Análise de Risco em Poços de Petróleo

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I 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
A ANÁLISE DE RISCO NA AVALIAÇÃO DO 
DESENVOLVIMENTO DE POÇOS DE PETRÓLEO E O 
ESTUDO PROBABILÍSTICO DE TEMPOS DE OPERAÇÕES 
DAS INTERVENÇÕES 
 
 
 
 
 
Luiz Eduardo Telles Lopes Freitas Bittencourt 
 
 
 
 
 
 
 
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. Orientador: Regis da 
Rocha Motta, Ph.D. 
 
 
 
Rio de Janeiro 
 
Novembro de 2019 
II 
 
III 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
Bittencourt, Luiz Eduardo Telles Lopes Freitas 
 
A Análise De Risco Na Avaliação do Desenvolvimento De Poços 
De Petróleo e o Estudo Probabilístico De Tempos De Operações Das 
Intervenções / Luiz Eduardo Telles Lopes Freitas Bittencourt – Rio de 
Janeiro: UFRJ/ Escola Politécnica, 2019. 
 
XII, 59 p .: il .; 29,7cm 
 
Orientador: Regis da Rocha Motta 
 
Projeto de Graduação – UFRJ / Escola Politécnica / Curso de 
Engenharia de Petróleo, 2019. 
 
Referências Bibliográficas: p.58-59 
 
1. Contextualização. 2. Metodologia. 3. Levantamento de Dados 
e Simulações. 4. Experimentos com o Modelo. I. Motta, Regis da Rocha. 
II. Universidade Federal do Rio de Janeiro, UFRJ, Escola Politécnica, 
Engenharia de Petróleo. III. A Análise De Risco Na Avaliação do 
Desenvolvimento de Poços De Petróleo e o Estudo Probabilístico De 
Tempo De Operações Das Intervenções Utilizando Um Software De 
Simulação de Monte Carlo. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
IV 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
Dedico esse trabalho aos meus 
pais Sulamy e Bruno, minha avó 
Melly, meus irmãos e ao Berguer 
que sempre me deram suporte e 
me fizeram acreditar em mim. 
 
Luiz Eduardo Telles Lopes 
Freitas Bittencourt 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
V 
 
Agradecimentos 
 
Dedico esse trabalho à minha família, em especial à minha mãe Sulamy e minha avó Melly que 
sempre foram minha base. 
 
Aos meus irmãos que são meu escape familiar para desabafar. Ao meu pai que me incentivou a 
não desistir. Ao Berguer que é meu porto seguro nas horas mais difíceis e minha felicidade nas 
horas mais alegres. 
 
 
Agradeço, também, a todos os meus amigos, que foram essenciais no suporte nos momentos 
difíceis. 
 
 
Ao orientador Regis Motta, ofereço um agradecimento pela ajuda na realização desse trabalho. 
 
 
 
 
Luiz Eduardo Telles Lopes Freitas Bittencourt 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
VI 
 
 
Resumo do Projeto de Graduação apresentado à Escola Politécnica da UFRJ como parte dos 
requisitos necessários para a obtenção do grau de Engenheiro de Petróleo. 
 
 
A ANÁLISE DE RISCO NA AVALIAÇÃO DO DESENVOLVIMENTO DE POÇOS DE 
PETRÓLEO E O ESTUDO PROBABILÍSTICO DE TEMPOS DE OPERAÇÕES DAS 
INTERVENÇÕES 
 
Luiz Eduardo Telles Lopes Freitas Bittencourt 
 
 
Novembro/2019 
 
 
Orientador: Regis da Rocha Motta 
 
Curso: Engenharia de Petróleo 
 
 
Os investimentos em análise de risco têm crescido potencialmente nos últimos anos. No setor do 
petróleo, onde os cenários contêm muitas incertezas, essa análise se torna essencial para o 
sucesso do desenvolvimento dos campos explorados. 
Nesse trabalho, o risco analisado será mensurado em termos de tempo de operações. Serão 
apresentados conceitos que embasam a metodologia usada, que utiliza o método de Monte Carlo 
para simular os tempos das operações das intervenções de petróleo e averiguar a melhor 
alternativa levando em consideração os riscos e incertezas inerentes aos projetos dos poços. 
 
 
 
Palavras-chave: Análise de Risco, Simulação Estatística, Método de Monte Carlo, Distribuição 
de Probabilidade. 
 
 
 
 
 
 
 
VII 
 
 
Abstract of Undergraduate Project presented to POLI/UFRJ as a partial fulfillment of the 
requirements for the degree of Petroleum Engineer. 
 
RISK ANALYSIS IN POL WELL DEVELOPMENT ASSESSMENT AND PROBABILITY 
STUDY OF OPERATION TIMES 
 
Luiz Eduardo Telles Lopes Freitas Bittencourt 
 
 
 
 
November/2019 
 
 
Advisor: Regis da Rocha Motta 
 
Course: Petroleum Engineering 
 
 
Investments in risk analysis have potentially grown in recent years. In the oil sector, where 
scenarios contain many uncertainties, this analysis becomes essential for the successful 
development of the explored fields. 
In this paper, risks will be measured in terms of operation times. Concepts will be presented to 
support the methodology used, which uses the Monte Carlo method to simulate the times of 
operations of petroleum interventions and ascertain the best alternative taking into account the 
risks and uncertainties inherent to well designs. 
 
Keywords: Risk Analysis, Statistic Simulation, Monte Carlos Method, Probability Distribution 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
VIII 
 
 Sumário 
Índice de Figuras ............................................................................................................................. x 
Índice de Tabelas .......................................................................................................................... xii 
1. Introdução ............................................................................................................................... 1 
 1.1. Objetivo .......................................................................................................................... 3 
 1.2. Organização do Texto ..................................................................................................... 3 
2. Contextualização ..................................................................................................................... 4 
 2.1 O Petróleo ............................................................................................................................. 4 
 2.2 Importância Econômica......................................................................................................... 5 
 2.3 Reservas................................................................................................................................. 9 
 2.4 Tipos de Intervenção em Poços de Petróleo........................................................................ 10 
 2.5 Análise de Risco no Desenvolvimento de Campo de Petróleo............................................ 11 
3. Metodologia ........................................................................................................................... 17 
 3.1 Conceitos ............................................................................................................................. 17 
 3.2 Simulação de Monte Carlo .................................................................................................. 27 
 3.3 Metodologia ........................................................................................................................ 29 
4. Levantamento de dados e simulações .................................................................................... 34 
 4.1. Perfuração ..................................................................................................................... 34 
 4.2. Completação .................................................................................................................. 40 
 4.3. Avaliação Exploratória .................................................................................................. 44 
4.4. Workover ....................................................................................................................... 47 
5. Experimentos com o Modelo ................................................................................................ 52 
6. Conclusões ............................................................................................................................ 
 
55 
Referências ....................................................................................................................................57 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
IX 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
X 
 
Índice de Figuras 
 
 
Figura 2-1: Variação do preço do barril de petróleo (US$). MacroTrends (2019).......................... 8 
Figura 2-2: Reservas de óleo por país. Modificado de BBC Brasil (2019)...................................... 9 
 
Figura 3-1: Distribuição Uniforme. Dávila (2017)..........................................................................20 
 
Figura 3-2: Distribuição Normal. Modificado de Freund (2006).................................................. 21 
 
Figura 3-3: Comportamento de parâmetros na distribuição Normal. Artes (2017)...................... 21 
 
Figura 3-4: Distribuição Lognormal. Wikipédia (2017)................................................................ 22 
 
Figura 3-5: Distribuição Triangular. Wikipédia (2017)................................................................. 23 
Figura 3-6: Distribuição Beta/PERT. Modificado de Milton P. Borba (2015)............................... 24 
Figura 3-7: Comparação distribuição Beta/PERT versus Triangular ............................................ 25 
 
Figura 3-8: Distribuição Stepped. Leatherby, Codling (2013) ...................................................... 26 
 
Figura 3-9: Percentis gerados após as simulações do software. ................................................. 32 
Figura 3-10: Exemplo de Curva S. ResearchGate (2019) .............................................................. 32 
Figura 4-1: Curva S para a intervenção de perfuração .................................................................. 39 
Figura 4-2: Porcentagem dos tempos perdidos (riscos) nos tempos planejados e executados ...... 40 
Figura 4-3: Curva S para a intervenção de completação ............................................................... 43 
Figura 4-4: Porcentagem dos tempos perdidos (riscos) nos tempos planejado e executado ......... 44 
Figura 4-5: Curva S para a intervenção de avaliação exploratória ................................................ 46 
Figura 4-6: Porcentagem dos tempos perdidos (riscos) nos tempos planejado e executado ......... 47 
Figura 4-7: Curva S para a intervenção de workover .................................................................... 50 
Figura 4-8: Porcentagem dos tempos perdidos (riscos) nos tempos planejado e executado ......... 51 
 
 
 
XI 
 
Índice de Tabelas 
 
 
 
Tabela 3-1: Comparação distribuições de probabilidade. Leatherby, Codling (2013) ....................27 
 
Tabela 3-2: Exemplo de mapeamento de riscos ..........................................................................30 
 
Tabela 3-3: Exemplo do impacto gerado pelos riscos .................................................................31 
 
Tabela 4-1: Riscos mapeados para intervenção de perfuração. ............................................................... 36 
 
Tabela 4-2: Tempos estatísticos simulados pelo software para a intervenção de perfuração ......... 38 
 
Tabela 4-3: Porcentagem dos riscos em diferentes percentis ................................................................... 38 
 
Tabela 4-4: Riscos mapeados para a intervenção de completação ......................................................... 42 
 
Tabela 4-5: Tempos estatísticos simulados pelo software para a intervenção de completação ..... 42 
 
Tabela 4-6: Porcentagem dos riscos em diferentes percentis ................................................................... 42 
 
Tabela 4-7: Riscos mapeados para a intervenção da avaliação exploratória ....................................... 45 
 
Tabela 4-8: Tempos estatísticos simulados pelo software para a intervenção de avaliação 
exploratória ............................................................................................................................................................. 46 
 
Tabela 4-9: Porcentagem dos riscos nos diferentes percentis .................................................................. 46 
 
Tabela 4-10: Riscos mapeados para a intervenção de workover ............................................................. 48 
 
Tabela 4-11: Tempos estatísticos simulados pelo software para a intervenção de workover ......... 49 
 
Tabela 5-1: Comparação entre tempos antes e após o experimento - perfuração .............................. 52 
 
Tabela 5-2: Coparação entre tempos antes e após o experimento - completação .............................. 53 
 
Tabela 5-3: Comparação entre tempos antes e após o experimento – avaliação exploratória ....... 53 
 
Tabela 5-4: Comparação entre os tempos antes e após o experimento - workover ........................... 54 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
1 
 
1. Introdução 
 
 
 
A exploração de petróleo pode ter seu sucesso segundo dois aspectos: o aspecto 
geológico (ou técnico) e o aspecto econômico (comercial). O geológico diz respeito à descoberta 
de um campo que seja atrativo o suficiente para que seja feito um prospecto e testar o seu real 
potencial econômico. Depende de como é formulado o modelo de acumulações, dos dados 
disponíveis sobre o campo e das incertezas de fatores como geração, reservatório, alimentação, 
retenção e eficiência de acumulações. Já o sucesso do aspecto econômico é alcançado quando o 
resultado desses testes mostra que um campo pode ter um retorno financeiro interessante levando 
em consideração fatores operacionais, sócio-políticos, geográficos e geológicos. 
Segundo Miall (1997) a aplicação dos conceitos da estratigrafia de seqüências tem valor 
considerável para a predição da distribuição e heterogeneidades de reservatórios. A incerteza 
sobre a existência do fator reservatório é relativa ao nível de conhecimento do modelo 
deposicional e ao entendimento da gênese e geometria das seqüências. Estudos completos, 
envolvendo sísmica de reflexão, poços, analogia com áreas aflorantes, informações 
paleontológicas e simulação numérica, implicam em resultados mais confiáveis. 
A estratégia de desenvolvimento de campos de petróleo e a configuração dos sistemas de 
produção, em conformidade com as práticas da indústria requer uma avaliação e uma análise das 
variadas possibilidades de opções. A exploração e desenvolvimento de campos de petróleo são 
eventos que necessitam de uma análise minuciosa antes de ocorrerem. Visto que as 
profundidades dos campos chegam a mais de 6000 metros de profundidade, as incertezas que 
rodeiam um projeto de desenvolvimento são inúmeras. 
Antes de ser perfurado então, um processo de análise dos custos para as operações, 
incluindo aluguel de sondas, equipamentos, materiais, recursos humanos e demais gastos, deve 
ser realizado para avaliar a viabilidade econômica do projeto em questão. 
A questão chave é estruturar as decisões exploratórias de tal modo que a maioria dos erros fique 
nas etapas de prospecção regional e de semi-detalhe, sem evoluir para a fase de prospecção local, 
que envolve um investimento relativamente mais alto. 
É nessa etapa que entra a Análise de Risco, que realiza o processo de obtenção dos dados 
disponíveis para o tempo e o custo das operações referentes a um determinado projeto e utiliza 
uma metodologia para analisá-los a fim de auxiliar em um melhor processo decisório. análise das 
incertezas constitui um dos elementos-chave das atividades de exploração e produção de 
 
2 
 
petróleo. No passado, em decorrência do estágio evolutivo e da disponibilidade de prospectos de 
óleo e gás mais facilmente identificáveis, a maioria dos processos decisórios para análise de 
riscos ainda podia ser realizada de forma simples e intuitiva. Além disso, os desafios na indústria 
do petróleo não se apresentavam de forma tão diversa e contraditória como se mostram na 
atualidade. Por exemplo, até recentemente, na análise dos riscos envolvidos na exploração e 
produção bastava a observação das variáveisgeológicas mais relevantes (volumes, dinâmica das 
acumulações, etc...) e das tendências gerais do mercado (o preço do óleo, a demanda de 
derivados, etc...), a tal ponto que a possibilidade de descoberta de boas jazidas afastava a 
necessidade de uso de metodologias complexas e mais abrangentes. Entretanto, esse cenário 
alterou-se drasticamente em função da diminuição dos indícios de jazidas de petróleo mais fáceis 
de serem encontradas e de baixos custos, da crescente globalização dos negócios e do 
envolvimento de diversos agentes, tornando o processo de tomada de decisão na exploração 
bastante complexo e nem sempre de fácil solução. 
A análise de risco normalmente pode ser feita de duas formas distintas: a análise 
quantitativa e a análise qualitativa de risco. Na análise quantitativa, constrói-se um modelo de 
risco lançando mão de ferramentas estatísticas de simulação de determinadas situações. É muito 
importante que nesse cálculo sejam lançadas variáveis aleatórias e que seja feito de maneira 
bastante realista para que o resultado possa ser o mais aproximado de possíveis adversidades que 
possam acontecer. Já na vertente qualitativa, o analista de risco irá identificar e definir as 
incertezas inerentes ao negócio de maneira escrita, sempre avaliando a extensão do impacto e 
propondo medidas de correção para uma eventual necessidade caso elas aconteçam. Praticamente 
todas as grandes empresas necessitam de uma avaliação dos riscos de seu negócio, especialmente 
aquelas ligadas ao mercado financeiro, onde a avaliação estatística deve estar presente de forma 
contínua e abrangente. Desse modo, podemos concluir que a análise de risco é um fator 
fundamental para ser levado em consideração pelo responsável por uma companhia, pois fatos 
inesperados e adversos podem sempre acontecer, sendo extremamente importante estar 
preparado para os mesmos. 
Para tal, geralmente é usado um software para auxiliar nos cálculos propostos. O software 
usa como metodologia de cálculo a simulação de Monte Carlo. Um estudo de caso será 
desenvolvido para demonstrar as vantagens de se realizar essa análise. 
 
 
 
 
 
 
3 
 
 
1.1. Objetivo 
 
 
O objetivo dessa dissertação é elucidar a importância na análise de risco no desenvolvimento 
de projetos de poços de petróleo. Ao fim do estudo, espera-se obter a análise da confiabilidade 
do processo para aplicação na tomada de decisão de um projeto de poço. 
 
1.2. Organização do Texto 
 
 
Esse trabalho será dividido em seis capítulos. Onde o primeiro capítulo apresentado 
compreende a introdução com a motivação e o objetivo, além de apresentar uma revisão da 
literatura e mostrar a importância do assunto apresentado no setor de poços de petróleo. 
No capítulo dois será apresentada uma contextualização sobre a exploração e desenvolvimento 
de campos de petróleo, uma análise econômica do setor petrolífero, os conceitos da análise de 
risco, suas vantagens e aplicabilidades no mercado do petróleo. 
No capítulo três será realizado o desenvolvimento da metodologia que será utilizada para 
desenvolvimento das simulações além dos conceitos necessários para o seu desenvolvimento. 
Também será mostrada a metodologia para o levantamento de dados a serem utilizados nas 
simulações. 
No capítulo quatro, é feito o levantamento dos dados, sua modelagem e sua utilização no 
estudo de caso assumido, além das simulações no software utilizado e sua aplicabilidade nos 
projetos avaliados. 
No capítulo cinco será apresentado variações no modelo considerado apresentando os 
diferentes resultados. 
No capítulo seis ocorrerá a conclusão e recomendações. 
 
 
 
 
 
 
 
 
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2. Contextualização 
 
 
2.1. O Petróleo 
 
 
Um campo de petróleo pode se expandir em grandes trechos de terra ou mar, uma vez que os 
reservatórios são encontrados em extensas áreas abaixo da superfície da terra. Portanto, pode-se 
perfurar vários poços em um mesmo campo de petróleo. 
Um planejamento estruturado deve ser realizado antes do início da sua exploração. O 
dimensionamento adequado da capacidade de produção de um campo depende das condições 
geológicas, de reservatório, das propriedades dos fluidos envolvidos, bem como dos custos dos 
equipamentos. Essa análise é feita na etapa de exploração do campo. 
Nessa etapa, todo uma infraestrutura é necessária para realizar as atividades na região em 
questão. Os poços necessitam de um grande investimento para a perfuração, avaliação 
exploratória, completação e workovers, demandando equipamentos de alta complexidade para a 
extração dos hidrocarbonetos. 
Para a exploração em ambiente onshore, a profundidade do reservatório a ser explorado é o 
parâmetro mais importante para a seleção da sonda apropriada para a intervenção. Já em poços 
offshore, acrescenta-se variáveis como profundidade da lâmina d’água, condições climáticas e 
logísticas da região. Segundo BretRouzaut e Favennec (2011), as plataformas offshore podem ser 
fixas, para águas rasas, semissubmersíveis ou estruturas flutuantes com posicionamento 
dinâmico como os navios-sonda. BretRouzaut e Favennec (2011) ainda afirmam que dois fatores 
têm importância na limitação da exploração: o fator político da região explorada visto que muitas 
zonas não são abertas à exploração e o fator técnico, quando não há tecnologia disponível 
suficiente para exploração em alguma zona. 
Uma vez atingindo o sucesso na exploração, o desenvolvimento do campo também demanda 
bastante recursos financeiros. Após a perfuração do poço pioneiro e estruturação do poço, com 
todos os revestimentos cimentados, faz-se a avaliação exploratória que consiste em coletar 
informações mais precisas sobre o conteúdo do reservatório através de perfilagens e análises do 
comportamento dos fluidos e da formação. Concluído esse estudo o poço está pronto para ser 
completado. 
A completação é a estruturação de um poço perfurado a fim de ser possível a produção dos 
fluidos nele contido. Nessa etapa são instalados os equipamentos para controlar o fluxo de 
hidrocarbonetos e extrair os fluidos. Com base nas informações obtidas e desenvolvimento 
 
5 
 
observado no poço pioneiro, realiza-se, através de correlações, a perfuração dos demais poços 
em um reservatório. 
 
 2.2 Importância Econômica 
 
 
Muito antes mesmo de ter a importância na economia mundial como hoje, o petróleo já 
tinha utilidade na civilização. Desde a antiguidade o petróleo ocorria de maneira natural na 
natureza em regiões do Oriente Médio e era, por exemplo, usado nos cuidados com couro e nas 
colagens de ladrilhos. Por exemplo, o descobridor Marco Polo descreveu em uma de suas cartas 
o mercado de petróleo em Baku, no atual Azerbaijão; alguns historiadores defendem a ideia de 
que o óleo bruto teria sido usado como argamassa no templo do Rei Salomão (YERGIN, 1994). 
 Depois passou a ser utilizado na lubrificação de carruagens, embalsamento e fins 
medicinais por suas propriedades antissépticas, laxantes e cicatrizantes, além de que era 
considerado que funcionava contra doenças respiratórias, musculares e estomacais (THOMAS, 
2001). 
Em 1870 se deu início à moderna indústria do petróleo, com a Standard Oil Company de 
John D. Rockefeller, que dominou o mercado até a primeira década do século XX. Antes da I 
Guerra Mundial, Churchill utilizou o petróleo para mover a poderosa frota inglesa ao invés do 
carvão tornando o petróleo uma mercadoria estratégica. As vantagens da utilização do petróleo 
como combustível tinha diversas vantagens entre as quais a diminuição de 30% na carga 
necessária para mover os navios. 
Com a chegada da I Guerra Mundial, o petróleo começou a ser uma vantagem na disputa 
entre os países, visto que o uso de cavalos era um problema logístico. O transporte motorizado 
passou a mudar a natureza da guerra. O desenvolvimento de tanques e aviões deu mobilidade e 
poder que não havia sido visto até então. O petróleo começavaa se tornar estratégico e os países 
começaram a dar mais importância a esse recurso. 
As fronteiras de E&P começaram a ser alvo de forte disputa e a alta produção levou a um 
excesso de produção, provocando queda nos preços na segunda metade da década de 1920 
(muito se deve à guerra de preços na Índia entre Shell e Standard Oil of New York). Foi então 
quando foi formado um cartel com as majors do setor através do Acordo de Achnacarry (cidade 
na Escócia), fortalecendo as posições consolidadas até o momento pelas empresas através de um 
acordo de divisão dos mercados mundiais. Esse acordo foi responsável pela fase mais estável no 
 
6 
 
crescimento da indústria e seguiu até a criação da OPEP nos anos 60, sendo o cartel das majors 
um exemplo de regulação corporativa provada (YERGIN, 1994). Segundo ALVEAL, 2003, nos 
anos da década de 1950, as majors controlavam 48% das jazidas de todo o mundo, 70% da 
capacidade de refino e 66% da frota dos petroleiros e dos dutos de transporte mais importantes. 
As majors impunham um acordo com os países hospedeiros de reserva de petróleo que era 
altamente desfavorável a esses. 
Após a II Guerra Mundial, o consumo energético mundial cresceu rapidamente, 
impulsionado pela reestruturação da Europa e Japão. As produções de eletricidade, petróleo e gás 
natural cresceram abruptamente. Esse fato se deve principalmente ao desenvolvimento 
econômico desses países sustentado pelo desenvolvimento da indústria automobilística nos EUA, 
Europa e Japão. Assim o petróleo passou a fazer parte da vida de uma parcela maior da 
população mundial além de romper fronteiras. Com o desenvolvimento do transporte por 
veículos automotores, o petróleo ultrapassou o carvão como principal fonte de energia das 
economias nacionais. 
Na Revolução Industrial, um marco na mudança de paradigma produtivo na história 
(SACHS, 2005), o carvão era usado como o combustível central, a partir da utilização da 
máquina a vapor e de ferrovias nos séculos XVIII e XIX principalmente no Reino Unido, 
Alemanha e EUA, mas também na Europa Ocidental e Japão. Posteriormente, o carvão e o óleo 
combustível ajudaram à difusão da eletricidade através das termoelétricas no século XX 
(LANDES, 1969). Após a II Guerra Mundial os veículos automotores passaram a ser, juntamente 
com as ferrovias, as principais fontes de transporte nesses países. Esse fato contribuiu para a 
gradual substituição de máquinas a vapor por motores a combustão interna, utilizando como 
combustível os derivados de petróleo. Além disso, a logística difícil no transporte do carvão em 
larga escala contribuiu para a substituição no uso industrial por caldeiras à óleo combustível. 
(HOBSBAWN,1995). 
Pode-se notar que o setor transporte ainda hoje é o uso final da maior parte do petróleo 
extraído e transformado em derivados. Houve uma forte relação entre a evolução das indústrias 
automobilística e petrolífera. Da mesma forma que a indústria automobilística teve papel 
fundamental para o desenvolvimento da indústria de petróleo, em função da geração do núcleo 
da demanda mundial por derivados, a indústria de petróleo também teve importância 
fundamental para a viabilização do desenvolvimento da indústria automobilística. A indústria 
 
7 
 
automobilística foi uma das principais responsáveis pelo estabelecimento da moderna sociedade 
de consumo em meados do século XX, ou sociedade “fordista”, caracterizada pela demanda de 
massa por bens industriais de consumo duráveis. 
Simões (2006) afirma que após a popularização dos veículos movidos à explosão, o 
petróleo se tornou uma commodity estratégica para a economia mundial. 
Yergin (1994) e Martins (2008) concordam que a indústria petrolífera está no centro do 
sistema produtivo contemporâneo seja pelo petróleo ser ainda a principal fonte de energia que 
move a produção material seja por ser a base de indústrias poderosas no cenário mundial como o 
setor automotivo, aeronáutico, de materiais sintéticos, químico, entre outros. 
Com a facilidade de transporte, a demanda crescente de centros distantes de regiões 
produtoras e a atuação de companhias que se dedicavam à internacionalização do petróleo, o 
combustível conquistou seu espaço na economia mundial e o preço da commodity passou a ser 
negociado nas principais bolsas de valores do mundo. 
Com sua importância crescendo, o barril de petróleo apresentava uma flutuação no seu 
preço que por vezes marcavam picos de alta e desmobilizavam a economia dos países. 
Nos anos 2000, o petróleo teve um aumento vertiginoso de preço devido a conflitos em 
países produtores e chegou a um pico em 2008, ficando próximo aos US$140 o barril. Em 2009 
houve a Grande Recessão que gerou crises a nível mundial fazendo o preço do petróleo cair 
consideravelmente. Depois da chamada Primavera Árabe, que gerou impactos na Líbia e sanções 
ao Irã, o preço voltou a subir juntamente com uma tímida recuperação da economia mundial e se 
manteve com flutuações pequenas de 2012 a 2014. 
 
 
 
 
 
 
8 
 
Figura 2-1: Variação do preço do barril de petróleo (US$) ao longo dos anos. MacroTrends (2019) 
 
A partir de 2014, com o aumento da produção da Arábia Saudita para conter a produção 
de óleo de xisto nos EUA usando técnicas de fracking que crescia a ritmo acelerado, a queda na 
demanda e a retirada de embargos sobre o Irã, o preço entrou em queda acentuada até 2016 
quando voltou a se recuperar oscilando até os dias de hoje. 
As energias renováveis vêm tomando parte do mercado do petróleo principalmente por 
questões ambientais, com países investindo na redução de emissão de gases provenientes da 
queima de combustíveis. Em 2017 o consumo total final de energia era composto por 25% de 
energia renováveis, mostrando que o petróleo ainda domina o cenário mundial do setor. Porém, 
segundo a Agência Internacional de Energias Renováveis, a previsão é que em 2050 esse 
percentual chegue a 85%, tomando espaço dos combustíveis fósseis. 
 
 
 
 
 
 
9 
 
2.3 Reservas 
 
Reservas de petróleo são quantidades de óleo que sejam tecnicamente e financeiramente 
recuperáveis. A quantidade de óleo total localizado em um campo é chamada de oil in place. Por 
conta de características dos reservatórios e de fatores limitantes, apenas uma fração do óleo 
localizado em um campo é produzido, chamado de reserva. Reservas provadas são aquelas que 
tem uma confiabilidade de 90% de ser recuperável considerando as condições políticas, 
econômicas e tecnológicas associadas. 
 As reservas de petróleo mais significativas do mundo se encontram na Venezuela, Arábia 
Saudita, Canadá, Irã, Rússia, Kuwait, Emirados Árabes Unidos, Estados Unidos e Líbia. Esses 
países fazem parte da OPEP (Organização dos Países Exportadores de Petróleo). Existe mais de 
40 mil campos de petróleo pelo mundo em terra ou mar e os maiores são o de Ghawar, na Arábia 
Saudita e o Burgan Field, no Kuwait. O Brasil ocupa a 15° posição na quantidade de reservas 
provadas até 2017 segundo dados do IBP, representando cerca de 0,7% do total de reservas no 
mundo. 
 
Figura 2-2: Reservas de óleo por país. Modificado de BBC Brasil (2019) 
 
 
 
10 
 
Os métodos de cálculo da estimativa da reserva de um campo podem ser por analogia, 
análise de risco, volumétrico, performance do reservatório, entre outros. O método por analogia e 
análise de risco são efetuados quando ainda não foram realizadas as perfurações. A diferença 
entre os métodos consiste apenas que por analogia considera o tratamento estatístico de dados. O 
método volumétrico é calculado a partir do volume da rocha reservatório, porosidade e saturação 
dos fluidos, e a performance do reservatório avaliada de acordo com o seu comportamento 
anterior. 
2.4 Tipos de Intervenção em Poços de Petróleo 
No processo de exploração de campos de petróleo, na etapa de desenvolvimento de poços 
que acontece após o planejamento, algumas intervenções podem serfeitas no poço. Nesse 
trabalho será considerado que há quatro principais tipos de intervenções. São elas: 
1. Perfuração – Para dar início ao desenvolvimento da construção de poços, a primeira etapa 
é a perfuração. Consiste em todas as operações desde a movimentação e instalação da 
unidade de perfuração no local a ser perfurado, a construção do poço com os 
equipamentos e revestimentos necessário até atingir a zona do reservatório para posterior 
produção. Pode ter fim ao fechar o poço, o abandonando, com a movimentação final da 
unidade de perfuração deixando a locação, ou com o início de uma próxima intervenção. 
2. Avaliação Exploratória – A avaliação exploratória consiste em descer ferramentas no 
poço previamente perfurado para fazer a avaliação da formação e dos fluidos nela 
presente, além da análise do comportamento do fluxo para o poço e o perfil 
comportamental das pressões associadas. Pode ser realizada logo após a perfuração do 
poço ou através de reentrada em um poço abandonado após a perfuração 
3. Completação – A etapa de completação compreende as operações de instalação de 
equipamentos específicos no poço com a finalidade de produzir os fluidos do 
reservatório. Assim como a avaliação exploratória, pode ser realizado logo após a 
perfuração ou em um poço previamente perfurado e abandonado. 
4. Workover – Os chamados workovers são as operações de manutenção de poços que estão 
em produção. Pode ser uma retirada de equipamento para manutenção, uma 
recompletação, um abandono temporário ou até mesmo o abandono definitivo. São 
operações que podem ser feitas com barcos de apoio ou sondas. 
 
11 
 
 
2.5 Análise de Risco no Desenvolvimento de Campos de Petróleo 
 
A indústria petrolífera internacional vem convivendo com flutuações cíclicas do preço do 
petróleo desde seus primórdios, sendo que quedas abruptas foram sempre acompanhadas por 
grandes reestruturações do setor. 
Mais recentemente, a partir do segundo semestre de 2014, os preços do petróleo passaram 
a declinar acentuadamente, tendo variado de US$ 114 por barril em julho deste ano a US$ 46 por 
barril em janeiro de 2015. As flutuações ao longo do último ano continuaram mostrando uma 
tendência de declínio, com o preço tendo chegado a US$ 27 por barril em janeiro de 2016. Nesse 
novo contexto, todas as companhias de petróleo se engajaram numa drástica revisão de suas 
estratégias de exploração e produção, resultando na priorização de projetos e foco na redução de 
custos. 
As consequências socioeconômicas logo se manifestaram através da redução significativa 
de investimentos, postergação de projetos e aumento do desemprego na indústria de petróleo em 
todo o mundo. 
Então, alertam para o cuidado na avaliação de investimentos em projeto de petróleo em 
função das incertezas relacionadas à análise em questão, definidas como os desvios do resultado 
esperado. 
O ciclo de vida de um poço de petróleo não começa na sua perfuração, mas muito antes 
na etapa de avaliação e tomada de decisão. Após tal etapa, pode se constatar que o poço 
analisado não é economicamente viável, levando em questão aspectos como tecnologias e 
economia, e não deve ser perfurado. Na questão econômica, por exemplo, os custos da 
perfuração são apenas uma parte do custo total de um poço, que ainda conta com a etapa de 
completação e possíveis intervenções de manutenção e abandono, os chamados workovers. 
Gupta e Grossmann (2011) mostra que uma crescente atenção vem sendo dada ao 
planejamento e desenvolvimentos de campos de petróleo e gás em decorrência das descobertas 
das novas reservas nos últimos anos. 
A exploração de campos de petróleo tem se mostrado, principalmente depois das suas 
altas no decorrer da história, uma atividade extremamente lucrativa e uma das mais rentáveis do 
mundo. A descoberta de um novo campo pode significar um importante recurso para a economia 
 
12 
 
de um país. Esse fato fez com que o investimento em pesquisa e desenvolvimento nessa área 
tenha crescido e novas reservas vêm sendo descobertas. 
Em um campo, é difícil dimensionar a capacidade produtiva dos sistemas a serem 
explorados, uma vez que informações geológicas, características do reservatório e fluidos nele 
contidos, entre outros, estão rodeados de incertezas e riscos. Guimarães (2005) elucida que 
mesmo em etapas mais avançadas do projeto, com equipamentos já instalados, as incertezas 
ainda são grandes. 
O custo para um poço ser perfurado, completado e posto para produzir é 
consideravelmente elevado (MEZZOMMO, 2000). Então, minimizar os erros nessas operações é 
imprescindível para o sucesso econômico de uma exploração. Dessa forma, quantidade de poços 
e a posição onde vão ser perfurados devem ser analisadas em etapas mais avançadas do projeto. 
A avaliação do valor dos ativos a serem explorados pode ser feita em função da extensão do 
reservatório e volume da reserva. 
Em ambientes marítimos o cenário é ainda pior. Devido às grandes profundidades de 
lâmina d’água em que se opera, é necessário tecnologias mais avançadas e equipamentos mais 
eficazes para se conseguir extrair o petróleo do que em ambientes onshore. Além disso, as 
incertezas são maiores por ser um ambiente de mais difícil acesso. Somente com um estudo de 
reservatórios e a ajuda de simuladores de fluxo em meio poroso é possível estimar as 
capacidades produtivas de um sistema. Como o espaço é limitado à estrutura flutuante, o peso é 
um dos principais fatores que limitam a capacidades das plantas instaladas. As decisões tomadas 
devem ser baseadas nos custos, tecnologias, complexidade dos reservatórios e incerteza e riscos 
do processo. 
A escolha da estratégia adequada para o desenvolvimento de um campo de petróleo, bem 
como a seleção dos sistemas de produção, requer, de acordo com as boas práticas do mercado, 
uma análise e comparação das possibilidades existentes. No Brasil, a Agência Nacional do 
Petróleo (ANP) controla as atividades de petróleo e em sua diretriz especificada na Portaria Nº 
90, o prazo para a definição de um projeto conceitual a ser usado no Plano de Desenvolvimento é 
de seis meses, realizado após a etapa exploratória e declaração de comercialidade do campo. 
O planejamento é composto por etapas que consistem nas fases de definição dos objetivos do 
projeto, como alcançá-los e nível de detalhamento do projeto. São elas: 
 
13 
 
1- Identificação: Nessa fase é analisado se o projeto está de acordo com os objetivos da 
empresa e é oficializada pela emissão de documento preenchido pela gerência 
responsável. Consiste em verificar a viabilidade econômica e técnica do projeto, avaliar o 
valor agregado, fazer um estudo das incertezas inerentes ao projeto e minimizá-las o 
máximo possível, identificar possíveis alternativas de estratégias durante o 
desenvolvimento, analisar os recursos técnicos e tecnológicos necessários além dos 
investimentos requeridos. 
2- Seleção: Nessa fase o objetivo é selecionar as alternativas técnicas para a sua posterior 
implementação. Após a seleção, é elaborado um Estudo de Viabilidade Técnica 
Econômica do projeto conceitual. 
3- Definição: É definido o plano executivo do projeto bem como o projeto básico, o Estudo 
de Viabilidade Técnica desse projeto e a licitação por serviços, equipamentos e 
operações. 
4- Execução/Implementação: Nessa fase se executa o projeto selecionado com os prazos e 
custos pré-estabelecidos no planejamento. Abrange a perfuração, completação, 
interligação de poços, planos de operação etc. 
5- Encerramento: Caracteriza o término da execução do projeto. Os dados são coletados e 
analisados e verifica-se a eficácia do projeto em relação ao planejado além das lições 
aprendidas. 
Segundo Barroux (2000), para que a otimização do desenvolvimento de um campo, deve-
se simular o reservatório conjuntamente com o sistema de produção com os poços com alto 
potencial de vazão dividindo o mesmo sistemade superfície centralizado. Magalhães (2005) diz 
que a interação entres os modelos de reservatórios, escoamento, poços e processamento é 
importante pelos elevados custos na implementação e limitações dos sistemas operacionais. 
Quando está no início, o projeto de desenvolvimento de um campo deve analisar todas as 
opções possíveis para uma melhor otimização segundo Berkel et al. (2009). Um modelo 
simplificado nas etapas iniciais do processo é fundamental para que possam ser analisados um 
grande número de possibilidades e análises de sensibilidade variando os parâmetros do projeto, 
além da influência que as incertezas geram sobre o projeto para um melhor gerenciamento de 
riscos (WOODHEAD, 2006). 
 Por este motivo, a utilização de ferramenta que otimize o desenvolvimento dos sistemas 
de produção, no início de projeto pode ser muito importante para subsidiar as decisões a serem 
 
14 
 
tomadas e para os estudos subsequentes. Deve ser uma ferramenta capaz de representar o 
reservatório de maneira adequada, além do escoamento dos fluidos no meio poroso e 
equipamentos para a produção e processamento dos hidrocarbonetos extraídos. Como reúne 
informações que precisariam de um certo número de profissionais para lidar, uma vantagem de 
se utilizar um software com tais recursos é a minimização do erro pela redução de interfaces 
distintas para solucionar o problema. A confiabilidade das análises aumentou consideravelmente 
com o início da utilização dessas ferramentas e seus desenvolvimentos. 
Quanto mais possibilidades disponíveis de composição dos sistemas de produção, mais 
difícil a tomada de decisão sobre a configuração a ser selecionada. O projeto expedito (inicial, 
com menor número de informações), deve ser conservador em relação aos riscos e incertezas 
sobre o reservatório, escoamento dos fluidos, equipamento disponível e necessário, além de 
cenários econômicos. Deve-se considerar também a possibilidade de novas descobertas e a 
capacidade do sistema de absorvê-las. 
O método utilizado para realizar as previsões quantitativas do comportamento de 
produção é a simulação de reservatórios que é fundamental no processo de otimização e tomada 
de decisão de um projeto. A confiabilidade das simulações faz com que nenhuma decisão seja 
tomada sem que seja feita uma simulação anteriormente. Com o aumento de desafios na 
exploração de campos de petróleo, como grandes distâncias e profundidades e fluidos e 
equipamentos complexos, a demanda por simulação sobre o sistema de produção se elevaram. 
 
 Gerenciamento de Risco no Tempo e Custo das Intervenções em Poços 
 
 
De acordo com Zausa et al. (2011), a realização de estimativas de tempo e custo para 
projetos de construção de poços é uma tarefa difícil, tanto por causa da versatilidade operacional, 
quanto pelos fatores externos que podem influenciar no momento de sua execução. O resultado 
desta dificuldade é a constante reclamação da indústria em relação ao tempo e recursos extras 
necessários para a finalização das intervenções. Essas reclamações, entretanto, podem ser 
minimizadas com a aplicação de um adequado processo de gerenciamento do risco. 
O grau de incerteza relativamente alto dos parâmetros e variáveis encontrados na 
exploração e produção de petróleo, em poços marítimos principalmente, embasa a importância 
de se utilizar metodologias para analisar os projetos que ajudem a identificar e mitigar as 
incertezas que mais afetam o desenvolvimento econômico do campo em questão. Deve-se 
 
15 
 
analisar a influência das incertezas e os riscos inerentes aos projetos a fim de que sejam 
economicamente viáveis para a operadora que o está explorando. 
As estimativas de tempo e custo do poço em análise, obrigatoriamente, acontecerão antes 
de sua perfuração, tanto na etapa de estudo de alternativas, quanto na etapa de execução. Depois 
de construído, toda e qualquer intervenção necessária deverá ser novamente estimada, pois seu 
custo atual é quem definirá sua viabilidade técnico-econômica. 
Diversos autores, entre eles Codling e Leatherby (2013), Adams et al. (2010), Zausa et al. 
(2011) e Zhao et al. (2011), vêm chamando atenção para a importância do gerenciamento de 
risco no processo de análise das previsões probabilísticas de tempo e custo das operações das 
intervenções relacionadas à exploração e produção de um campo de petróleo. Como nessas 
situações, o custo diário de operação é considerável, eventos indesejáveis podem aumentar o 
tempo das operações e consequentemente o seu custo. Zausa et al. (2011) salienta que cenários 
com risco zero não existem, porém com a correta compreensão dos riscos, esses podem ser 
gerenciáveis e controlados. Para ilustrar, o risco de um avião se chocar contra uma sonda de 
exploração é baixíssimo e não deve ser considerado em uma análise de gerenciamento de risco. 
Já condições ambientais relativas a um campo são mapeáveis e acontecem com certa frequência, 
devendo ser incluídas nas análises sobre risco. 
Para um correto gerenciamento de risco deve-se, primeiramente, compreender alguns 
conceitos. Para analisar as incertezas e riscos de um determinado projeto é necessário fazer a 
distinção teórica entre estas duas palavras. Risco é todo evento ao qual se pode associar uma 
probabilidade de ocorrência, já incerteza é quando não se tem como mensurar a probabilidade de 
se acontecer (SIMONSEM, 1994). Trata-se, portanto, de algo possível e desejável a conversão 
de incerteza em risco calculado mediante a determinação de distribuições de probabilidade para 
as variáveis incertas. As origens dos riscos podem ser diversas e consequentemente os seus 
efeitos também. Os riscos podem ter natureza geológica, ambiental, logístico, tecnológico e 
operacionais. Seja qual for a sua origem, alguns deles podem ser significativos e afetar 
consideravelmente o tempo da operação. Codling e Leatherby (2013) dizem que tais riscos 
devem ser analisados de maneira particular uma vez que a maior parte do tempo não produtivo 
de uma intervenção em campos de petróleo provém de um número menor de ocorrências. 
Adam et al. (2010) diz que 95,9% das ocorrências foram responsáveis por 47,8% do 
tempo total não produtivo, enquanto apenas 4,1% das ocorrências foram responsáveis por 52,2% 
do tempo total não produtivo. Já Codling e Leatherby (2013) diz que 95% das ocorrências 
 
16 
 
representam 42% do tempo total não produtivo enquanto 5% representam 58% do tempo total 
não produtivo. 
Na engenharia de poços os principais objetivos do gerenciamento de risco e incertezas em 
um projeto consistem em dar suporte para o processo de tomada de decisão, estabelecimento de 
objetivos, prazos e custos otimizados, buscando o sucesso dos objetivos dentro dos prazos e 
custos previstos. O ideal é que a intervenção prevista para o poço dure o mais próximo possível 
do prazo planejado. Uma duração maior ou até mesmo menor pode incidir em custos não 
previstos, comprometendo assim todo o projeto. 
 É neste contexto que se apresenta o software baseado no modelo de Monte Carlo, que 
reúne informações associadas às atividades, custos e riscos da intervenção, prevendo seu custo e 
tempo de duração. Ao invés de um único resultado, o software apresenta uma gama de valores 
esperados, ajudando na compreensão dos cenários otimista, pessimista e mais provável. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
17 
 
 
 
 
 
3. Metodologia 
 
 
3.1 Conceitos 
 
Para apresentar a metodologia utilizada nesse trabalho é preciso antes apresentar alguns 
conceitos estatísticos importantes. Os parâmetros das amostras e variáveis aleatórias utilizadas 
nas simulações vão ditar a distribuição de probabilidade utilizada pela simulação. O 
entendimento de tais parâmetros se faz, então, necessário para a completa compreensão dos 
mecanismos utilizados. 
 
Parâmetros de amostra de dados 
 
Os parâmetros de uma amostra de dados podemser divididos em: 
• Parâmetros de posição: medidas de tendência central; 
o Média Aritmética: É o valor que representa a tendência central de uma amostra. É 
influenciada mais por valores extremos. É obtida pelo somatório dos valores 
observados dividido pela quantidade de observações da amostra (Sweeny, 
Williams & Anderson, 2015) 
o Mediana: É o valor que divide a amostra de forma que metade da quantidade de 
dados esteja abaixo dele e a outra metade acima. É influenciada pelo número de 
dados e não pelos seus valores. (Sweeny, Williams & Anderson, 2015). Caso o 
número de elementos da amostra seja ímpar, a mediana ocupa a posição central. 
Caso o número de elementos na amostra seja par, a mediana é a média dos dois 
valores que ocupam a posição central. 
o Moda: é o valor da amostra que ocorre de forma mais frequente. Pode não existir 
(no caso de apenas valores diferentes) e pode não ser única. (Sweeny, Williams & 
Anderson, 2015). A melhor maneira de se visualizar a moda é construindo um 
 
18 
 
histograma no qual a moda é representada pelo(s) ponto(s) mais alto(s) da 
distribuição. 
o Percentil, Quartil e Decil: Essas medidas dividem os elementos de uma amostra 
ordenada em partes. São importantes por fornecerem informações de como os 
dados estão distribuídos ao longo do intervalo (Sweeny, Williams & Anderson, 
2015). Em um intervalo existem 99 percentis que dividem o intervalo em 100 
partes iguais que correspondem a 1% dos dados. Os quartis seguem a mesma 
lógica, mas dividem o intervalo em 4 partes iguais e, portanto, existem 3 quartis. 
Os decis por sua vez, dividem o intervalo em 10 partes iguais existindo um total 
de 9 decis em um intervalo. Os percentis, quartis e decis dividem os dados de uma 
amostra ordenada (por ordem crescente de dados) em partes. São importantes por 
fornecerem informações de como os dados estão distribuídos ao longo do 
intervalo (Sweeney, Williams, & Anderson, 2015; Moore, McCabe, Duckworth,& 
Sclove, 2006; Freund, 2006). 
• Parâmetros de dispersão: medidas da dispersão dos dados que compõem o espaço 
amostral (variância e desvio-padrão) 
o Variância: É a medida que representa o quão distante da média os valores da 
amostra estão. É calculada utilizando a soma do quadrado das diferenças dos 
dados em relação à média dividido pelo número de dados diminuído de uma 
unidade. 
o É a raiz quadrada da variância. É uma medida de mais fácil entendimento pois 
possibilita a criação de um range de valores em torno da média. 
• Parâmetros de forma: fazem referência à assimetria do espaço, ou seja, a ocorrência dos 
dados em trono de valores centrais. 
o Assimetria: É a medida que mostra a curva de valores em relação à quantidade 
dos dados que representam cada valor. Pode ser positiva, quando ocorre um maior 
número de valores menores, negativa, quando ocorre um maior número de 
ocorrência maiores, ou nula, quando tem igualdade de valores maiores e menores. 
o Curtose: É a medida que se refere ao achatamento da distribuição de valores em 
relação à quantidade dos dados. Indica o grau de concentração de valores em 
torno da média e é importante para avaliar a dispersão do conjunto de dados. 
O tipo de variável aleatória sendo analisado também é relevante para a análise. Elas podem ser: 
 
19 
 
• Discretas: São as variáveis que apresentam valores finitos ou infinitos contáveis. Ex: 
número de poços; número de horas etc. 
• Contínuas: São as variáveis que podem assumir qualquer valor numérico em série de 
dados, inclusive em escala contínua. Ex: profundidades; temperaturas etc. 
 
Distribuições de probabilidade 
 
Uma distribuição de probabilidade é um modelo matemático que relaciona um certo valor da 
variável analisada com a sua probabilidade de ocorrência. 
Há dois tipos de distribuição de probabilidade 
• Distribuições Contínuas: Quando a variável analisada é expressa em escala contínua 
dentro do intervalo analisado. É a regra que define a função densidade de probabilidade 
da variável de interesse. 
• Distribuições Discretas: Quando a variável analisada só pode assumir valores específicos. 
É a regra que define a função de probabilidade da variável analisada. 
Nesse trabalho serão utilizadas apenas distribuições de probabilidade contínuas. Na literatura 
atual, existem um grande número de distribuições de probabilidade contínuas porém esse 
trabalho focará em apenas seis. São elas: 
 
1. Distribuição Uniforme 
 
 Esse tipo de distribuição depende apenas de seu intervalo de forma que todos os 
valores do espaço amostral possuem a mesma probabilidade de ocorrência. A função 
densidade de probabilidade da distribuição Uniforme é dada pela função da Equação 1 e 
mostra que todo valor em um intervalo tem a mesma probabilidade de ocorrer como 
mostrado na Figura 3-1. 
 
 
 (Eq. 1) 
 
 
20 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
Figura 3-1: Distribuição Uniforme. Dávila (2017) 
 
A distribuição Uniforme deverá ser utilizada quando, em um intervalo 
selecionado, o histograma de frequência apresentar o mesmo número de ocorrência para 
todo o intervalo. Os motivos para tal podem ser diversos, como por exemplo falta de 
informações precisas, o que gera maior incerteza e consequentemente maior 
aleatoriedade dos dados. 
 
2. Distribuição Normal 
 
Esse tipo de distribuição, também conhecido como distribuição gaussiana, é a 
distribuição contínua mais importante. Esse fato se deve pela sua aplicabilidade a um 
maior número de observações. O teorema do limite central (TLC), influencia em um 
comportamento simétrico da distribuição pois garante que mesmo que os dados não 
estejam distribuídos segundo uma normal, a média dos dados converge para uma 
distribuição Normal conforme o número de dados aumenta. O formato da curva apresenta 
um padrão de sino. Devido a sua simetria, apresenta o mesmo valor para média, moda e 
mediana. Podemos citar como exemplo a altura de uma população. À medida que o 
número de pessoas incluídas no intervalo aumenta mais próximo do padrão normal a 
curva da função densidade de probabilidade se torna. Os principais parâmetros da 
 
21 
 
distribuição Normal são a média e o desvio padrão. A média determina o centro da curva 
enquanto o desvio-padrão determina a forma da curva, ou seja, a curtose (Freund, 2006; 
Larson & Farber, 2010). 
A função densidade de probabilidade da distribuição Normal é dada pela Equação 
2 e sua forma está representada na Figura 3-2. 
 (Eq. 2) 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
Figura 3-2: Distribuição Normal. Modificado de Freund (2006) 
 
A curva da distribuição Normal mostra um comportamento entre os dados e o 
desvio padrão, sendo: 
• 50% das observações se localizam à esquerda da média e os outros 50% à direita; 
• 68% das observações estão distantes até o desvio-padrão em relação à média, 
34% à esquerda e 34% à direita; 
• 99,7% das observações estão situadas até três desvios-padrão da média, sendo 
metade à esquerda e metade à direita; 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
22 
 
 
 
 
Figura 3-3: Comportamento de parâmetros na distribuição Normal. Artes (2017). 
 
 
3. Distribuição Lognormal 
 
A distribuição Lognormal tem como carcterísticas ser uma distribuição 
assimétrica e positiva, visto que a maior quantidade de dados está à esquerda da média. 
Tem aplicabilidade em conjunto de dados no qual a frequência de valores mais altos é 
baixa. Os parâmetros utilizados nessa distribuição são a média e o desvio-padrão e quanto 
maior esse último, maior a assimetria da distribuição. 
 
A função densidade de probabilidade da distribuição Lognormal é dada pela 
Equação 3 e a Figura 3-4 mostra a forma do gráfico que representa a função. 
 
 (Eq. 3) 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
Figura 3-4: Distribuição Lognormal. Wikipédia (2017) 
 
23 
 
 
 
 
 
 
4. Distribuição Triangular 
 
A distribuição Triangular é um tipo de distribuição que pode se apresentar tanto 
deforma simétrica como de forma assimétrica. É composta por três valores principais 
que lhe conferem a forma triangular, sendo um valor mínimo, um mais provável e um 
valor máximo. 
A Equação que representa a função densidade de probabilidade dessa distribuição é dada 
pela Equação 4 e a Figura 3-5 representa o padrão do gráfico, onde a ponto c é mais 
provável (moda) no intervalo compreendido por a e b que tem probabilidade 0 de 
ocorrência. 
 
 (Eq. 4) 
0 qualquer outro caso 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
24 
 
 
 
Figura 3-5: Distribuição Triangular. Wikipédia (2017) 
 
 
A distribuição Triangular é aplicável quando os valores mínimos, mais prováveis 
e máximos são obtidos de forma subjetiva, ou quando se tem poucos dados para análise. 
 
5. Distribuição Beta/PERT 
 
A distribuição PERT consiste em descobrir as probabilidades dos dados 
baseando-se em três estimativas, assim como a Triangular, sendo elas a estimativa 
otimista, pessimista e mais provável (Fernandes & Sanches, 2013). 
Ao contrário da Triangular, porém, a distribuição PERT atribui um peso maior ao valor 
mais provável (moda). A Equação 5 apresenta como é calculada a função densidade de 
probabilidade da distribuição PERT. Na Figura 3-6 está representado o gráfico da 
distribuição. 
 
 (Eq. 5) 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
Figura 3-6: Distribuição Beta/PERT. Modificado de Milton P. Borba (2015) 
 
 
 
25 
 
Percebe-se que já Eq. 5 é a média ponderada com a moda tendo um peso quatro 
vezes maior que as demais variáveis. A moda é quem define a assimetria da distribuição 
visto que quanto mais próximo do valor mínimo, se situará à esquerda da média 
demonstrando um comportamento assimétrico positivo e quanto mais próximo ao valor 
máximo, a moda se situará mais à direita da média, configurando um comportamento 
assimétrico negativo (Buchsbaum, 2012). 
A distribuição PERT é considerada um subconjunto da distribuição Beta que 
considera que o valor mais provável influencia quatro vezes a distribuição do que os 
valores pessimista e otimista. Assim como na Triangular os valores em torno da moda 
têm maior probabilidade de ocorrência, porém a curva da Beta é menos acentuada e 
apresenta transição para os demais valores de forma mais suave. A Figura 3-7 mostra a 
comparação entre a distribuição Triangular e a PERT. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
Figura 3-7: Comparação distribuição Beta/PERT versus Triangular. 
 
Como ambas as distribuições, PERT e Triangular, se baseiam em três pontos, a 
decisão de qual utilizar deve levar em consideração se os valores mais provável, otimista 
e pessimista são baseados em ocorrências reais ou não. Caso seja, a distribuição mais 
adequada será a PERT, caso contrário, quando não é possível a ponderação de nenhuma 
variável, a distribuição Triangular é a mais indicada. 
Tanto a distribuição Beta quanto a distribuição Triangular baseiam-se em estimativas de 
três pontos. 
 
 
 
26 
 
 
 
 
 
6. Distribuição Stepped 
 
A distribuição Stepped combina outras duas distribuições: a distribuição 
Uniforme e a distribuição triangular. Possui como parâmetros o valor mínimo, a mediana 
e o valor máximo de um dado intervalo. A mediana divide a distribuição em duas partes 
de área iguais, uma com um intervalo menor, porém com a frequência de ocorrência 
maior e outra com um intervalo maior e frequência de ocorrência menor. A Figura 3-8 
demonstra essa relação (Leatherby & Codling, 2013). 
 
 
 
 
 
 
 
 
Figura 3-8: Distribuição Stepped. Leatherby, Codling (2013). 
 
Na distribuição Stepped, a medida é representativa dos parâmetros de entrada uma 
vez que está situado no meio entre o menor e o maior tempo de duração. Os valores 
extremos representam valores mais próximos dos limites reais da amostra que em outras 
distribuições (Leatherby & Codling, 2013). 
No artigo publicado por Leatherby & Codling (2013), os mesmos calcularam para um 
determinado espaço amostral os parâmetros das diferentes distribuições. O resultado é 
aquele apresentado na Tabela 3-1 abaixo, onde é possível perceber que, dentre as 
distribuições de três pontos, a Stepped foi aquela que apresentou os limites mais realistas. 
 
 
 
 
27 
 
 
 
 
 
 
Distribuição Parâmetros 
Uniforme Mín: 5,18 
Máx: 50,66 
 
Triangular 
Mín: -4,45 
Med: 28,35 
Máx: 59,86 
Normal Mín: 27,92 
DesvPad: 13,12 
Lognormal Mín: 25.40 
DesvPad: 1,59 
 
Beta/PERT 
Mín: -12,32 
Med: 28,35 
Máx: 66,44 
 
Stepped 
Mín: 14,50 
Med: 20,02 
Máx: 57,14 
Tabela 3-1: Comparação distribuições de probabilidade. Leatherby, Codling (2013). 
 
3.2 Simulação de Monte Carlo 
 
 
O Método de Monte Carlo consiste em uma simulação estatística que utiliza 
sequências de números aleatórios para desenvolver simulações para obter uma solução 
aproximada de um problema complexo. É baseado em termos de funções densidade de 
probabilidade. Uma vez definida a distribuição, a Simulação de Monte Carlo faz 
amostragens aleatórias a partir das mesmas. São realizadas inúmeras iterações até que 
seja formado uma amostragem de tamanho desejado. São obtidas medidas como: média, 
desvio padrão etc. É um processo bastante recomendado para um alto número de 
incertezas sobre um determinado projeto de previsão de poço (Akins, Abell, & Diggins, 
2005). 
 
Na prática, para realizar a Simulação de Monte Carlo consiste em quatro passos: 
 
1. Modelar o problema definindo uma função densidade probabilidade apropriada para 
representar o comportamento de cada uma das incertezas; 
 
28 
 
2. Gerar valores aleatórios aderentes à função densidade de probabilidade escolhida para 
cada incerteza analisada; 
3. Calcular o resultado determinístico substituindo as incertezas pelos valores gerados 
gerando uma observação do problema; repetir os passos 2 e 3 até que se obtenha uma 
amostra do tamanho desejado; 
4. Compilar e manipular os resultados da amostra de forma a obter estimativa da solução do 
problema, através da construção da curva de probabilidade acumulada. 
 
Quando se trata de estimativa de tempo e custos de intervenções em poços de 
petróleo, os passos as serem seguidos são: 
 
1. Definição do problema: O escopo do projeto, objetivo da previsão e as contingências 
associadas; 
2. Modelagem dos dados de entrada: Deve ser feito uma análise criteriosa dos dados 
utilizados. Quanto maior a quantidade desses dados melhor pois uma amostra pequena 
pode não ser muito representativa do universo analisado. A similaridade dos dados 
usados com a realidade do projeto é fundamental também para uma estimativa mais fiel 
do projeto. Dados de fontes mais recentes também tem maior aproximação com a 
realidade, uma vez que representam um cenário mais atualizado da fonte de dados. A 
seleção adequada dos dados é de suma importância para a confiabilidade do resultado da 
simulação (Williamson, Sawaryn, & Morrisson, 2006); 
 
3. Definição da distribuição de probabilidade: Consiste em selecionar a distribuição de 
probabilidade que melhor se aplique ao conjunto de dados analisados. Deve-se optar pela 
distribuição que se relaciona melhor com as médias e intervalos dos dados. O máximo e o 
mínimo devem ser maior e menor que os maiores e menores valores da amostra, 
respectivamente, pois a realidade pode ser melhor ou pior que o histórico analisado 
(Akins, Abell, & Diggins, 2005; Williamson, Sawaryn, & Morrisson, 2006). 
 
4. Amostragem da distribuição dos dados de entrada – iterações: Após cada iteração, o 
tempo médio dos valores gerados aleatoriamente para cada item do escopo é somado, 
gerando o tempo médio total estimado para a intervenção. Quanto mais iterações se 
realiza, mais confiável o resultado obtido pelas diversas iterações realizadas, porém 
 
29 
 
maior o esforço computacional. O resultado das iterações gerará um diagrama de 
frequências e, juntamente com a distribuição de probabilidade escolhida, resultará nacurva de probabilidade acumulada. 
 
5. Análise dos resultados: A simulação de Monte Carlo gera a curva de probabilidade 
acumulada através da qual se estimar as diferentes probabilidades de duração da 
intervenção além da obtenção dos parâmetros da distribuição do resultado. É necessário 
que o resultado obtido seja comparado com os dados correlatos e a expertise dos analistas 
(Williamson, Sawaryn, & Morrisson ,2006). A previsão de resultados não é um processo 
puramente mecânico e deve ser avaliado para melhor compreensão dos resultados. Antes 
de qualquer alteração, porém, deve-se ter cuidado pois mesmo resultados não esperados 
podem estar corretos. 
 
 
3.3 Metodologia 
 
Nesse estudo, o impacto dos riscos será quantificado em termos dos tempos das 
operações realizadas em cada intervenção. O gerenciamento de risco, quando se trata de 
engenharia de poços, pode ser divido em macroetapas que são detalhadas mais especificamente 
de acordo com cada projeto. 
As macroetapas são: 
1. Identificação dos riscos: Nessa etapa são feitos o levantamento das possíveis fontes e dos 
riscos do projeto. Os riscos são levantados analisando o histórico de intervenções que 
possam ser relacionadas com o projeto ou pela expertise do projetista ou consultor que 
está realizando a análise. 
Podem ser referentes a aguardos climáticos, logísticos e problemas de sonda, geológicos 
ou operacionais. Quando alguma dessas situações acontece, todo o tempo decorrente das 
operações necessárias para solucionar o problema apresentado é classificada como 
contingência e seus tempos contabilizados como riscos. 
A expertise dos projetistas ou consultores é baseada em experiências anteriores que 
permitem que, dependendo das características envolvidas no projeto, sejam identificados 
riscos que podem ocorrer nos projetos. Entretanto, Willamson, Swary e Morrison, 2006, 
dizem que não se deve inserir riscos para os quais ainda não houve ocorrências. 
 
30 
 
2. Avaliação dos riscos: Depois da identificação e estimação dos riscos, deve-se avaliar a 
aplicabilidade dos riscos ao projeto a ser desenvolvido. Isso se deve, pois, 
equipamentos, operações e condições que se aplicam a um campo podem não ser 
aplicados ao projeto em questão. Esse processo é simples e conta com a interface do 
projetista envolvido no projeto que é responsável pela decisão de se devem considerados 
os riscos levantados. 
3. Cálculo e apresentação do risco: Após a decisão de quais riscos serão utilizados deve-se 
calcular os riscos. O impacto do risco se refere à duração do risco selecionado nos poços 
de correlação e a probabilidade de ocorrência é a frequência de ocorrência do risco em 
relação ao tamanho do espaço amostral analisado. O impacto do risco é apresentado 
através dos parâmetros da distribuição de probabilidade selecionada para representar os 
dados quando se há uma quantidade suficiente desses dados ou de forma determinística 
quando há escassez de dados. 
Os riscos serão categorizados de acordo com os riscos comuns à atividade analisada ou à 
área a que será aplicada. Geralmente são caracterizados como riscos técnicos, de gestão, da 
organização ou externos. Ainda podem ser categorizados pela área afetada, como escopo, 
financeira, tecnológicas etc. (ROVAI, 2005) 
A identificação dos riscos é uma etapa importante da análise estatística de tempos de um 
projeto de intervenção de poços. É importante então, a colaboração entre projetistas, consultores 
e demais envolvidos no projeto para o correto mapeamento dos riscos. 
Os mecanismos de mapeamento dos riscos podem ser diversos, incluindo brainstorms, 
análise de banco de dados correlatos, questionários, análise swot etc. Essa atividade é cíclica, 
uma vez que novos riscos ocorrem e devem ser considerados em projetos futuros. 
Correlação Problema Descrição Impacto Probabilidade 
(%) 
Aplicável? 
(projetista) 
 
Poço A 
Dificuldade no 
desassentament
o do TH 
Não conseguiram desenroscar o TH, 
provavelmente pelo fato de ele estar 
assentado a muito tempo. Foi 
necessário 
descer FETH. 
 
132,00 
horas 
 
10% 
Não. O TH 
atual não é 
enroscado. 
 
Poço B 
Dificuldade 
durante o 
assentamento 
da 
STDV 
Não conseguiram assentar a STDV na 
primeira tentativa. Foi necessário 
gabaritar o poço com estampador e 
identificação a 
presença de sujeira no 
nipple. 
 
16, 00 
horas 
 
10% 
 
Sim 
 
Poço C 
Dificuldade 
de descida do 
flexitubo 
O flexitubo não conseguiu avançar devido 
a provável presença de incrustação na 
coluna 
de produção 
12, 00 
horas 
 
30% 
 
Sim 
Tabela 3-2: Exemplo de mapeamento de riscos 
 
31 
 
 
O impacto de um risco pode ser apresentado de diferentes maneiras, a depender da 
frequência de ocorrência do problema. Se houve apenas uma ocorrência para problema, o 
impacto será a sua duração. Se houve duas ocorrências, o impacto será apresentado através da 
média das durações. Se houve três ou mais durações, o impacto poderá ser apresentado de duas 
formas: através dos valores mínimo, médio e máximo, ou através de todos os valores. A 
probabilidade será o resultado da divisão entre a frequência de ocorrência do problema e a 
quantidade de poços correlatos analisados 
 
Problema 
Frequência de 
ocorrência 
Ocorrências 
Apresentação do 
Impacto (hr) 
Probabilidade 
(%) 
Combate à perda de 
circulação 
1 poço em 6 poços 
analisados 
48,00 horas 48,00 16,67 
Prisão de coluna de 
perfuração 
2 poços em 6 
poços analisados 
24,00 horas; 
18,00 horas 
21,00 33,33% 
Dificuldade de 
instalação do 
BOP 
4 poços em 6 
poços analisados 
24,00 horas; 16,00horas; 30,00 horas; 
18,00 horas 
Mínimo: 16:00 
Média: 22:00 
Máximo: 30,00 
 
66,67% 
Dificuldade de 
instalação do BOP 
4 poços em 6 
poços analisados 
24,00 horas; 16,00horas; 30,00 horas; 
18:00 horas 
24,00; 16,00; 30,00; 
18:0 
66,67% 
Tabela 3-3: Exemplo de impacto gerado pelos riscos 
 
Os tempos a serem considerados para as operações planejadas para o poço também são 
levantados da mesma forma que os riscos, porém não são atribuídas probabilidades a tais tempos 
uma vez que são operações que são necessárias para a construção do projeto. Os tempos dos 
poços correlatos também são analisados através dos parâmetros das distribuições de 
probabilidade ou de forma determinísticas, a depender do espaço amostral disponível. 
Com os dados levantados e devidamente tratados, parte-se para a parte computacional. 
No software utilizado para realizar a simulação, pode-se construir o escopo do projeto, com as 
operações a serem realizadas em cada fase. Algumas premissas são consideradas: 
• Os riscos ambientais, logísticos e de sonda serão distribuídos para toda as 
operações visto que atingem toda a intervenção. Essa distribuição é feita baseado 
no peso de cada operação em relação à intervenção inteira. 
• Os riscos relativos à uma operação específica serão considerados apenas para a 
operação em questão com a devida probabilidade de ocorrência. 
Após a construção do escopo da intervenção no software, realiza-se a simulação de 
Monte Carlo e obtém-se os valores estatísticos para os tempos das operações consideradas. O 
 
32 
 
software gera os valores para os “P’s” da simulação que são os percentis associados às 
probabilidades dos valores simulados. Segundo Akins, Abell e Diggins (2005), existem no total 
99 percentis (P1 ao P99), os quais separam o intervalo de resultado em 100 partes iguais, em que 
cada parte corresponde a 1% dos dados do conjunto, sendo estas as probabilidades de ocorrência. 
Se olharmos para o P10, por exemplo, podemos dizer que 10% dos dados apresentam valores 
melhores que P10 e 90% dos dados possuem valores piores que P10 (visão otimista). O contrário 
se dá para o P90 (visão pessimista). 
No modo default, o output do software apresenta o resultado somente dos percentis 
múltiplos de 5, tal como mostrado na Figura 3-10, abaixo. Os P10, P50 e P90 são os percentismais comuns de serem analisados no resultado (Akins, Abell, & Diggins, 2005). 
 
 
Figura 3-9: Percentis gerados após as simulações do software. 
 
Com os valores obtidos, o projetista usa os valores do “P” de projeto para embasar o 
orçamento necessário para o poço pretendido. O poço é então executado, e os tempos das 
operações executadas, tal como as operações não realizadas e não planejadas, são comparados 
com os tempos estatísticos planejados. Com esses dados é possível construir a chamada “Curva 
S”, que é um gráfico com as curvas das distribuições de probabilidade acumuladas a cada 
operação do estudo estatístico realizado (geralmente faz-se as curvas do “P10”, “P50” e “P90”), 
juntamente com a curva de tempo acumulado a cada operação da intervenção realizada. A Figura 
3-11 ilustra um exemplo desse gráfico. 
 
 
33 
 
Figura 3-10: Exemplo de Curva S. Modificado de Research Gate (2019). 
 
A partir desse gráfico, pode-se analisar o comportamento da intervenção realizada em 
relação ao estudo estatístico planejado e verificar as disparidades que ocorreram. Todo o 
processo descrito será realizado nos problemas analisados nos próximos capítulos. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
34 
 
4. Levantamento de dados e simulações 
 
 
As intervenções de petróleo são primordiais para o desenvolvimento e sucesso de um 
campo. Para cada uma delas é feito o planejamento do escopo com as operações necessárias 
envolvidas para a realização. É realizado então, o estudo probabilístico descrito no capítulo 
anterior. A primeira intervenção de um poço de petróleo é a perfuração. Sem perfuração não há 
poço e nenhuma outra intervenção. A intervenção de perfuração se inicia na mobilização e 
movimentação da unidade de perfuração para a localização a ser perfurada e termina com o 
abandono para posterior completação ou avaliação exploratória ou quando começam essas 
intervenções na sequência da perfuração. 
A completação é a outra intervenção obrigatoriamente requerida para que um poço possa 
produzir. Ela começa com a mobilização e movimentação da unidade de completação até o 
destino no caso de ser completado um poço previamente abandonado ou na montagem dos 
equipamentos no caso de ser realizada na sequência da perfuração. 
A avaliação exploratória, utilizada para avaliação de fluidos, pressão e formações, nem 
sempre ocorre, sendo mais comum em poços pioneiros em uma localização de um campo. Já os 
workovers são intervenções mais imprevisíveis já que não se sabe exatamente quando será 
necessário realizá-las. Como é uma intervenção de manutenção, pode ocorrer em qualquer 
momento da vida de um poço ou para abandoná-los. 
Nesse trabalho serão apresentados estudos probabilísticos para cada uma das intervenções 
que podem acontecer em um poço. 
 
4.1 Perfuração 
 
A perfuração é a primeira intervenção de um poço. Ela pode ser de exploração ou de 
desenvolvimento e produção. Consiste em fases que são divididas pelos diâmetros do poço e 
revestimentos. A Fase 0 é a fase desde a movimentação da unidade de perfuração ao local da 
intervenção até a preparação, montagem e descida dos equipamentos para perfurar. A Fase 1 
começa no primeiro metro perfurado e ainda compreende o condicionamento de poço, descida e 
assentamento de revestimento e sua cimentação, até a montagem e descida do equipamento para 
perfurar a próxima fase. A Fase 2 é semelhante à Fase 1, porém tem a instalação e testes de BOP 
 
35 
 
após a cimentação dos revestimentos. As fases seguintes têm como base as operações da Fase 1 
com operações pontuais no meio. 
O poço analisado é o poço 8-FLA-23-RJS do campo de Flamingo e tem quatro fases. O 
escopo é apresentado na Tabela 4-2 que ainda mostra os dados da simulação no software e 
apresenta os diâmetros de perfuração e revestimento de cada fase. 
As seguintes premissas foram consideradas: 
• Os poços de correlação foram selecionados da seguinte forma: 
o Poços perfurados no campo de Flamingo e no campo vizinho de Garça nos três 
anos anteriores 
o Poços que tiveram início de poço perfurado e revestido com 36” 
o Poços com uma lâmina d’água próxima à da nova intervenção 
o As operações de perfuração, condicionamento de poço, perfilagem a poço aberto 
e teste de absorção são provenientes de poços de correlações geológicas 
o As demais operações são provenientes de poços de correlações de sonda 
• Para mapear os riscos climáticos e logísticos foram usados os poços do último ano 
perfurados na mesma Bacia da nova intervenção 
• Para mapear os riscos de sonda foram usadas as seis últimas intervenções de perfuração 
realizada pela sonda selecionada para a nova intervenção 
• Na operação de perfuração foram utilizadas as taxas em metros por hora e o comprimento 
perfurado das fases na simulação de dados 
• O “P” de projeto foi definido pelo projetista como o P70 
 
Os riscos foram mapeados e estão apresentados na Tabela 4-1 
 
Fase Operação Risco Probabilidade (%) Impacto (h) 
 
 
 
 
Intervenção 
Aguardando 
Condições Ambientais 
26 Mínimo: 18,5 
Mediana: 77,21 
Máximo: 199,5 
Logística 25 Mínimo: 25,5 
Mediana: 50,33 
Máximo: 96,5 
Sonda 43 Mínimo: 12,0 
Mediana: 49,93 
Máximo: 113,0 
0 Preparando para 
perfurar 
Dificuldade na 
Operação 
3,08 Determinístico:15,25 
1 Perfuração 36" x 42" Falha de equipamento 12,24 Mínimo: 7,5 
Mediana: 25,08 
Máximo: 53,0 
Preparando para 
perfurar 
Dificuldade na 
Operação 
3,08 Determinístico:15,25 
 
36 
 
2 Perfuração 17 1/2" Falha de equipamento 12,24 Mínimo: 7,5 
Mediana: 25,08 
Máximo: 53,0 
Prisão/Pescaria 6,67 Determinístico:131,5 
Combate à perda 20 Mínimo: 7 
Mediana: 82,83 
Máximo: 174,5 
Revestimento 13 
5/8" 
Dificuldade na 
Operação 
5,88 Mínimo: 13,5 
Mediana: 25,67 
Máximo: 45,5 
Instalação BOP Dificuldade na 
Operação 
12,5 Determinístico: 84,5 
Teste BOP Falha de equipamento 6,67 Determinístico: 13,0 
Teste BOP Falha de equipamento 6,67 Determinístico: 13,0 
Preparando para 
perfurar 12 1/4" x 14 
3/4" 
Dificuldade na 
Operação 
2,04 Determinístico: 85,0 
3 Perfuração 12 1/4" x 
14 3/4" 
Falha de equipamento 12,24 Mínimo: 7,5 
Mediana: 25,08 
Máximo: 53,0 
Combate à perda 20 Mínimo: 7,0 
Mediana: 82,83 
Máximo: 174,5 
Revestimento 10 
3/4" x 9 5/8" 
Dificuldade na 
Operação 
12,5 Determinístico: 17,5 
Dificuldade na 
Operação 
5,88 Mínimo: 13,5 
Mediana: 25,7 
Máximo: 45,5 
Energização de 
packoff 
Combate à perda 3,7 Determinístico:14,5 
Instalação de bucha Dificuldade na 
Operação 
10 Determinístico:26,3 
Preparando para 
perfurar 8 1/2" 
Falha de equipamento 5,26 Determinístico:5,0 
4 Perfuração 8 1/2" Dificuldade na 
Operação 
2,04 Determinístico: 85,0 
Falha de equipamento 12,24 Mínimo: 7,5 
Mediana: 25,1 
Máximo: 53,0 
Combate à perda 20 Mínimo: 7,0 
Mediana: 82,83 
Máximo: 174,5 
Perfilagem Falha de equipamento 16,67 Determinístico: 34,0 
Contingência: Top 
Squeeze 
Dificuldade na 
Operação 
3,39 Determinístico: 36,5 
Tabela 4-1: Riscos mapeados para intervenção de perfuração 
 
Com os dados dos tempos das operações e riscos mapeados, realiza-se a simulação de 
Monte Carlo no software. O resultado da simulação é apresentado na Tabela 4-2 
 
 
Perfuração 
 
P10 
 
P50 
 
P70 
 
P90 
 
PE 
 
Status 
 43,40 59,57 71,29 82,25 63,20 
Fase 0 Recolhendo beacons/transponders 0,30 0,48 0,58 0,65 0,00 Não Realizado 
Movimentação da unidade 0,89 0,94 0,96 0,98 0,00 Não Realizado 
Posicionando beacons/transponders 0,60 0,73 0,82 0,85 0,10 Executado 
Preparando para perfurar - 36"x42" 0,74 0,86 0,95 1,00 5,80 Executado 
Fase 1 Perfuração - 36"x42" 0,62 0,97 1,32 1,50 1,40 Executado 
 
37 
 
Condicionamento de poço - 36"x42" 0,11 0,14 0,16 0,17 0,10 Executado 
Retirada de BHA de perfuração - 36"x42" 0,18 0,30 0,38 0,42 0,40 Executado 
Revestimento - 36" 1,21 1,68 1,94 2,09 1,40 Executado 
Cimentação - 36" 0,55 0,64 0,69 0,710,70 Executado 
Contingência: aguardar pega da cimentação 0,54 0,56 0,58 0,59 0,00 Não Realizado 
Movendo e/ou cortando cabo de perfuração 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 Não Realizado 
Preparando para perfurar - 17 1/2" 0,91 1,15 1,31 1,40 1,60 Executado 
Fase 2 Perfuração - 17 1/2" 2,00 3,49 4,98 6,58 1,00 Executado 
Condicionamento de poço - 17 1/2" 0,21 0,31 0,36 0,39 0,40 Executado 
Retirada de BHA de perfuração - 17 1/2" 0,59 0,72 0,81 0,86 0,40 Executado 
Revestimento - 13 5/8" 1,27 2,00 2,45 2,76 2,50 Executado 
Cimentação - 13 5/8" 0,35 0,41 0,46 0,47 0,40 Executado 
Contingência: aguardar pega da cimentação 0,62 0,70 0,76 0,79 0,00 Não Realizado 
Movendo e/ou cortando cabo de perfuração 0,09 0,12 0,15 0,17 0,04 Executado 
Instalação de BOP 2,02 2,87 3,58 4,20 4,00 Executado 
Teste de BOP na instalação 0,89 1,12 1,29 1,38 1,50 Executado 
Teste de BOP na instalação 0,57 0,75 0,91 0,97 1,60 Executado 
Preparando para perfurar - 12 1/4" x 14 3/4" 1,48 1,89 2,19 2,38 1,40 Executado 
Fase 3 Perfuração - 12 1/4" x 14 3/4" 0,12 0,34 0,52 0,65 0,05 Executado 
Teste de absorção 0,12 0,20 0,26 0,29 0,30 Executado 
Perfuração - 12 1/4" x 14 3/4" 3,89 6,57 8,32 11,18 3,80 Executado 
Condicionamento de poço - 12 1/4" x 14 3/4" 0,31 0,45 0,51 0,57 0,50 Executado 
Retirada de BHA de perfuração 12 1/4" x 14 
3/4" 
0,58 0,69 0,77 0,80 0,40 Executado 
Retirada de bucha 0,47 0,61 0,69 0,76 0,40 Executado 
Preparando para alargar - 14 3/4" 0,00 0,00 0,00 0,00 0,60 Não Planejado 
Alargamento - 14 3/4" 0,00 0,00 0,00 0,00 0,20 Não Planejado 
Circulação para limpeza - 14 3/4" 0,00 0,00 0,00 0,00 0,10 Não Planejado 
Retirada de BHA de alargamento - 14 3/4" 0,00 0,00 0,00 0,00 0,50 Não Planejado 
Revestimento - 10 3/4" x 9 5/8" 2,48 3,28 3,78 4,14 4,80 Executado 
Cimentação - 10 3/4" x 9 5/8" 0,83 1,20 1,43 1,65 1,90 Executado 
Energização do pack-off 0,14 0,30 0,48 0,55 0,20 Executado 
Instalação de bucha 0,43 0,53 0,63 0,67 0,70 Executado 
Teste de BOP 0,00 0,00 0,00 0,00 0,60 Não Planejado 
Teste de superfície de BOP 0,00 0,00 0,00 0,00 0,10 Não Planejado 
Preparando para perfurar - 8 1/2" 1,13 1,69 2,11 2,39 2,30 Executado 
Fase 4 Perfuração - 8 1/2" 0,07 0,12 0,17 0,19 0,05 Executado 
Teste de absorção 0,14 0,21 0,26 0,29 0,30 Executado 
Perfuração - 8 1/2" 1,72 3,05 4,21 5,92 1,30 Executado 
Condicionamento de poço - 8 1/2" 0,24 0,35 0,41 0,47 0,30 Executado 
Retirada de BHA de perfuração - 8 1/2" 0,57 0,66 0,72 0,76 0,90 Executado 
Perfilagem em poço aberto - 8 1/2" 1,79 2,15 2,41 2,58 1,90 Executado 
Condicionamento de poço - 8 1/2" 1,10 1,41 1,64 1,79 0,50 Executado 
Perfilagem para avaliação da cimentação 0,00 0,00 0,00 0,00 0,04 Não Planejado 
 
38 
 
Revestimento - liner 7" 1,58 1,76 1,88 1,97 2,80 Executado 
Cimentação - liner 7" 0,32 0,45 0,53 0,61 1,10 Executado 
Movendo e/ou cortando cabo de perfuração 0,00 0,00 0,00 0,00 0,10 Não Planejado 
Corte de tampão de cimento - topo do liner 7" 1,20 1,63 1,89 2,01 1,10 Executado 
Corte de tampão de cimento - interior do liner 
7" 
0,00 0,00 0,00 0,00 2,20 Não Planejado 
Corte de tampão de cimento, condicionamento 
topo liner e troca de fluido 
1,33 1,67 1,84 1,98 1,50 Executado 
Perfilagem para avaliação da cimentação - 10 
3/4" 
0,40 0,51 0,59 0,65 0,40 Executado 
Perfilagem para avaliação da cimentação - liner 
7" #1 
0,00 0,00 0,00 0,00 0,30 Não Planejado 
Perfilagem para avaliação da cimentação - liner 
7" #2 
0,00 0,00 0,00 0,00 0,20 Não Planejado 
Contingência: Top squeeze - liner 7" 1,63 1,99 2,25 2,40 0,00 Não Realizado 
Contingência: Condicionamento de topo de 
liner - liner 7" 
0,91 0,98 1,01 1,05 0,00 Não Realizado 
Descer coluna com pata de elefante e bucha 0,31 0,38 0,43 0,46 0,50 Executado 
Teste de estanqueidade - 10 3/4" x liner 7" 0,10 0,12 0,13 0,14 0,10 Executado 
Teste negativo de barreiras de segurança 0,00 0,00 0,00 0,00 0,60 Não Planejado 
Troca de fluido do poço 0,00 0,00 0,00 0,00 0,50 Não Planejado 
Tampão de abandono 0,09 0,14 0,16 0,18 0,20 Executado 
Retirar coluna com pata de elefante 0,25 0,30 0,33 0,36 0,40 Executado 
Teste de BOP com bucha 0,17 0,20 0,23 0,24 0,00 Não Realizado 
Desassentamento de bucha 0,05 0,07 0,09 0,09 0,20 Executado 
Aguardar pega, checar e testar topo 0,54 0,57 0,59 0,61 0,60 Executado 
Retirada de BOP 1,36 1,67 1,86 1,97 2,60 Executado 
Instalação de capa de abandono 0,28 0,45 0,55 0,58 0,30 Executado 
Tabela 4-2: Tempos estastíticos simulados pelo software para a intervenção de perfuração 
 
A Tabela 4-3 mostra o peso dos riscos no valor total do tempo estimado. 
 
 
CONTINGÊNCIA 
 P10 P50 P70 P90 
P com Risco 43,40 59,57 71,29 82,25 
P sem Risco 40,52 49,01 49,99 57,05 
P com Risco – P sem Risco 2,87 10,56 21,30 25,20 
% 6,63% 17,73% 29,88% 30,64% 
Tabela 4-3: Porcentagem dos riscos em diferentes percentis 
 
O acompanhamento do poço com as operações que ocorreram no caso real está 
demonstrado na Tabela 4-2 cujos dados são utilizados para a construção da chamada “Curva S” 
da Figura 4-1, que mostra o tempo acumulado do poço a cada operação comparando com as 
curvas de distribuição de probabilidade acumuladas 
 
39 
 
 
Figura 4-1: Curva S para a intervenção de perfuração 
 
 
O resultado mostra que a tendência da curva real é bastante similar às das curvas da 
simulação sendo afetada apenas pelas anomalias ocorridas durante a intervenção. O tempo total 
da intervenção ficou entre o P50 e o P70, ligeiramente distante do “P” de projeto (P70). 
Principais diferenças entre o estudo estatístico e a intervenção realizada: 
• Os tempos para as perfurações das fases de 17 ½”,12 ¼”x14 ¾” e 8 ½” ficaram bem 
abaixo dos valores obtidos nas simulações; 
• As taxas de perfuração inseridas no estudo estatístico são calculadas a partir dos poços 
correlatos, os quais, de forma geral, apresentaram taxas menores do que estas que 
ocorreram no poço 8-FLA-23-RJS. Os diversos problemas ocorreram nos poços 
correlatos, como perda de circulação, falha de elementos do BHA e etc, também não 
ocorreram no FLA-23; 
• O alargamento da fase de 12 ¼”x14 ¾” não estava previsto; 
• Os testes de BOP após a energização do pack-off também não estavam previstos; 
• Na etapa de simulação foi previsto o corte do tampão de cimento no interior do liner 
juntamente como condicionamento do mesmo. Na prática, essas operações estão 
ocorrendo de forma isolada; 
 
40 
 
• Na etapa de simulação estava previsto a realização de uma corrida de perfilagem para 
verificação da cimentação do revestimento de 10 ¾”. Além dessa perfilagem, foram 
realizadas outras duas, porém para análise da cimentação do liner de 7”; 
• As contingências de “Top squeeze” e “Condicionamento de topo de liner” (motivada 
pelo top squeeze) não foram necessárias na prática; 
• Na etapa de simulação não estava previsto a troca de fluido do poço; 
• O “P” de projeto da perfuração do FLA-23 foi o P70, cuja previsão foi de 71,29 dias. Na 
prática, a perfuração ocorreu em 65,4 dias. O P60 do estudo estatístico foi de 65,90 dias. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
Figura 4-2: Porcentagem dos tempos perdidos (riscos) nos tempos planejado e executado. 
 
A porcentagem dos tempos dos riscos planejados foi de aproximadamente 30%, muito 
superior à dos riscos executados que foi por volta de 16%. Isso se deve às muitas operações não 
realizadas. 
 
4.2 Completação 
 
 
O poço 3-BD-12-RJS localizado no campo de Formiga necessitava ser completado após a 
sua perfuração. Após análise dos dados da região pelo projetista, o mesmo desenvolveu um 
escopo para o projeto. 
Para realizar o levantamento de dados, os tempos das operações devem ser buscados nos 
poços de correlação. Para tal, algumas premissas foram consideradas: 
• Os poços de correlação serão selecionados da seguinte forma: 
 
41 
 
o Poços completados no mesmo campo nos três anos anteriores à intervenção 
o Poços com lâminas d’água próximas ao do poço em questão 
o Por falta de dadosno mesmo campo, a operação “Instalação de coluna de 
produção” usará dados de outro campo de Abelha com características similares ao 
campo de Formiga 
o Para aumentar o espaço amostral da operação “Instalação de suspensor de 
coluna”, foram utilizados, além dos poços do próprio campo já mencionados, 
outros sete poços de outros campos com características semelhantes nos cinco 
anos anteriores à intervenção 
o Por falta de dados, a operação “Instalação da coluna de injeção” tiveram os dados 
fornecidos por um único poço do campo de Abelha 
o Os dados de descida, retirada e teste de BOP foram reunidos a partir dos dados da 
sonda planejada para a intervenção nos seis anos anteriores à intervenção. 
• Algumas anomalias (tempo perdido) foram expurgadas da composição dos tempos. 
Os tempos referentes a essas anomalias foram incluídos no projeto como riscos e 
computados através de uma Simulação Monte Carlo realizada pelo software; 
• Para a estimativa dos riscos de logística e condições meteorológicas, foram levadas 
em consideração todas as intervenções de completação nesse campo, no período de 
um ano, de modo a tornar mais realista um problema recente; 
• Conforme combinado com projetista, foi determinado um tempo de 72h para a “Troca 
de conector do BOP”; 
• O “P” de projeto foi definido pelo projetista a partir de expertise própria como o P69 
 
Os riscos foram mapeados e estão apresentados na Tabela 4-4 
 
Operação Risco Probabilidade (%) Impacto (h) 
 
 
Intervenção 
Aguardando Condições Ambientais 26 Mín: 27,0 
Máx: 156,5 
Logística 25 Mín: 26,5 
Máx: 75,5 
Instalação de BOP Falha de equipamento 17 62 
 
Teste de BOP 
Falha no teste 21,74 Mín: 0,5 
Med: 0,93 
Máx: 10,44 
Instalação da coluna de produção Falha de equipamento 25,93 Min: 0 
Med: 0 
Máx: 137,12 
 
42 
 
CONTINGÊNCIA: Instalação da coluna de 
injeção 
Dificuldades/Falha durante operação 17 Méd: 5,33 
DesPad: 1,76 
 
 
Instalação de suspensor de coluna 
Dificuldade no assentamento 18,75 Min: 0 
Med: 0,10 
Máx: 119,06 
Falha de equipamento 25 Min: 0 
Med: 0 
Máx: 132,69 
Tabela 4-4: Riscos mapeados para a intervenção de completação. 
 
 
Com os dados dos tempos das operações e riscos mapeados, realiza-se a simulação de 
Monte Carlo no software. O resultado da simulação é apresentado na Tabela 4-5 
 
 
Completação 
 
P10 
 
P50 
 
P69 
 
P90 
 
PE 
 
Status 
C
o
m
p
le
ta
çã
o
 
 18,94 27,24 33,54 41,25 29,1 
Condicionamento de Poço Aberto 1,56 2,22 2,55 3 0,00 Não 
Realizado 
Instalação de conjunto liner rasgado ou 
diversivo 
2,42 2,95 3,31 3,82 4,35 Executado 
Acidificação 1,35 1,77 2,08 2,39 2,17 Executado 
Instalação de Cauda intermediária 1,15 1,49 1,69 1,94 0,00 Não 
Realizado 
Retirada de BOP 0,7 1,3 1,73 2,39 2,69 Executado 
Troca de conector BOP (72h) 3 3 3 3 2,52 Executado 
Instalação da base adaptadora de produção 
(com barco de apoio - Operação casada) 
0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 Executado 
Instalação de BOP 1,13 2,14 3,27 4,58 4,77 Executado 
Teste de BOP 0,73 0,95 1,14 1,32 0,06 Executado 
Instalação da coluna de produção 1,46 2,73 3,68 4,91 5,23 Executado 
Instalação da coluna de injeção 1,63 2,77 3,5 4,23 0,00 Não 
Realizado 
Instalação de suspensor de coluna 2,24 3,15 4,04 5,24 2,52 Executado 
Fechamento das válvulas 0,14 0,27 0,33 0,39 0,13 Executado 
Prevenção de Hidratos 0,11 0,21 0,27 0,32 0,08 Executado 
Retirada de drill pipe 0,62 0,92 1,16 1,34 1,15 Executado 
Retirada de BOP 0,69 1,38 1,8 2,37 1,92 Executado 
Operação de back/offloading 0,00 0,00 0,00 0,00 1,54 Executado 
Tabela 4-5: Tempos estatísticos simulados pelo software para a intervenção de completação 
 
A Tabela 4-6 mostra o peso dos riscos no tempo total estimado. 
 
CONTINGÊNCIA 
 
P10 P50 P69 P90 
P com Risco 18,94 27,24 33,54 41,25 
P sem Risco 16,15 21,29 24,42 27,01 
P com Risco – P sem Risco 2,79 5,95 9,12 14,24 
% 14,70% 21,80% 27,20% 34,50% 
Tabela 4-6: Porcentagem dos riscos em diferentes percentis 
 
 
43 
 
O acompanhamento do poço com as operações que ocorreram no caso real está 
demonstrado na Tabela 4-5 cujos dados são utilizados para a construção da chamada “Curva S” 
da Figura 4-3, que mostra o tempo acumulado do poço a cada operação comparando com as 
curvas de distribuição de probabilidade acumuladas. 
Figura 4-3: Curva S para a intervenção de completação 
 
Pode-se observar que a intervenção real seguiu a tendência da simulação, embora tenha 
sido realizada com um tempo ligeiramente mais baixo que o P69 de projeto. Isso se deve às 
operações que foram planejadas e não foram realizadas sendo duas delas contingências. 
 
As principais diferenças entre o estudo estatístico e a intervenção realizada: 
• O “Condicionamento de poço aberto”, a contingência de “Instalação de cauda 
intermediária” e a contingência de “Instalação da coluna de injeção” não foram 
necessários e, portanto, não foram realizados 
• A operação de back/offloading não foi planejada no estudo estatístico, mas precisou ser 
executada 
• A Instalação de conjunto liner rasgado ou diversivo, “Retirada de BOP”, “Instalação de 
BOP” e a “Instalação de coluna de produção” tiveram o tempo executado de 
aproximadamente um dia a mais que o estudo estatístico 
• Por outro lado, a Troca de conector BOP (72h), o Teste de BOP e a Instalação de 
suspensor de coluna tiveram o tempo executado significantemente menor do que o estudo 
probabilístico 
 
44 
 
 
 
A Figura 4-4 apresenta a relação do tempo útil e do tempo perdido em relação ao tempo total 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
Figura 4-4: Porcentagem dos tempos perdidos (riscos) nos tempos planejado e executado. 
 
O tempo perdido ficou em 17%, inferior aos 27% simulados. Isso ocorre devido às operações 
que foram planejadas com risco, porém não foram executadas e operações planejadas com riscos 
que não ocorreram. 
 
 
 
 
 
4.3 Avaliação Exploratória 
 
 
A avaliação exploratória de um poço é feita para se obter informações sobre a formação, 
fluidos e padrões de escoamentos e pressões de um reservatório. Portanto, por muitas vezes, não 
há muitos dados a serem considerados e há riscos que ainda não foram mapeados. Porém 
utilizando os dados das análises prévias feitas por sísmicas e características geológicas da região 
pode-se utilizar correlações de poços com características similares. 
 
O poço 1-LB-234-RJS do campo de Libélula foi analisado para a intervenção de 
avaliação exploratória após ser perfurado e abandonado previamente. Os poços de correlação e 
os riscos são mapeados da seguinte forma: 
o Poços de avaliação exploratória do campo de Libélula dos três anos anteriores 
o Poços com a lâmina d’água próximas ao do poço 1-LB-234-RJS 
 
45 
 
o Para aumentar o espaço amostral da operação “Descida de coluna de teste” 
foram utilizados dados de outros quatro poços que tiveram a intervenção feito 
pela mesma sonda. 
• O “P” de projeto foi definido pelo projetista como o P73 
• Os riscos de “Aguardo Climático” e “Logístico” foram levantados utilizando as 
intervenções de avaliação exploratória, completação e workover ocorridas na mesma 
Bacia no ano anterior. 
• O risco de “Reparo de Sonda” foi levantado utilizando as seis intervenções anteriores. 
 
Os riscos foram mapeados e estão apresentados na Tabela 4-7 
 
Operação Risco Probabilidade (%) Impacto (h) 
 
 
 
 
 
 
Intervenção 
Aguardando Condições 
Ambientais 
26 Min: 7,42 
Med: 34,93 
Máx: 187,5 
Logística 25 Min: 30,2 
Med: 61,3 
Máx: 84,3 
Sonda 43 Mín: 9,73 
Med: 57,32 
Máx: 124,13 
Instalação de BOP Falha de equipamento 16,7 Mín: 85,0 
Máx: 210,0 
 
Retirada de BOP 
Falha de equipamento 8,3 Determinístico: 153,5 
Tabela 4-7: Riscos mapeados para a intervenção de avaliação exploratória 
 
Com os dados dos tempos das operações e riscos mapeados, realiza-se a simulação de 
Monte Carlo no software. O resultado da simulação é apresentado na Tabela 4-8. 
 
 
Avaliação ExploratóriaP10 P50 P73 P90 PE Status 
A
va
lia
çã
o
 E
xp
lo
ra
tó
ri
a 
 29,9 38,16 43,8 48,71 47 
Condicionamento de Poço Aberto 3,94 5,25 5,84 6,02 7,30 Executado 
Canhoneio 0,97 1,09 1,18 1,22 1,60 Executado 
Instalação de Conjunto liner Rasgado ou 
Diversivo 
5,84 7,05 8,10 9,45 7,00 Executado 
Acidificação (c/ washpipe) 5,91 7,45 8,96 11,10 10,70 Executado 
Fluxos e Estáticas 4,30 5,14 5,83 6,20 7,10 Executado 
Amortecimento 1,13 1,91 2,26 2,53 4,50 Executado 
 
46 
 
Retirada de coluna de teste 1,90 2,58 3,01 3,21 2,90 Executado 
Abandono 5,87 7,69 8,64 8,98 5,90 Executado 
Tabela 4-8: Tempos estatísticos simulados pelo software para a intervenção de avaliação exploratória 
 
 
A Tabela 4-9 mostra o peso dos riscos nas curvas de distribuição acumulada. 
 
CONTINGÊNCIA 
 P10 P50 P73 P90 
P com Risco 29,9 38,16 43,8 48,71 
P sem Risco 28,86 32,95 35,53 37,35 
P com Risco - P sem 
Risco 
1,04 5,21 8,27 11,36 
% 3,48% 13,65% 18,88% 23,32% 
Tabela 4-9: Porcentagem dos riscos nos diferentes percentis 
 
O acompanhamento do poço com as operações que ocorreram no caso real também está 
demonstrado na Tabela 4-8 cujos dados são utilizados para a construção da chamada “Curva S” 
da Figura 4-5, que mostra o tempo acumulado do poço a cada operação comparando com as 
curvas de distribuição de probabilidade acumuladas 
 
Figura 4-5: Curva S para a intervenção de avaliação exploratória 
 
Pode-se observar que o início da intervenção executada destoa consideravelmente do 
tempo planejado, porém, devido a operações que tiveram tempo menor do planejado, logo se 
aproxima do “P” de projeto. Devido a anormalidades, a curva executada se aproxima do P90, 
finalizando a intervenção entre o P73 e o P90. 
 
47 
 
As principais diferenças entre o estudo estatístico e a intervenção realizada: 
• As operações de “Preparação para avaliação”, “Acidificação”, “Fluxos e Estáticas” e 
“Abandono” tiveram o tempo executado mais de um dia maior que o tempo do estudo 
estatístico 
• As operações “Descida de coluna de teste”, “Amortecimento” e “Combate à perda” e 
“Retirada da coluna de teste”, tiveram o tempo executado aproximadamente um dia 
menor que o estudo estatístico 
• A anomalia que teve maior peso no tempo executado foi o topamento do flexitubo devido 
a uma falha de equipamento na “Acidificação”. 
 
Tais diferenças resultaram em um tempo executado maior do que o obtido no estudo 
estatístico, com um total de 47,0 dias, próximo ao P90 que teve um total de 48,6 dias. 
A Figura 4-6 mostra o peso dos tempos perdidos (riscos) no estudo probabilístico e na 
intervenção realizada, permitindo a comparação entre os dois. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
Figura 4-6: Porcentagem dos tempos perdidos (riscos) nos tempos planejado e executado 
 
O tempo perdido da intervenção executada foi de 25%, relativamente próxima do 
planejado pelo estudo estatístico que foi de 34%. 
 
 
 
 
4.4 Workover 
 
As intervenções de workover são as mais imprevisíveis entre as intervenções. Isso 
decorre do fato de serem intervenções de manutenção ou abandono dos poços quando podem 
ocorrer operações que não se tem muitos dados ou riscos que ainda não foram medidos. 
 
48 
 
A intervenção no poço 7-FLA-123-RJS do campo de Flamingo analisada tem como 
objetivo a quebra de hidratos nas flowlines. 
As premissas consideradas são: 
• Os poços de correlação foram selecionados da seguinte forma: 
o Workovers realizados no mesmo campo 
o Intervenções realizadas nos dois anos anteriores 
o Intervenções com a lâmina d’água próxima à da nova intervenção 
• Riscos de condições climáticas e logísticas mapeados utilizando as intervenções de 
workover, avaliação e completação realizadas na mesma Bacia nos três anos 
anteriores 
• Riscos de sonda mapeados pelas intervenções realizadas pela mesma sonda nos três 
anos anteriores 
• As operações de retirada e instalação de tree cap e instalação de conjunto ferramentas 
englobam também os tempos para plumbagem, descida e retirada de suas ferramentas 
de instalação; 
• O “P” definido pelo projetista foi o P75 baseado na sua expertise 
 
Os riscos mapeados estão apresentados na Tabela 4-10. 
 
Operação Risco Probabilidade (%) Impacto (h) 
 
 
 
 
 
 
Intervenção 
Aguardo Condições 
Ambientais 
26 Mín:18,5 
Med: 77,21 
Máx: 199,5 
Logístico 25 Mín: 25,5 
Med: 50,33 
Máx: 96,5 
Sonda 43 Mín:3,0 
Med: 32,0 
Máx: 80,0 
Retirada de capa de ANM Falha de 
equipamento 
29,2 Determinístico:18,25 
Descida de conjunto de 
equipamentos 
Falha de 
equipamento 
33,3 Determinístico:45,75 
Tabela 4-10: Riscos mapeados para a intervenção de workover 
 
O escopo da intervenção é construído na sequência planejada no software utilizando os 
dados dos tempos de operações e dos riscos com as respectivas probabilidades de ocorrência. 
 
49 
 
O resultado da simulação do software, tal como o tempo executado na prática, pode ser 
visto na Tabela 4-11. 
Workover P10 P50 P75 P90 PE Status 
W
o
rk
o
ve
r 
 12,61 19,33 24,52 28,76 28,46 
Recolhendo beacons/transponders 0,3 0,49 0,65 0,77 0,00 Não 
Realizado 
Movimentação da unidade 0,19 0,38 0,52 0,6 3,58 Executado 
Lançamento de beacons/transponders 0,46 0,68 0,9 0,99 0,42 Executado 
Retirada de capa de abandono 0,2 0,31 0,37 0,43 0,21 Executado 
Retirada de capa de ANM 1,98 3,59 4,52 5,34 2,56 Executado 
Descida de conjunto de ferramentas 3,72 4,95 6,03 6,91 5,21 Executado 
Teste de estanqueidade 0,07 0,12 0,18 0,21 0,17 Executado 
Teste funcional de ANM instalada 0,07 0,14 0,2 0,22 0,33 Executado 
Gabaritagem da coluna com arame 0,00 0,00 0,00 0,00 0,23 Não 
Planejado 
Amortecimento 0,00 0,00 0,00 0,00 0,17 Não 
Planejado 
Instalação de barreira de segurança 0,00 0,00 0,00 0,00 0,29 Não 
Planejado 
Amortecimento 0,00 0,00 0,00 0,00 0,40 Não 
Planejado 
Remoção de hidrato de ANM 0,27 0,51 0,70 0,85 0,00 Não 
Realizado 
Remoção de hidrato de válvulas 0,00 0,00 0,00 0,00 0,50 Não 
Planejado 
Remoção de hidrato de flowline – 
Linha de óleo 
0,77 1,44 2,04 2,61 3,04 Executado 
Limpeza de flowline 0,17 0,27 0,33 0,38 0,38 Executado 
Remoção de hidrato de flowline – 
Linha de gás lift 
0,80 1,53 2,08 2,55 4,35 Executado 
Teste funcional de ANM instalada 0,00 0,00 0,00 0,00 0,44 Não 
Planejado 
Limpeza de flowline 0,17 0,27 0,34 0,39 0,27 Executado 
Retirada de barreira de segurança 0,00 0,00 0,00 0,00 0,29 Não 
Planejado 
Prevenção de hidrato 0,13 0,25 0,37 0,43 0,48 Executado 
Retirada do conjunto de ferramentas 1,30 1,68 2,01 2,26 1,75 Executado 
Instalação de capa em ANM 1,76 2,42 2,96 3,42 3,35 Executado 
Instalação de capa de abandono 0,22 0,29 0,34 0,38 0,04 Executado 
Tabela 4-11: Tempos estatísticos simulados pelo software para a intervenção de workover 
 
Com os dados das curvas de probabilidade acumulada da simulação e da intervenção 
executado, pode-se construir a “Curva S” do projeto, apresentada na Figura 4-7 
 
 
 
50 
 
 
Figura 4-7: Curva S para a intervenção de workover 
 
O gráfico mostra que, apesar da anormalidade no início da operação, a tendência da curva 
executada se alinha às curvas dos tempos planejados. A curva se aproxima do “P” de projeto na 
metade das operações realizadas, porém, devido a operações não planejadas ocorridas e tempo de 
remoção de hidrato das flowlines ser muito maior que o planejado, se aproxima e tem o tempo 
executado total praticamente igual ao P90. 
As principais diferenças entre o estudo estatístico e a intervenção realizada: 
• O tempo de “Movimentação da unidade” foi quase sete vezes maior que o planejado 
com um total de 3,58 dias contra 0,6 dia do planejado. 
• A “Retirada de conjunto de ferramentas” aconteceu mais rapidamente na realidade 
com um tempo de 2,56 dias contra 4,52 dias do planejado. 
• As operações “Gabaritagem da coluna”, “Amortecimento de poço”, “Instalação de 
barreira de segurança”, “Amortecimento de poço”, “Remoção de hidrato de ANM”, 
“Remoção de hidratode válvulas”, “Teste de ANM” e “Retirada de barreira de 
segurança” não foram planejadas e tiveram tempo total de 2,31 dias. 
• A operação “Remoção de hidrato de flowline” teve o tempo executado quase 2 dias 
maior que o planejado com um total de 4,35 dias contra 2,55 dias do planejado. 
 
A Figura 4-8 mostra a porcentagem dos tempos perdidos (riscos) do estudo probabilístico 
e do tempo executado 
 
51 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
Figura 4-8: Porcentagem dos tempos perdidos (riscos) nos tempos planejado e executado. 
 
O tempo perdido da intervenção executada foi de 30%, superior aos 23% planejados. Isso 
se deve às operações que não foram planejadas e ocorreram na prática. 
 
 
 
52 
 
5. Experimentos com o modelo 
 
Com os resultados obtidos e com as informações dos poços realizados pôde-se analisar as 
diferenças entre o tempo estatístico planejado e o tempo realizado das intervenções. Agora, para 
obter um resultado mais próximo do realizado, serão feitos experimentos com os modelos 
analisados. Para tal, modificações pontuais serão realizadas com base nas maiores disparidades 
encontradas entre o modelo estatístico e o que aconteceu na realidade. 
 
Perfuração 
Na simulação do poço 8-FLA-23-RJS o tempo planejado para o “P” de projeto P70 foi de 
71,29 dias enquanto o tempo realizado foi de 65,40 dias. Analisando as principais diferenças 
entre o planejado e o realizado, verifica-se que as maiores disparidades ocorrem serão simuladas 
algumas mudanças: 
Na Perfuração 17 ½”, diminuição da mediana da distribuição Stepped de 54,43 horas para 
35 horas, influenciando em uma maior concentração dos dados ao redor do valor mais 
baixo. 
• Na Perfuração 12 ¼” x 14 ¾”, diminuição dos parâmetros da distribuição Stepped: 
mínimo de 70,18 dias para 35 dias, mediana de 91,74 dias para 70 dias e máximo de 
232,50 dias para 180 dias, deslocando a maior probabilidade de ocorrência dos valores 
para a esquerda, diminuindo assim os tempos simulados. 
• Na Perfuração de 8 ½”, diminuição dos parâmetros da distribuição Stepped: mínimo de 
14,0 dias para 10,0 dias, mediana de 41,87 dias para 20,0 dias e máximo de 54,3 dias para 
40,0 dias. Isso faz com que os dados com maior probabilidade de ocorrência, antes 
concentrados em valores mais altos, fiquem mais dispersos e próximos da mediana, 
diminuindo o valor final simulado. 
 
Após as mudanças, os novos valores obtidos para a intervenção total são mostrados na 
Tabela 5-1. O novo resultado para o P70 mostra que o estudo probabilístico se aproximou 
consideravelmente do tempo obtido na prática para a intervenção. 
Intervenção P de projeto Antes (dias) Depois (dias) Executado (dias) 
Perfuração P70 71,29 63,93 63,3 
Tabela 5-1: Comparação entre tempos antes e após o experimento - perfuração 
 
 
 
53 
 
Completação 
 
A completação do poço 3-BD-12-RJS teve o tempo planejado para o “P” de projeto P69 
de 33,5 dias enquanto o tempo executado foi de 29,1 dias. 
Analisando o resultado da “Curva S” obtido após a intervenção ocorrer, verifica-se que as 
maiores disparidades entre o tempo planejado e o tempo executado ocorreram, pois, as 
contingências consideradas no escopo do planejamento não foram executadas. Portanto, será 
refeita a simulação excluindo essas operações. 
O resultado está apresentado na Tabela 5-2. 
 
Intervenção P de projeto Antes (dias) Depois (dias) Executado (dias) 
Completação P69 33,54 29,27 29,1 
Tabela 5-2: Comparação entre tempos antes e após o experimento - completação 
 
O novo resultado para o P69 mostra que, desconsiderando as contingências, o tempo 
planejado do P69 é muito próximo ao tempo executado. 
 
Avaliação Exploratória 
 
Na avaliação exploratória do poço 1-LB-234-RJS o tempo obtido na prática foi de 28,46 
dias ante ao tempo planejado de 24,52 dias. 
Verifica-se que a maior disparidade entre as curvas planejada e realizada é na operação 
de Acidificação, por conta de uma falha no equipamento. Esse risco estava mapeado no 
planejamento do poço, mas o tempo na realidade foi consideravelmente maior que o estimado. 
Para a nova simulação, foi mudada a distribuição de probabilidade selecionada de Uniforme com 
mínimo de 0,0 horas, máximo de 196,0 e probabilidade de ocorrência de 20% para Normal com 
média de 150,0 horas, desvio padrão de 140 horas e 50% de probabilidade de ocorrência. Isso faz 
com que mais valores próximos da média estipulada tenham maior probabilidade de ocorrência, 
além de aumentar a chance de ocorrência do risco, elevando o valor final estimado. 
O resultado pode ser visto na Tabela 5-3. 
 
Intervenção P de projeto Antes (dias) Depois (dias) Executado (dias) 
Avaliação Exploratória P73 43,8 47,72 47,0 
Tabela 5-3: Comparação entre tempos antes e após o experimento – avaliação exploratória 
 
 
 
 
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Workover 
 
No workover do poço 7-FLA-123-RJS, o tempo obtido foi de 28,46 dias ante um tempo 
planejado de 24,52 dias. Analisando as principais disparidades, resolve-se fazer as seguintes 
mudanças: 
• Na operação de Movimentação da unidade muda os parâmetros da distribuição Stepped: 
o mínimo de 1,56 dias para 20,0 dias, a mediana de 5,16 dias para 45,0 dias e o máximo 
de 18,72 dias para 80,0 dias, elevando assim o tempo planejado para essa operação 
• Na operação de Remoção de hidrato de flowline – Linha de óleo, muda os parâmetros da 
distribuição Stepped: mínimo de 15,72 dias para 30,0 dias, a mediana de 16,25 dias para 
48,0 dias e mantendo o máximo em 88,53 dias. Isso faz com que os valores com maior 
probabilidade de ocorrência que estavam concentrados mais próximos do mínimo 
anterior fiquem mais dispersos e próximos da nova mediana, elevando assim o valor final 
estimado. 
• Na operação de Remoção de hidrato de flowline – Linha de gás lift, muda os parâmetros 
da distribuição Stepped o mínimo de 14,12 dias para 30,0 dias, a mediana de 15,07 dias 
para 48,0 dias mantendo o máximo em 81,95 dias. Os valores então ficam mais dispersos 
na distribuição, aumentando a probabilidade de ocorrência de valores mais elevados, 
aumentando o valor final estimado. 
O resultado obtido está na Tabela 5-4. 
Intervenção P de projeto Antes (dias) Depois (dias) Executado (dias) 
Workover P75 24,52 29,48 28,46 
Tabela 5-4: Comparação entre tempos antes e após o experimento - workover 
 
O resultado mostra que, com uma maior assertividade dos tempos de cada operação no 
estudo estatístico, o resultado da simulação reflete o resultado real com mais precisão. 
 
 
 
 
 
 
 
 
55 
 
 
 
6. Conclusão 
 
 
 
Nesse trabalho foi discutido a importância da análise de risco para a análise de tempos de 
operações com o intuito de se estimar o tempo total das intervenções de poços de petróleo, bem 
como os conceitos para entendimento pleno da metodologia aplicada nos estudos de caso 
desenvolvidos. 
Após o estudo probabilístico utilizando a metodologia descrita no capítulo três, foi 
possível estimar os valores das curvas de distribuição de probabilidade obtidos pela Simulação 
de Monte Carlo utilizando o software. O resultado obtido foi usado como base para o 
planejamento orçamentário e logístico das intervenções estudadas e para a análise do ajuste dos 
tempos realizados encontrados em relação aos tempos planejados definidos. 
Após a análise pôde-se concluir que a estimativa baseada na Simulação de Monte Carlo 
obtida é consideravelmente próxima do comportamento encontrado na intervenção realizada na 
prática. Salvo algumas anormalidades inerentes aos projetos analisados, verificou-se que os 
valores obtidos pela simulação se ajustam bem ao que ocorre na realidade, validando o método 
considerado e mostrando a importância da análise dos riscos no desenvolvimento de projetos de 
poços de petróleo. 
Os experimentos realizados no capítulo cinco demonstram que com uma maior 
quantidade de dados correlatos representativos de características mais próximas ao do poço 
estudado,a precisão da simulação aumenta, mostrando a importância construção de um banco de 
dados consistente que amplia a amostra de dados, fazendo a mesma tender para uma distribuição 
Normal de acordo com o Teorema do Limite Central, retratando mais precisamente a realidade 
do cenário estudado. Tais experimentos foram desenvolvidos para retratar que com mais 
informações sobre a intervenção desenvolvida, a precisão do método é ainda maior, mesmo que 
os experimentos não condigam com a realidade visto que foram realizados após a execução dos 
poços colhendo informações dos mesmos. 
É possível concluir, então, que a análise de risco para a estimativa dos tempos das 
operações em intervenções de petróleo é uma ferramenta importante para a assertividade do 
planejamento em relação ao tempo e custo das intervenções, servindo como base para o processo 
 
56 
 
de tomada de decisão do projetista e demonstrando ser uma etapa importante do processo de 
desenvolvimento de poços de petróleo. 
 Os resultados também demonstram que o software é uma ferramenta confiável para 
analisar projetos reais e que seus outputs ajudam os projetistas e consultores de projetos de poços 
a tomar uma melhor decisão em relação a uma intervenção a ser realizada, salvando assim 
recursos importantes para as operadoras que exploram os campos de petróleo. 
Em estudos futuros, a metodologia aplicada a esse trabalho também pode ser empregada 
para a estimativa do custo das operações das intervenções utilizando inclusive o mesmo software 
que suporta esse tipo de simulação. Também pode-se utilizar o software para realizar o 
acompanhamento da intervenção em tempo real no software, ajustando a simulação às operações 
já realizadas e obtendo uma estimativa melhor para as operações ainda não executadas.
 
57 
 
 
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