspensor de Produção 11" x 3 1/2" 5K psi; Cabeça de Produção 11" x 11" 5K psi ; Cabeça de Revestimento 11" x 9 5/8" 5K psi Figura 5.3: Esquemático final de completação do Poço C Tubingless 49

63 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 $ ,00 Poço B - Completação a Poço Aberto 19,17 $ ,00 Poço C - Completação Tubingless 14,1 $ ,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. 50

64 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. 51

65 $ ,00 $ ,00 $ ,00 $ ,00-5,9% - 21,2% $ ,00 $ ,00 $ ,00 Poço A - Completação Convencional Poço B - Completação à Poço Aberto Poço C - Completação Tubingless 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. 52