aplicabilidade dos diferentes tipos de completação em poços

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



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



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



4.5. POÇO C: COMPLETAÇÃO TUBINGLESS ......................................... 42



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


Circular 2,5 256,5 10,69 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


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


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


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


40


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


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


$$ 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







2.1.10 B ro cas - Serviço de C usto M étrico

2.1.11 Gerenciamento de R esí duo s




2.2. Estoque

2.1.7 P erf ilagem



1.1. Serviços




2.1. Serviços


1. DTM & LOCAÇÃO






2.1.4 F luido s



42

4.5. POÇO C: COMPLETAÇÃO TUBINGLESS


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


Perfurar até 490 m 40 40,0 1,67 490

Circular 1 41,0 1,71 490



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


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


45



Circular 2,5 256,5 10,69 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


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


$$ 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



1.1. Serviços




2.1. Serviços


2.1.7 P erf ilagem


2.1.4 F luido s


Gerenciamento de R esí duo s



Análise Financeira

Custo Poço Monobore







2.2. Estoque

2.1.10



1. DTM & LOCAÇÃO





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

a 11 m M

D/TV

D

Reve

stimento

de 9

5/8

" 43,5

lb/p

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-80 B

TC

a 4

90 m

MD

/TV

D

Reve

stimento

de 7

" 26 lb

/pé K

-55 B

TC

a 1

690 m

MD

/TV

D

Poço

8 1

/2" a

1700 m

MD

/TV

D

PACKER FLUID 9,9 ppg

PACKER FLUIID 9,9 ppg

Cabeça de Poço: Árvore de N

atal 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

Pac

ke

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Pro

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D

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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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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

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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

ANP Anuário Estatístico Brasileiro do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis, 2015

[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] //

SPE-1221-G. - 1959. - p. 3.

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Cost Concepts in an Environmentally Sensitive Area [Periódico] // SPE-35123-MS. -

1996. - p. 9.

Horn M. J. e Plathey D. P. New Well Architectures Increase Gas Recovery and

Reduce Drilling Costs [Periódico] // SPE-51184-PA. - 1998. - p. 7.

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Jeannet Ph. [et al.] Tunu Field Light Architecture Wells [Periódico] // IPTC-12658-

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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





110208 Oil 126 126 - DTM entre 01-mai a 30-nov - Entre 200km e 250km - 8 dias - ( BRL / trabalho ) 1.100.000




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




110218 Oil 126 126 - DTM entre 01-dez a 30-abr - Entre 150km e 200km - 6 dias - ( BRL / trabalho ) 1.045.000





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





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




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

aplicabilidade dos diferentes tipos de completação em poços

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