Cristiano Gomes TCC Nova Versão Finals 12 12 2024

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DEPARTAMENTO DE GEOCIêNCIAS
Curso de ENGENHARIA DE PETRÓLEO
CRISTIANO LOURENÇO GOMES
ANÁLISE COMPARATIVA DA COMPLETAÇÃO CONVENCIONAL E INTELIGENTE DE POÇO DE PETRÓLEO: ESTUDO DE CASO NOS POÇOS DO BLOCO 03/05, BACIA DO BAIXO CONGO DE ANGOLA
Luanda
2024
CRISTIANO LOURENÇO GOMES
ANÁLISE COMPARATIVA DA COMPLETAÇÃO CONVENCIONAL E INTELIGENTE DE POÇO DE PETRÓLEO: ESTUDO DE CASO NOS POÇOS DO BLOCO 03/05, BACIA DO BAIXO CONGO DE ANGOLA
Trabalho de Conclusão do Curso apresentado ao curso de Engenharia de Petróleo, do Departamento Geociências (DGC), do Instituto Superior Politécnico de Tecnologias e Ciências (ISPTEC), como requisito parcial à obtenção do grau de licenciado(a) em Engenharia de Petróleo. 
Orientador: Adão Nkuxi (ISPTEC) 
 
Luanda
2024
DEDICATÓRIAS
Aos meus Pais, que conduziram e incentivaram minha Educação e Formação académica.
Aos meus amigos que incansavelmente estiveram ao meu lado dando-me apoio e motivação para continuar.
Aos meus irmãos pelos apoios incondicionais que me tem dado ao longo desse percurso da minha formação.
AGRADECIMENTOS
Ao eterno, pela Deus minha existência, força e vontade que tem evocado em mim para a realização deste trabalho.
Aos meus pais pelo amor incondicional, força e carinho que tem por minha pessoa.
Ao Instituto Superior Politécnico de Tecnologias e Ciências pelo seu compromisso ímpar na formação de futuros quadros da nação criando sempre as melhores condições para o ensino de qualidade, ao Departamento de Geociências por disponibilizaram professores a fim de me capacitar academicamente. Especialmente, ao meu orientador, Engenheiro Adão Nkuxi pelo seu apoio, suas sugestões, suas críticas, sua dedicação e seu empenho no acompanhamento dado ao presente estudo desde o princípio até o final. A todos os professores do Instituto Superior Politécnico de Tecnologias e Ciências (ISPTEC).
A minha família, amigos e colegas, que não mediram esforços e recursos para que eu concluísse a minha Licenciatura. 
A todos, os meus agradecimentos.
EPÍGRAFE
“Inteligência e caráter: eis o objetivo da verdadeira educação”
										Martin Luther King
RESUMO
Este trabalho apresenta uma análise comparativa entre a completação convencional e inteligente nos poços localizados no Bloco 03/05, na Bacia do Baixo Congo, Angola. O foco está na avaliação das vantagens e limitações de cada completação em cenários complexidade geológica e por consequente uma operacional onerosa. O estudo considerou critérios técnicos e económicos, analisando as condições específicas do reservatório, nomeadamente a heterogeneidade e as operações de investimento e manutenção nos poços. A completação convencional, embora mais acessível em termos de custo inicial, mostrou limitações em cenários complexos devido à menor capacidade de monitoramento e controle. Por outro lado, a completação inteligente destacou-se pela flexibilidade operacional e pela capacidade de optimizar a produção em tempo real, reduzindo perdas e aumentando a eficiência em reservatórios mais heterogéneos. A análise também abordou aspectos económicos, com avaliações baseadas no valor presente líquido (VPL) e no factor de recuperação, comparando o desempenho de ambas as abordagens. Os resultados apontaram que a escolha entre os dois tipos de completação deve ser baseada em uma análise criteriosa das condições geológicas e económicas do campo. Em campos com alta heterogeneidade, a completação inteligente demonstrou maior eficiência, compensando seu custo inicial elevado ao oferecer melhor desempenho técnico e económico no longo prazo. Já em cenários mais homogéneos, a completação convencional mostrou-se uma alternativa viável, especialmente em projetos que priorizam menores investimentos iniciais. Os resultados da pesquisa apontam que a completação inteligente oferece benefícios significativos em reservatórios com alta heterogeneidade geológica, enquanto a completação convencional mostrou-se mais vantajosa em campos geologicamente mais simples, devido ao menor custo inicial. A escolha entre as duas técnicas deve considerar as particularidades de cada campo, garantindo uma estratégia adaptada às metas económicas e às condições do reservatório. Essa abordagem personalizada assegura maior eficiência operacional e viabilidade econômica.
Palavras-chave: Completação de poços, Poços de Petróleo, Completação Inteligente, Bloco 03\05.
ABSTRACT
This paper presents a comparative analysis between conventional and smart completions in wells located in Block 03/05, in the Lower Congo Basin, Angola. The focus is on evaluating the advantages and limitations of each completion in scenarios of geological complexity and consequently costly operations. The study considered technical and economic criteria, analyzing the specific conditions of the reservoir, namely heterogeneity and investment and maintenance operations in the wells. Conventional completion, although more affordable in terms of initial cost, showed limitations in complex scenarios due to lower monitoring and control capacity. On the other hand, smart completion stood out for its operational flexibility and its ability to optimize production in real time, reducing losses and increasing efficiency in more heterogeneous reservoirs. The analysis also addressed economic aspects, with evaluations based on net present value (NPV) and recovery factor, comparing the performance of both approaches. The results indicated that the choice between the two types of completion should be based on a careful analysis of the geological and economic conditions of the field. In fields with high heterogeneity, smart completion has shown greater efficiency, offsetting its high initial cost by offering better technical and economic performance in the long term. In more homogeneous scenarios, conventional completion has shown itself to be a viable alternative, especially in projects that prioritize lower initial investments. The results of the research indicate that smart completion offers significant benefits in reservoirs with high geological heterogeneity, while conventional completion has shown itself to be more advantageous in geologically simpler fields, due to the lower initial cost. The choice between the two techniques must consider the particularities of each field, ensuring a strategy adapted to the economic goals and reservoir conditions. This customized approach ensures greater operational efficiency and economic viability.
Keywords : Well Completion, Oil Wells, Smart Completion, Block 03\05.
 
LISTA DE FIGURAS
Figura 1: Esquema de uma completação convencional	28
Figura 2: Malha Completação Inteligente (Poço Com Mais De Uma Zona De Produção)	31
Figura 3: Monitoração Completação Inteligente	32
Figura 4: Ilustração do Monitoramento da Completação Inteligente	33
Figura 5: O Futuro da Completação Inteligente	35
Figura 6: Esquema comparativo entre Completação Convencional e Completação Inteligente.	36
Figura 7: Parckers utilizado para Completação Inteligente	38
Figura 8: Exemplos de geometrias de válvulas de completação inteligente	39
Figura 9: - Percurso do fluxo de fluidos através do sistema de produção	40
Figura 10: Tamanhos do diâmetro de uma ICV	41
Figura 11: Válvula de controle de fluxo autônoma. (a) Foto de uma AICV. (b) Esquema de uma AICV montada em uma tela de areia.	43
Figura 12: Válvula de produção controlada por vazão, AICD RCP.	44
Figura 13: Produção de diferentes fluidos através de um AICD tipo díodo fluídico. (a) Modelo simplificado do funcionamento do AICD. (b) Caminho do fluxo de óleo. (c) Caminho do fluxo de água.	45
Figura 14: Comparação das produções de óleo e água nos poços com completação inteligente e convencional	93
LISTA DE TABELAS
Tabela 1: Seguimento Operacional de uma Completação Inteligente	24
Tabela 2: Resultado das optimizações na operação das válvulas.	58
Tabela 3: Resultados do estudo de (Rodriguez & Schiozer, 2006)	59
Tabela 4: Comparação entre controle· Instalação inicial pode ser até 30% mais cara que a completação convencional. 
· Necessidade de equipamentos especializados e treinamento avançado para a equipe. 
· Complexidade no Bloco 03/05: Apesar do investimento mais alto, os retornos foram evidentes em campos como Impala, onde a maior heterogeneidade geológica justificava o uso da tecnologia. 
· Benefícios Econômicos a Longo Prazo
Os poços inteligentes oferecem uma relação custo-benefício mais favorável em cenários desafiadores. 
· Redução de Custos Operacionais (menor necessidade de intervenções mecânicas, redução do tempo de inatividade do poço). 
· Melhor Controle de Produção: (controle preciso das zonas produtoras melhora a recuperação de óleo, aumentando o valor presente líquido (VPL) do projeto.)
2.4 Função-objetivo
Para realizar um estudo comparativo entre a completação convencional e a inteligente (elétrica), é essencial definir, pelo menos, uma função-objetivo. Essa função-objetivo atua como um indicador de desempenho, seja ele de natureza técnica, econômica ou relacionado à incerteza, e serve para monitorar o comportamento do sistema ao longo do estudo. O uso de funções-objetivo facilita o processo de tomada de decisão ao fornecer uma base quantificável para comparar as opções analisadas. As funções-objetivo podem ser classificadas em três categorias principais: técnicas, econômicas e relacionadas à incerteza. A seguir, serão apresentadas algumas funções-objetivo de cada uma dessas classes. 
2.4.1 Funções-objetivo técnicas 
a) Produção de óleo (NP)
Representa uma quantidade acumulada de óleo produzido, em condições de superfície de pressão e temperatura. A produção de óleo é um dos principais indicadores observados em um projeto de desenvolvimento de campos de petróleo, já que se deseja, sempre que possível, recuperar o máximo de óleo do reservatório (Mubarak, 2008).
b) Produção de água (WP) 
É compreendido como a produção acumulada de água medida nas condições de superfície. A água produzida juntamente com óleo pode ter origem de aquíferos (que podem estar adjacentes às formações portadoras de hidrocarbonetos) ou pode ser proveniente do processo de injeção. Especialmente por questões ambientais e pelas dificuldades em se tratar a água nas plataformas, recentemente tem-se dado importância significativa a este indicador, buscando-se formas de reduzir a produção de água (Javid, 2018).
c) Produção de gás (GP)
É a quantidade acumulada de gás produzido, em condições de superfície de pressão e temperatura. A produção de gás pode ser proveniente de capa de gás, de processo de injeção, especialmente em reservatórios de óleo pesado, além do próprio gás dissolvido no óleo, que pode se formar ainda dentro do reservatório, quando sua pressão fica abaixo da pressão de bolha (Lyons).
d) Injeção de água (Winj) 
A injeção de água tem por finalidade o deslocamento de óleo existente no reservatório em direção aos poços produtores. Este é um método de recuperação secundária, utilizado quando a pressão do reservatório se torna insuficiente para produzir o óleo naturalmente. Além da injeção da água existem outros tipos de fluidos que podem ser injetados, tais como polímeros, espumas, tenso-activos, gás etc. Deseja-se sempre encontrar uma óptima técnicas e um valor de vazão ótimo de injeção para que não se incorra em gastos desnecessários (Silva J. P., 2009). 
e) Razão gás- (RGO)
O conhecimento deste indicador, permite a representação da razão entre a produção de gás e a produção de óleo, ambas medidas em condições de superfície. Devem-se buscar meios de evitar o aumento da RGO, pois a produção excessiva de gás pode prejudicar a produção de óleo (Silva, Pinto, & Izetti., 2005).
f) Corte de água (WCUT)
É a relação entre a produção de água e produção total de líquidos, medidos em condições de superfície. Encontrar seu valor óptimo é importante para melhorar o desempenho da produção de óleo. Isto porque a produção de água prejudica a de óleo, já que normalmente a mobilidade da água é maior (Thomas, 2004).
2.4.2 Funções-objetivo econômicas
a) Valor Presente Líquido (VPL)
O valor presente líquido (VPL) é considerado como uma das principais funções-objetivo em projetos de desenvolvimento de campos de petróleo, pois considera todas as despesas e receitas oriundas da produção, além de custos fixos, impostos e depreciação dos bens do projeto. É calculado pela soma dos valores do fluxo de caixa trazidos ao instante zero pelo uso de uma taxa de desconto. Basicamente é o cálculo de quanto estariam valendo actualmente as futuras receitas somadas aos custos iniciais e futuros. Logo, o VPL pode ser representado pela seguinte equação (Thomas, 2004):
onde,
FCj = fluxo de caixa do projeto no período j considerado;
i = taxa de desconto;
j = período considerado;
n = período final (número total de períodos).
Para a construção do fluxo de caixa devem ser consideradas as seguintes receitas e custos: receitas da venda de óleo e gás; custos de produção das fases do fluido; custos de injeção; investimentos no campo nas etapas da exploração e avaliação, custo de descomissionamento e pode ser considerada também a depreciação dos bens do projeto. Além disso, ocorre a incidência dos seguintes impostos, tributos e contribuições:
· Impostos incidentes sobre o lucro: Imposto de renda (IR) e Contribuição social (CS); 
· Impostos incidentes sobre a produção: Royalties, Programa de integração social (PIS) e Contribuição para o financiamento da seguridade social (COFINS).
A taxa de desconto a ser considerada no cálculo do VPL é a taxa mínima de atratividade (TMA). Esta taxa depende de vários parâmetros financeiros, como por exemplo, o próprio perfil da carteira de projetos e a origem do capital a ser investido (se próprio ou captado no mercado). 
b) Taxa Interna de Retorno (TIR)
TIR é a taxa de juros aplicada para descontar o fluxo de caixa para o tempo inicial de tal forma que o VPL resultante seja nulo. A TIR pode ser utilizada como indicador da atratividade de um projeto, a partir de sua comparação com as TIR de outros projetos ou com uma taxa mínima de atratividade. Este índice representa a rentabilidade do projeto, pois quanto maior a TIR, maior o lucro (Silva A. R., 2004). 
c) Retorno sobre Investimento (RSI ou ROI)
O ROI é definido como a razão entre o VPL final e o VPI (Valor Presente de Investimento) de um projeto. Geralmente, valores de ROI em torno de 0,5 são considerados aceitáveis pela indústria, porém quanto maior o ROI melhor o projeto. Seu valor pode resultar abaixo da unidade, pois no VPL já são considerados os investimentos. Assim como a TIR, este índice também representa a rentabilidade do projeto (Pinto, 2013). 
d) Tempo de Retorno (Pay-Back)
É o intervalo de tempo necessário para se recuperar o investimento inicial realizado. Este índice representa a liquidez do projeto, ou seja, se o lucro virá cedo ou não. Em um gráfico de VPL, o tempo de retorno é atingido quando a curva intercepta o eixo da abscissa (Rodriguez & Figueroa, 2010).
2.4.3 Funções-objetivo considerando incertezas
Quando em um estudo de reservatório são consideradas incertezas, tem-se não somente um modelo determinístico, mas um conjunto de cenários possíveis. A cada cenário é associada uma probabilidade de ocorrência, obtida em decorrência do nível de incerteza daquele modelo. É necessário que esses possíveis cenários sejam considerados nas funções objetivo do estudo, como é o caso dos cálculos do VME e do Risco, explicados a seguir.
a) Valor Monetário Esperado (VME)
Para entender o conceito de valor monetário esperado (VME) é necessário antes conhecer o que é o valor esperado (VE). O produto da probabilidade de ocorrência de um resultado pelo valor condicional desse resultado (expresso normalmente por valor presente, VP) é denominado valor esperado. Porém, quando o VE é expresso em termos de VPL, o VE é chamado de Valor Monetário Esperado. Logo, o valor monetário esperado de um projeto é definido como a soma de valor presente líquido dos cenários considerados ponderados pelas suas respectivasprobabilidades de ocorrência (Thomas, 2004):
onde, 
p = probabilidade de ocorrência do cenário possível i, 
VPL = valor presente líquido de cenário possível i, 
n = número de cenários possíveis e
O VME pode ser utilizado como função-objetivo em projetos de potencializar a técnica de produção de modelos contendo incertezas. Neste caso, busca-se a técnica de produção com o maior VME, o que representa uma boa técnica, segundo este critério, considerando todos os cenários disponíveis no estudo (Yeten, Brouwer, Durlofsky, & Aziz, 2004).
b) Risco
Existem diversas formas de se calcular o risco de um projeto. Para isto, é necessário utilizar as medidas de dispersão das curvas de distribuição de probabilidades (ou de frequências). Estas curvas são montadas com os dados de VPL e probabilidade de ocorrência de cada modelo. Dentre as formas de cálculo do risco existentes destacam-se as seguintes: cálculo da amplitude, amplitude entre determinados percentis, desvio médio, desvio-padrão, coeficiente de variação, entre outros. Neste texto é utilizado o desvio-padrão e o coeficiente de variação (Silva, Pinto, & Izetti., 2005).
O desvio-padrão é uma medida de dispersão dos resultados de uma amostra que é calculado pela seguinte expressão:
onde, 
 = resultado possível i
 = média de todos os resultados possíveis 
 = frequência de um resultado possível
n = número de resultados possíveis 
i = índice que varia de 1 a n.
Já o coeficiente de variação (CV), é uma medida de dispersão relativa. É útil quando são comparados dois conjuntos de dados cujas médias são muito diferentes ou para comparar conjuntos de unidades distintas. O coeficiente de variação é a razão entre o desvio-padrão e a média da amostra, conforme equação abaixo (Queiroz, 2020).
2.5 Simulação numérica de escoamento com poços inteligentes
Para o estudo de poços inteligentes, o uso de simuladores de escoamento em meios porosos é essencial. Esses simuladores são ferramentas fundamentais tanto para planejar o desenvolvimento de novos campos quanto para reestruturar técnicas em campos já em produção, à medida que surgem novas informações. Eles auxiliam no cálculo de funções-objetivo, servindo como base para a tomada de decisões (Yu, Davies, & Sherrard, 2000).
Tradicionalmente, métodos simplificados, como o de Tarner, Muskat e Declínio Exponencial, eram utilizados para prever o comportamento de reservatórios. Contudo, com o avanço da tecnologia, a Simulação Numérica de Escoamento se tornou uma técnica poderosa, permitindo estimar pressões, saturações e vazões de fluidos em jazidas, aplicando soluções numéricas para as equações não-lineares que descrevem o escoamento em meios porosos. Esse processo envolve dividir o reservatório em blocos e aplicar as equações de conservação de massa, momento e energia em cada bloco, considerando as condições de contorno (Sinha, Kumar, Vega, & Jalali, 2001).
A simulação torna-se mais complexa em poços inteligentes, devido à dificuldade de modelar esse tipo de poço. O controle das válvulas nesses poços pode ser realizado de duas maneiras: de forma reativa ou proativa. Estudos recentes exploram a otimização desses processos, destacando as diferenças e benefícios entre os dois tipos de controle (Silva J. P., 2009). 
2.5.1 Controle Proativo
A maioria das pesquisas sobre o desempenho de poços inteligentes emprega técnicas de controle proativo, onde as válvulas são programadas com cronogramas fixos para antecipar e mitigar eventos como a chegada prematura de água. Embora esta pesquisa não utilize controle proativo, estudos relevantes demonstram a eficácia dessa abordagem.
No controle proativo, a configuração ideal das válvulas é determinada usando algoritmos de otimização e simulação de escoamento. A simulação divide o tempo total para ajustar as válvulas, visando maximizar a produção de óleo e minimizar a produção de água (Pande, Morrison, & Bristow, 2010). No entanto, para campos em fase inicial, com alta incerteza, o controle proativo pode ser mais adequado após a implementação da técnica de produção e melhor compreensão do campo.
Estudos relevantes incluem:
(Brouwer & Jansen, 2002): Aplicaram controle ótimo para otimizar válvulas em poços inteligentes, aumentando o Valor Presente Líquido (VPL) ao reduzir a produção de água e melhorar a produção de óleo, dependendo das condições operacionais.
(Almeida, 2007): Utilizou algoritmos genéticos e simulação de Monte Carlo para otimizar válvulas, lidando com incertezas técnicas e geológicas. O estudo revelou aumentos na produção de óleo e no VPL.
(Emerick & Portella, 2007): Empregaram optimização por busca direta em campos marítimos no Brasil, mostrando que poços inteligentes aumentam a produção de óleo comparado aos convencionais.
(Yeten B. , 2003): Aplicou o Método do Gradiente Conjugado em um modelo simples, evidenciando que poços inteligentes melhoram significativamente o fator de recuperação em comparação com poços convencionais.
Esses estudos indicam que, apesar das vantagens do controle proativo, sua implementação é mais benéfica com um melhor entendimento das condições do campo.
Tabela 2: Resultado das optimizações na operação das válvulas.
	Instrumentação do poço
	Produção acumulada de óleo (MMSTB)
	Recuperação Adicional (%)
	Caso base
	1,73
	0,0
	Produtor
	2,19
	26,6
	Injetor
	2,40
	38,7
	Produtor e injetor
	2,33
	34,7
Fonte: (Yeten B. , 2003)
A pesquisa de (Yeten, Brouwer, Durlofsky, & Aziz, 2004) utilizou a mesma metodologia de optimização de (Yeten B. , 2003), mas incorporou incertezas geológicas e possíveis falhas nas válvulas. A análise revelou uma variação significativa na melhoria que os poços inteligentes podem oferecer, dependendo da confiabilidade das válvulas e do nível de conhecimento do modelo geológico
2.5.2 Controle reativo
O controle reativo é menos exigente em termos computacionais e é mais realista para modelos com baixa incerteza, pois as ações são tomadas em resposta a eventos ocorridos. Por exemplo, se sensores detectam alta produção de água por uma válvula, pode-se decidir fechá-la para direcionar a produção para regiões do poço que estão produzindo mais óleo (Javid, et al., 2018).
Estudos demonstram a eficácia dos poços inteligentes em comparação com os convencionais. (Yu, Davies, & Sherrard, 2000) compararam poços convencionais e inteligentes em reservatórios com capa de gás e aquífero. Os poços inteligentes com válvulas de abertura e fechamento aceleraram a produção e aumentaram a recuperação final em 4%, além de prevenir a formação de cone de gás e reduzir a produção de água.
(Yeten & Jalal, 2001) investigaram a alocação ideal de poços inteligentes em presença de aquífero e capa de gás, revelando que a tecnologia é vantajosa também para poços horizontais com grandes quedas de pressão. (Sinha, Kumar, Vega, & Jalali, 2001) corroboraram esses resultados, destacando que poços inteligentes ajudam a evitar a formação de cones de gás e água, aumentando a recuperação de óleo em cerca de 3,5% devido ao ajuste das válvulas (Rodriguez & Figueroa, 2010).
A Tabela a seguir apresenta o Valor Presente Líquido (VPL) máximo de cada modelo, o fator de recuperação de óleo (FR) e a relação entre água e óleo produzidos (PRA), onde CC se refere à Completação Convencional e CI à Completação Inteligente.
Tabela 3: Resultados do estudo de (Rodriguez & Schiozer, 2006)
	
	Modelo Homogêneo
	Canais Leste-Oeste
	Canais Norte-Sul
	
	CC
	CI
	CC
	CI
	CC
	CI
	Max VPL
	1,77 E+07
	1,61 E+07
	1,74 E+07
	2,04 E+07
	1,84 E+07
	1,96 E+07
	FR
	25,6%
	26,1%
	27,0%
	29,3%
	26,4%
	28,8%
	PRA
	37,8%
	23,6%
	31,1%
	12,9%
	31,9%
	14,5%
	Aumento no VPL
	-9,6%
	14,4%
	5,9%
	Aumento no FR
	1,6%
	8,1%
	8,4%
	Diminuição da PRA
	37,6%
	58,6%
	54,8%
Fonte: (Rodriguez & Schiozer, 2006)
Os poços inteligentes demonstram desempenho superior em termos de aumento na produção de óleo e redução da produção de água, o que é particularmente vantajoso em campos marítimos onde a água produzida em excesso é crítica. Embora o Valor Presente Líquido (VPL) tenha aumentado nos modelos com canais dealta permeabilidade, o benefício financeiro não foi tão significativo em outros casos, indicando que o investimento em poços inteligentes deve ser cuidadosamente avaliado (Mubarak, 2008).
(Yeten B. , 2003) comparou técnicas de controle proativo e reativo e analisou a otimização da localização, tipo e trajetória de poços. Os resultados mostraram que os poços inteligentes, independentemente da técnica de controle, têm potencial para aumentar a recuperação do campo.
(Khargoria, Zhang, & R. Li, 2002) estudaram o impacto da localização das válvulas e seus modos de operação em poços horizontais, usando controle reativo e proativo. Dois métodos de otimização, simulated annealing e gradiente conjugado, foram aplicados para determinar a localização ideal e o controle das válvulas, com ambos algoritmos convergindo para resultados semelhantes.
(Kraaijevanger, Egberts, & Valstar, 2007) compararam o desempenho de reservatórios com poços convencionais e inteligentes utilizando simulações com controle reativo e proativo. As simulações indicaram que o controle proativo oferece o maior VPL, melhor produção de óleo e menor produção e injeção de água.
Tabela 4: Comparação entre controle reativo e proativo.
	Tipo de poço
	Controle
	Produção acumulada de óleo (106 m3)
	Produção acumulada de água (106 m3)
	Injeção acumulada de água (106 m3)
	VPL
(106 US$)
	Convencional
	Reativo
	2,36
	2,63
	4,99
	247
	Inteligente
	Reativo
	2,39
	2,23
	4,63
	262
	Inteligente
	Proativo
	2,40
	0,98
	3,38
	291
Fonte: (Kraaijevanger, Egberts, & Valstar, 2007)
 60
III. METODOLOGIA
A metodologia científica do presente trabalho foi baseada em uma abordagem comparativa, com foco na análise técnica e económica das completações convencional e inteligente nos poços do Bloco 03/05, localizado na Bacia do Baixo Congo. Para a execução da pesquisa, determinaram-se os seguintes parâmetros principais:
· Eficiência técnica: inclui produtividade (taxa de produção de óleo, fator de recuperação e razão água-óleo - RAO).
· Viabilidade econômica: abrange custos de implementação, manutenção e operação, com destaque para o Valor Presente Líquido (VPL) e Taxa Interna de Retorno (TIR).
· Adaptação geológica: envolve a compatibilidade das técnicas com a variabilidade geológica do bloco, considerando heterogeneidade estrutural e complexidade dos reservatórios.
A metodologia foi estruturada em etapas específicas, que compreendem a coleta de dados, modelagem e simulação, análise de parâmetros avaliados e o passo a passo da pesquisa.
3.1 Coleta e Tratamento de Dados
3.1.1 Fontes de Dados
a) Dados operacionais e técnicos
· Logs de consulta e registros de produção fornecidos pela Sonangol.
· Estudos geológicos detalhados do Bloco 03/05, com foco em estruturas como canais turbidíticos e falhas.
b) Simulações computacionais
· Modelos gerados no software ECLIPSE (versão 2023.1), que permitiram simular diferentes cenários geológicos e operacionais.
c) Entrevistas técnicas
· Consultas realizadas com engenheiros especializados em completações inteligentes e convencionais, que forneceram insights sobre as configurações de poços e os desafios técnicos enfrentados.
3.1.2 Processo de Coleta
· Período: Dezembro de 2023 a abril de 2024.
· Frequência: Coleta semanal de dados técnicos e análises trimestrais de produção.
· Ajustes de confidencialidade: Valores ajustados em até 25% para garantir a segurança dos dados fornecidos por empresas parceiras.
3.1.3 Tratamento de Dados
· Ferramentas estatísticas aplicadas
· Análise de variância (ANOVA) para avaliar o impacto de diferentes técnicas de completação.
· Regressão linear para prever tendências de desempenho e custos.
· Limpeza e validação dos dados
· Correlação cruzada entre diferentes fontes de dados para eliminar inconsistências.
· Verificação dos valores ajustados com base em padrões de confiabilidade estabelecidos na indústria.
3.2 Modelagem e Simulação
3.2.1 Configuração do Modelo
a) Campo base
· O modelo foi configurado com base no campo Pacassa, representando os reservatórios do Bloco 03/05.
b) Estrutura geológica
· Malha cartesiana: 40i x 95j x 15k.
· Permeabilidade média: 750 mD.
· Volume original de óleo: 235 milhões de barris.
c) Parâmetros operacionais
· Vazão máxima de líquidos: 22.014 bbl/dia.
· Limite de injeção de água: Igual ao volume de líquidos produzidos.
3.2.2 Configuração de Poços
a) Poços inteligentes
· Equipados com cinco válvulas de controle de fluxo (ICVs).
· Configurados para fechamento automático ao atingir determinado corte de água.
b) Poços convencionais
· Completação simples, sem configurações dinâmicas ou sensores de controle.
3.2.3 Simulações Realizadas
a) Tipo de simulação
· Fluxo trifásico (óleo, água e gás).
b) Período de simulação
· 20 anos de produção.
c) Cenários testados
· Reservatórios homogêneos e heterogêneos.
· Diferentes cronogramas de entrada de poços e ajustes no corte de água.
3.3 Parâmetros Avaliados
3.3.1 Parâmetros Técnicos
· Taxa diária de produção de óleo.
· Fator de recuperação de hidrocarbonetos.
· Razão água-óleo (RAO).
3.3.2 Parâmetros Econômicos
· Custo operacional por barril.
· Valor Presente Líquido (VPL).
· Taxa Interna de Retorno (TIR).
3.4 Ferramentas Utilizadas
· Software ECLIPSE para modelagem e simulação.
· Estatísticas técnicas e econômicas para análise comparativa.
3.5 Passo a Passo da Pesquisa
· Definição de cenários geológicos e econômicos: configuração inicial baseada nos parâmetros do Bloco 03/05, considerando heterogeneidade e demandas operacionais.
· Configuração de poços: diferenciação entre os poços convencionais e inteligentes, com detalhamento das características operacionais e estruturas.
· Simulações: aplicação das duas técnicas de completação em cenários variados, incorporando ajustes no cronograma de entrada e nos parâmetros operacionais.
· Avaliação dos resultados: comparação detalhada das análises técnicas e econômicas para cada tipo de completação.
· Validação cruzada: verificação da aplicabilidade das técnicas testadas em diferentes condições geológicas.
· Análise de incertezas: Sensibilidade a fatores externos como preço do petróleo, custo de produção de água e Taxa Mínima de Atratividade (TMA).
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IV. RESULTADOS E DISCUSSÕES
As principais características dos fluidos presentes no reservatório são apresentadas na Tabela a seguir, tratando-se de um óleo leve, semelhante ao óleo do campo de Pacassa. A pressão de bolha é por volta de 20600 Kpa e a pressão inicial do campo de 33000 Kpa.
Tabela 5: Principais Propriedades PVT dos fluidos
	Componente
	Propriedade
	Valor
	Unidade
	Gás
	Densidade (com referência ao ar)
	0,86
	--
	
	Viscosidade
	Ver Figura (a)
	Cp
	
	Saturação Residual
	0%
	--
	
	Fator volume de formação, Bg
	Ver Figura (a)
	m³/m³
	Óleo
	Grau API
	29
	ºAPI
	
	Viscosidade
	Ver Figura (b)
	Cp
	
	Saturação residual
	15%
	--
	
	Fator volume de formação, Bo
	Ver Figura (b)
	--
	Água
	Densidade (com referência à água pura)
	1,06
	--
	
	Viscosidade (a 315,75 bar)
	0,44
	cP
	
	Saturação residual
	18%
	--
	
	Compressibilidade (a 315,75 bar)
	4,36 x 10-5
	bar-1
	
	Fator volume de formação, Bw (a 315,75 bar)
	1,03
	m³/m³
Fonte: Autor
4.1 Modelo económico
A avaliação econômica deste estudo foi realizada com base em custos e receitas projetados para os poços de completação convencional e inteligente, levando em consideração os parâmetros específicos do Bloco 03/05. O cálculo do Valor Presente Líquido (VPL) e do Valor Monetário Esperado (VME) utilizou o preço médio do petróleo de US$ 84,3 por barril e os custos operacionais associados à produção de óleo e água. Os custos relacionados aos poços foram estabelecidos da seguinte maneira:
· Custo do poço convencional: US$ 55 milhões.
· Custo do poço inteligente: US$ 67 milhões.
A análise econômica incluiu, além dos custos dos poços, o custo de produção de água, estimado em US$ 3,5 por barril, e o custo de injeção de água. Também foram considerados os impostos, royalties e taxas aplicáveis. Esses fatores foram integrados ao cálculo de viabilidade financeira, garantindo uma avaliaçãoabrangente do retorno econômico.
Os parâmetros econômicos utilizados na pesquisa foram estimados com base em pesquisa bibliográfica e consultas a profissionais do setor. As informações sobre custos das plataformas foram baseadas no trabalho de Hayashi que utilizou uma correlação de três plataformas adquiridas na época de seu estudo. Esses custos foram atualizados para refletir valores mais próximos da realidade atual. A capacidade de processamento de líquidos das plataformas foi um fator determinante para seus custos, variando entre US$ 973 milhões e US$ 2,043 bilhões, conforme indicado na tabela a seguir. 
Essa abordagem econômica detalhada oferece uma visão clara dos investimentos necessários e do potencial retorno de cada tipo de completação, permitindo uma comparação direta entre as tecnologias no contexto do Bloco 03/05.
Tabela 6: Campos utilizados na pesquisa
	Campos 
	Capacidade de prod. de líq. (mil Barris/dia) 
	Custo da plataforma (milhões de US$)
	Pacassa
	157 
	2043
	Bufalo
	131 
	1229
	Palanca
	122 
	1087
	Impala
	101 
	973
Fonte: PETRO SIM TECH
4.2 Potencialização das técnicas de produção
Dispondo de poços com completação inteligentes e convencionais, juntamente com quatro plataformas de diferentes capacidades de produção de líquidos, foram desenvolvidos oito modelos para optimizar às técnicas de produção. A combinação dos tipos de poços com as plataformas resultou em um conjunto de modelos que permitiu a maximização da eficiência produtiva e econômica de cada cenário.
4.2.1 Desenvolvimento de Técnicas Iniciais
· Criação de cinco técnicas iniciais (A a E) baseadas no mapa de qualidade do reservatório
· Diversificação do número e posicionamento de poços entre as técnicas
· Simulação inicial sem cronograma de entrada dos poços
4.2.2 Processo de Potencialização
· Seleção da técnica com maior VPL para continuidade do processo
· Estabelecimento de cronograma de entrada dos poços baseado no VPL individual
· Ajuste do corte de água para optimização do VPL
· Reposicionamento e/ou remoção de poços baseado na análise do mapa de saturação de óleo
· Ajuste da vazão de injeção para maximizar o VPL
· Iteração do processo até atingir a técnica optimizada
As técnicas geradas a partir desse processo de optimização são denominadas TC (Técnica Convencional), para poços convencionais, e TI (Técnica Inteligente), para poços com completação inteligente. Além da sigla, foi acrescentado um número correspondente à plataforma otimizada para cada técnica. Por exemplo, TC2 refere-se à técnica aplicada em poços convencionais e optimizada para a plataforma P2.
Essa nomenclatura facilita a identificação de cada combinação de poço e plataforma, permitindo uma análise clara e objetiva dos resultados de cada modelo. A seguir, a Tabela apresenta os modelos de produção utilizados no estudo, com suas respectivas técnicas e plataformas.
Tabela 7: Modelos utilizados no processo de optimizados
	 Campos Produtores
	Poço Inteligente 
	Poço Convencional
	Pacassa
	TI1 
	TC1
	Búfalo
	TI2 
	TC2
	Palanca
	TI3 
	TC3
	Impala
	TI4 
	TC4
Fonte: PETRO SIM TECH
Além disso, quando há um índice adicionado ao número (como I ou C), isso indica que a técnica originalmente desenvolvida para um tipo de poço foi aplicada a outro tipo, em um processo denominado validação cruzada. Por exemplo, TI3C refere-se à técnica optimizada para poços inteligentes na plataforma P3, mas aplicada a poços convencionais. Esse processo de validação cruzada permite avaliar a flexibilidade das técnicas e identificar a viabilidade de utilizar métodos desenvolvidos para uma tecnologia em outra, proporcionando uma análise mais abrangente das opções de completação.
4.3 Análise de incertezas
A análise das incertezas nesta pesquisa foi realizada utilizando as técnicas de produção optimizadas na fase anterior. Não foram feitas alterações nas técnicas ou nos parâmetros operacionais durante essa etapa, uma vez que eventuais mudanças podem ser exploradas em estudos futuros. Existem diversas abordagens para executar uma análise de incertezas, dependendo dos objetivos específicos de cada projeto. Para uma análise mais aprofundada do comportamento do reservatório, seria necessária a re-optimização das técnicas de produção nos casos em que novas informações significativas sobre o campo forem adquiridas. 
Nesta pesquisa, foi selecionada uma técnica optimizada para poços inteligentes e outra para poços com completação convencional. Essas duas técnicas foram aplicadas em análises de sensibilidade, considerando diversos parâmetros, tais como o tipo de óleo, a presença de canais de alta permeabilidade, falhas selantes, variações nos preços do óleo e da água, e a Taxa Mínima de Atratividade (TMA). A seguir, são apresentadas as particularidades de cada um desses parâmetros na análise de incertezas.
4.3.1 Tipo de óleo
Considerando que o óleo analisado nos casos base possui baixa viscosidade, foi necessário realizar um estudo de sensibilidade utilizando um óleo de maior viscosidade. Neste estudo, a mudança de parâmetro foi realizada sem alterar as propriedades da técnica de produção, como o posicionamento dos poços ou os parâmetros operacionais.
4.3.2 Canais de alta permeabilidade
A inclusão de canais de alta permeabilidade visa avaliar como modelos mais heterogêneos afetam o comportamento dos poços com completação convencional e inteligente. Esses canais permitem que a água se desloque mais rapidamente para determinadas regiões dos poços, facilitando a análise do desempenho das válvulas nos poços inteligentes.
Para destacar ainda mais o contraste entre os canais e as outras áreas do reservatório, foi realizada uma alteração combinada na permeabilidade. A permeabilidade geral do campo foi reduzida, enquanto canais de alta permeabilidade, com valor constante de 4000 mD, foram adicionados aleatoriamente. Assim, enquanto a permeabilidade média do campo no modelo base é de 750 mD, nos modelos com canais, essa média é de 200 mD (sem considerar a alta permeabilidade dos canais). Os modelos estudados estão apresentados na Figura a seguir.
Figura 14: Canais de alta permeabilidade
Fonte: Autor
4.3.3 Falhas selantes 
As falhas selantes utilizadas no estudo de sensibilidade são ilustradas na Figura a seguir. Três modelos foram gerados aleatoriamente, com a variação da direção das falhas em um dos modelos. Para representar essas falhas no simulador, foi utilizado um multiplicador de transmissibilidade. Assim, os blocos destacados nas figuras abaixo apresentam uma transmissibilidade horizontal praticamente nula.
Figura15: Falhas utilizadas na análise de sensibilidade
Fonte: autor
4.3.4 Preço de óleo e custo de produção de água
Além do cenário econômico base apresentado, foram testados dois modelos adicionais, denominados pessimista e otimista. Os parâmetros ajustados foram o preço do óleo e o custo de produção da água. A Tabela a seguir organiza os valores dos três cenários econômicos utilizados no estudo. Todos os demais parâmetros do modelo econômico, como taxas, impostos e custos operacionais, foram mantidos iguais aos do modelo base.
Tabela 8: Modelos econômicos utilizados na análise de sensibilidade
	
	Optimista
	Provável
	Pessimista
	Preço do óleo (US$/bbl)
	94
	87
	72
	Custo de produção de água (US$/bbl)
	13,16
	10,44
	7,2
	Probabilidade de ocorrência
	25%
	50%
	25%
Fonte: (Costa, 2021)
4.3.5 Taxa Mínima de Atratividade
O último parâmetro analisado na pesquisa em curso é a Taxa Mínima de Atratividade (TMA). O valor utilizado no modelo econômico base é de 13%. A finalidade de ajustar a TMA é avaliar seu impacto nos resultados do Valor Presente Líquido (VPL) e comparar o desempenho entre poços convencionais e inteligentes. Geralmente, o aumento na produção com poços inteligentes ocorre após alguns anos de operação, quando a água chega ao poço. Esse fator, combinado com o valor conservador da TMA de 13%, pode favorecer os poços convencionais. Assim, foram testados valores menores de TMA, de 10% e 7%, para verificar se esses ajustes influenciam a decisão no caso estudado.
4.4Potencialização da técnica de produção
Para, diferenciadas pelo número de poços produtores e injetores e/ou pelo posicionamento o início da potencialização das técnicas de cada modelo, foram desenvolvidas cinco técnicas iniciais dos poços no campo. A Figura (e) a seguir mostra o mapa de topo do campo, enquanto a Figura (f) apresenta duas vistas desse mapa. Esses mapas são úteis para a definição do esquema de injeção.
Figura 16(e): Mapa de topo do campo. Unidade: metro
Fonte: autor
Figura 17(f): Vistas do mapa de topo do campo. Unidade: metro
Fonte: Autor
As técnicas foram definidas com base em um mapa de qualidade do campo, conforme ilustrado na Figura abaixo. Este mapa revela que o reservatório não possui uma região preferencial para a locação dos poços, com um índice de 1,00 representando a melhor qualidade e 0,40 a pior. A qualidade do reservatório é bastante heterogênea, o que permite que os poços sejam posicionados em praticamente qualquer área do campo.
Figura 18: Mapa de qualidade do reservatório
Fonte: Autor
As técnicas desenvolvidas com base no mapa de qualidade, denominadas de A a E, são apresentadas na sequência de figuras abaixo. O objetivo foi diversificar o número de poços entre as técnicas para explorar várias possibilidades. Embora as técnicas B e E tenham o mesmo número de poços, seus posicionamentos são diferentes. A técnica E reproduz um caso de injeção periférica, enquanto a técnica B alterna linhas de poços produtores e injetores.
Figura 19: Estratégias A e B
Técnica A
Técnica B
Fonte: Autor
Figura 20: Estratégias C e D
Técnica D
Técnica C
Fonte: Autor
Figura 22: Estratégia E
Técnica E
Fonte: Autor
4.1 Poços com Completação Convencional
Neste item são apresentados os resultados do procedimento de potencialização da técnica de produção dos modelos com poços com completação convencional. 
4.1.1 Campo Produtor Pacassa
Os resultados das simulações das técnicas iniciais para o Campo Produtor Pacassa, com capacidade de 177.000 barris/dia, estão apresentados no gráfico da Figura a seguir. É importante ressaltar que, inicialmente, todos os casos foram gerados sem considerar um cronograma de entrada dos poços, ou seja, todos os poços foram abertos no início da produção. Adicionalmente, como condição operacional, os poços produtores foram limitados por um corte de água de 85%, e os poços injetores operaram com uma vazão de 34.594 bbl/dia, que é a vazão máxima permitida de acordo com as restrições operacionais estabelecidas neste estudo.
Com base nos dados gerados pelas simulações, foi selecionada a técnica com o maior VPL (técnica E) para a continuidade do processo de potencialização. Uma observação relevante é que o número de poços na técnica de produção teve um impacto mais significativo nos resultados do que a técnica de drenagem. Isso é evidenciado pela comparação entre as técnicas B e E, que têm VPLs semelhantes, mas sistemas de drenagem bastante distintos. A técnica B adota uma configuração de pares injetor/produtor, enquanto a técnica E utiliza um sistema de injeção periférica.
Gráfico 1: VPL das técnicas desenvolvidas para o início do processo de potencialização
Fonte: Autor
Em seguida, foi estabelecido um cronograma de entrada para os poços baseado em seu Valor Presente Líquido (VPL), com um intervalo de 60 dias entre cada entrada. A Figura abaixo mostra o progresso evolução do VPL conforme o processo de potencialização avança, com destaque para a técnica E, que inclui um cronograma de entrada optimizado e o corte de água.
A análise combinada da Tabela abaixo e da Figura abaixo revela que a remoção de dois poços resultou em uma diminuição do VPL do campo. No entanto, apesar dessa redução, os poços foram mantidos devido ao potencial de aumento na produção ao reposicionar poços vizinhos. Essa abordagem destaca a relevância de considerar o comportamento do reservatório além do VPL para tomar decisões eficazes na gestão dos poços.
Gráfico 2: Evolução do VPL no processo de potencialização do campo Pacassa
Fonte: Autor
A Figura abaixo apresenta dados da produção acumulada de óleo (Np) dos modelos resultantes do processo de potencialização. Ainda com auxílio da Tabela acima, verifica-se que a retirada dos poços gerou uma queda na produção de óleo. Porém, com a sequência da potencialização, esta perda foi reparada, resultando em uma recuperação final expressiva de 58%.
Gráfico 3: Volume de óleo dos modelos no processo de potencialização do Campo de Pacassa
Fonte: Autor
A estratégia resultante da potencialização, TC1, está esboçada na Figura abaixo. Nesta mesma figura é apresentada a técnica selecionada para o início do processo de potencialização (técnica E). Assim é possível visualizar as principais mudanças realizadas na potencialização, como a retirada de dois injetores e um produtor.
O valor presente do investimento (VPI) técnica de potencialização foi de US$ 1840 bilhões e o VPL final de US$ 1257 milhões. Também, verificou-se que foi necessária uma mudança no corte de água para os mesmos 85% utilizado no início do processo.
Figura 23: Técnica de Potencialização para poços com completação convencional e Campo Produtor Pacassa (TC1)
Técnica de Potencialização do Campo Produtor Pacassa (TC1)
Técnica E
Fonte: Autor
4.1.2 Campo Produtor Búfalo
O Campo Produtor Búfalo tem uma capacidade de produção de líquidos de 226.434 barris/dia e um custo de US$ 1.069 milhões. Para o início da potencialização da estratégia para este campo, foram testadas cinco técnicas iniciais, além da técnica TC1 (potencialização do campo Búfalo). A técnica TC1, que resultou no maior Valor Presente Líquido (VPL), foi escolhida para as próximas etapas.
A melhor vazão de injeção encontrada para este caso foi de 34.594 bbl/dia, que é a vazão máxima permitida pelas restrições operacionais deste estudo. As principais mudanças realizadas durante a potencialização incluíram a retirada do poço produtor PH-1 e o reposicionamento dos poços produtores e injetores, com base na análise do mapa de saturação de óleo. As Figuras seguintes mostram a evolução do VPL durante o processo de potencialização e o volume de óleo produzido (NP) para cada modelo. O corte de água ótimo encontrado foi de 89%.
Gráfico 4: Evolução do VPL no processo de Potencialização do Campo Produtor Búfalo
Fonte: Autor
Gráfico 5: Volume de óleo dos modelos no processo de potencialização do Campo Búfalo
Fonte: Autor
A técnica final obtida apresentou um valor presente do investimento (VPI) de US$ 1410 bilhões, fator de recuperação de 57% e VPL de US$ 1083 bilhões. A técnica de potencialização, TC2, bem como a técnica inicial da potencialização apresentadas na Figura abaixo. Observa-se que a principal alteração realizada durante a potencialização foi a retirada de um poço produtor.
Figura 24: Técnica de potencialização para poços com completação convencionais do Campo Produtor Búfalo (TC2)
Técnica de Potencialização do Campo Produtor Búfalo (TC2)
Técnica TC1
Fonte: Autor
4.1.3 Campo Produtor Palanca 
Este campo produtor possui uma capacidade de produção de líquidos de 102.000 barris por dia e um CAPEX de US$ 823 milhões. Além das cinco técnicas iniciais (de A a E), neste caso foram também testadas as óptimas técnicas para os poços com completação convencional dos campos produtores Pacassa e Búfalo (TC1 e TC2). Os casos foram simulados com um corte de água dos poços produtores de 85%. A estratégia que resultou em maior VPL foi a potencializada do campo produtor Búfalo. Porém, para este caso foi necessária uma menor vazão de injeção.
Um dos motivos para esta redução está baseado em uma das condições operacionais do modelo, que é injetar, no máximo, uma vazão de água equivalente à quantidade de líquidos produzida. Então, por meio de testes na técnica escolhida durante o processo de optimização, estipulou-se uma vazão de injeção de 29562 bbl/dia. Esta vazão, menor que a de 34593 bbl/dia da estratégia TC2, resultou, neste caso, em um significativo aumento no VPL. 
Isto porque, possivelmente estava-se injetandoum grande volume fazendo com que água de injeção chegasse muito cedo aos produtores, prejudicando a produção de óleo. Foi ordenado um cronograma de entrada dos poços, partindo daquele de maior VPL e acrescentando os outros poços segundo sua ordem decrescente de VPL. Fez-se uma busca para encontrar o corte de água que resultasse no maior VPL. O valor encontrado foi de 83%.
Gráfico 6: Evolução do VPL no processo de potencialização do Campo de Produtor Palanca
Fonte: Autor
As principais mudanças foram o reposicionamento de injetores e produtores e a retirada do produtor PH-6. Este fato também contribuiu para a decisão de se reduzir a vazão dos injetores para 29562/dia. A técnica TC3 resultou em um VPL de US$ 1225 bilhões, um fator de recuperação de 52% e um VPI de US$ 1437 bilhões. Além disso, executando-se a busca direta do corte de água foi encontrado um valor de 85%. A Figura acima apresenta o VPL de cada modelo resultante do processo de potencialização e a Figura abaixo o volume de óleo produzido desses modelos
Gráfico 7: Volume de óleo dos modelos no processo de potencialização de Campo Produtor Palanca
Fonte: Autor
A partir da Figura abaixo pode-se comparar a técnica de potencialização e a técnica utilizada para se iniciar o processo de potencialização.
Figura 25: Técnica de potencialização para poços convencionais e plataforma P3 (EC3)
Técnica de Potencialização do Campo Produtor Palanca (TC3)
Técnica TC2
Fonte: Autor
Campo Produtor Impala
Para dar o início do processo de potencialização da técnica do campo Produtor Impala (capacidade de 97.000 barris/dia e CAPEX de US$ 683 milhões) testaram-se as cinco técnicas iniciais e também as técnicas de potencialização dos campos produtores Pacassa, Búfalo e Palanca. Estas são representadas na Figura abaixo, respectivamente, pelos três primeiros modelos, por apresentarem os melhores desempenhos. 
Gráfico 8: Evolução do VPL no processo de potencialização o campo produtor Impala
Fonte: Autor
Observa-se que a técnica TC3 foi o de maior VPL. Logo, as próximas etapas da metodologia de potencialização foram aplicadas a partir desta técnica. Porém, fez-se um ajuste na vazão de injeção para 27361 bbl/dia devido a menor capacidade do Campo Produtor Impala.
A evolução do VPL no processo de potencialização é apresentada na Figura acima. Já os volumes de óleo produzidos (Np) dos modelos que representam as tentativas de potencializar estão na Figura abaixo. Como resultado final, obteve-se um modelo com VPI de US$ 1195 bilhões e VPL de US$ 1170 bilhões (para um corte de água óptimo de 85%) e o fator de recuperação 53%.
Gráfico 9: Volume de óleo dos modelos no processo de potencialização do Campo Impala
Fonte: Autor
Figura 26: Técnica de potencialização do campo produtor Impala com completação convencional
Técnica de Potencialização do Campo Produtor Impala (TC4)
Técnica TC3
Fonte: Autor
4.2 Poços Com Completação Inteligentes
A seguir são apresentados os resultados do procedimento de optimização utilizando poços inteligentes para as quatro plataformas utilizadas no estudo. 
4.2.1 Campo Produtor Pacassa
Como a potencialização das técnicas do campo produtor Pacassa para poços com completação inteligente ocorreu em paralelo com a de poços com completação convencional, simulou-se somente as técnicas iniciais (de A a E), ou seja, não foi simulada a técnica TC1. Vale mencionar que, neste caso, foram utilizados poços com completação inteligentes. Portanto, o controle do corte de água é feito em cada segmento do poço de forma independente dos outros segmentos. Além disso, a vazão de injeção é a mesma utilizada para os poços com completação convencional no campo produtor Pacassa, 34594 bbl/dia.
Ao decorrer do processo de potencialização, foram gerados modelos que resultaram nos VPL indicados na Figura abaixo. As principais mudanças realizadas no processo foram as mesmas daquelas verificadas na técnica do campo produtor Pacassa para poços com completação convencional: retirada de um produtor e dois injetores, além do reposicionamento de alguns poços. O corte de água encontrado foi de 92%.
Gráfico 10: Evolução do VPL na potencialização de poços com completação inteligente
Fonte: Autor
Na Figura abaixo, são apresentados os volumes de óleo produzido nos modelos gerados durante o processo de potencialização. Ao final do processo foi atingida uma recuperação de óleo de 63%, um VPL de US$ 1180 milhões e o VPI foi de US$ 1785 bilhões.
Gráfico 11: Volume de óleo dos modelos no processo de potencialização de poços com Completação Inteligente do Campo Pacassa
Fonte: Autor
Figura 27: Técnica de Potencialização para potencialização de poços com Completação Inteligente do Campo Pacassa (TI1)
Técnica E
3
Técnica de Potencialização do Campo Pacassa (TI1)
Fonte: Autor
Como se pode observar na Figura acima, a técnica final encontrada (TI1) é semelhante à técnica de potencialização dos poços com completação convencional. A diferença está apenas no posicionamento de alguns poços.
4.2.2 Campo Produtor Búfalo
As técnicas iniciais testadas para poços com Completação Inteligente do Campo Produtor Búfalo foram: técnica de potencialização para os poços com Completação Convencional dos campos produtores Pacassa e Búfalo (TC1 e TC2), técnica TI1 e as cinco técnicas iniciais. A TC2 foi a que apresentou melhor VPL e, por isto, foi a escolhida para a sequência do processo. 
A injeção utilizada neste caso foi a mesma da técnica de poços com Completação convencional do campo Búfalo, de 34593 bbl/dia. De todas as tentativas, somente uma delas (deslocamento do produtor PH-3 a 50m da posição original) resultou acréscimo no VPL. Portanto, decidiu-se interromper a potencialização, considerando esta etapa concluída. O corte de água encontrado para este caso foi de 92%, assim como para o caso anterior.
Gráfico 12: Evolução do VPL na potencialização dos poços com Completação Inteligente para o campo produtor Búfalo
Fonte: Autor
Nos gráficos do VPL (Figura acima) e Np (Figura abaixo) esta mudança é referente à 7ª tentativa de potencialização. O fator de recuperação final obtido para a técnica TI2 foi de aproximadamente 63%. Já o VPI foi de US$ 1675 bilhões e o VPL final de US$ 1249 bilhões.
Gráfico 13: Volume de óleo dos modelos no processo de potencialização Campo Produtor Búfalo 
Fonte: Autor
4.2.3 Campo Produtor Palanca
Para o início da potencialização, foram feitas simulações com as quatro técnicas de potencialização dos poços com Completação Convencional, além das técnicas TI1, TI2 e as cinco técnicas iniciais. Assim, a técnica de maior VPL foi a do campo produtor Impala com poços com completação convencional (TC4). A injeção utilizada neste modelo foi de 29562 bbl/dia, a mesma usada na técnica com poços com completação convencional para o campo produtor Palanca. 
Na busca do corte de água, foi encontrado um valor óptimo de 91%. Este valor foi o mesmo verificado ao final da potencialização. As mudanças realizadas que geraram aumento no VPL foram apenas tentativas de reposicionamento de produtores e injetores. Foi verificado, ao final do processo, um fator de recuperação de 60%, um VPL de US$ 1380 bilhões e um VPI de US$ 1523 bilhões.
Gráfico 14: Evolução do VPL na potencialização dos poços com completação inteligente para o campo produtor Palanca
Fonte: Autor
Gráfico 15: Volume de óleo dos modelos no processo de potencialização do campo produtor Palanca
Fonte: Autor
Figura 28: Técnica de potencialização para campo produtor Palanca (TI3)
Técnica TC4
3
Técnica de Potencialização do campo Produtor Palanca (TI3)
Fonte: Autor
4.2.4 Campo Produtor Impala
No último modelo a ser potencializado nesta fase do trabalho, foram testadas, todas as técnicas finais obtidas nos casos anteriores (poços com completação convencional para todos os campos produtores e poços com completação inteligente dos campos produtores Pacassa, Búfalo e Palanca). A técnica TC4 foi a escolhida, empregando-se aqui a mesma vazão de injeção daquele caso, 27361 bbl/dia. Na busca do corte de água encontrou-se85%, ao final do processo.
Esgotadas as possibilidades que se acreditava gerar aumento no VPL, o processo de potencialização foi parado e, atingiu-se um VPL final de US$ 1350 bilhões. A recuperação obtida foi de 54% e o VPI resultante do modelo foi de US$ 1529 bilhões. A estratégia final de potencialização, TI4, pode ser observada na Figura abaixo.
A evolução do VPL ao longo do processo de optimização está representada no gráfico da Figura abaixo. Pode-se observar que a partir do modelo de número 5, o VPL já não estava aumentando de forma significativa, o que induziu a interrupção do processo de potencialização. 
Gráfico 16: Evolução do VPL na potencialização dos poços com completação inteligente do campo produtor Impala
Fonte: Autor
Gráfico 17: Volume de óleo dos modelos no processo de potencialização do Campo Produtor Impala
Fonte: Autor
Figura 29: Técnica de potencialização de poços com Completação Inteligente do campo produtor Impala
Técnica TC4
3
Técnica de Potencialização do Campo Impala (EI4)
Fonte: Autor
4.3 Combinação dos Resultados
Com o objetivo de escolher a melhor técnica entre todos os modelos de potencialização, foram realizadas combinações entre as diferentes estratégias. As técnicas de potencialização desenvolvidas para cada campo produtor foram aplicadas em outros campos, além de ser feita uma validação cruzada. Nesse processo, modelos com poços de Completação Convencional tiveram seus poços substituídos por poços com Completação Inteligente, e vice-versa.
A análise dos dados nas figuras a seguir revela que a melhor estratégia para poços com Completação Inteligente foi a TI3, enquanto para poços convencionais, a melhor foi a TI3C. Embora ambas utilizem a mesma técnica, a diferença está no tipo de poço empregado.
Essa igualdade de resultados foi observada não apenas nas técnicas ótimas gerais, mas também nas específicas de cada campo produtor. A conclusão é que, para o cenário estudado, o número e a posição dos poços, juntamente com a capacidade de produção, têm um impacto maior no desempenho do que o tipo de poço (completações convencionais ou inteligentes).
Em todos os casos, as técnicas de potencialização com poços de Completação Inteligente apresentaram melhores resultados, independentemente do tipo de poço utilizado (inteligente ou convencional). No entanto, os desempenhos das técnicas com poços convencionais foram ligeiramente superiores, sugerindo que os poços de Completação Inteligente não seriam a melhor escolha para este modelo geológico e econômico.
Gráfico 18: Combinação de todas as técnicas de potencialização de poços com completação convencional
Fonte: Autor
Com base nesses resultados pôde-se concluir que, para os casos estudados e levando-se em consideração a metodologia empregada, a escolha da técnica de produção independe de qual poço é utilizado no processo de potencialização. É provável que em cenários com características diferentes do caso aqui estudado, como modelos com maior heterogeneidade, esta afirmação não seja válida, pois a atuação do poço inteligente é bastante flexível, podendo ser alocadas em regiões mais incertas e variadas do reservatório.
Gráfico 19: Combinação de todas as técnicas de potencialização de poços com completação inteligente
Fonte: Autor
4.4 Analise Comparativa das melhores Técnicas
Foram comparados os desempenhos das melhores técnicas de produção para cada campo, a fim de entender melhor o comportamento dos dois tipos de poço. Nos gráficos a seguir, observa-se a produção de óleo e água dos dois modelos. A diferença nas produções é mínima e só se torna perceptível após 2011, o que torna os poços com Completação Convencional mais vantajosos economicamente, devido ao menor investimento inicial.
Acredita-se que essa pequena diferença se deve à baixa heterogeneidade do modelo geológico. Em modelos mais heterogêneos, os poços com Completação Inteligente tendem a ter um desempenho superior, com redução na produção de água e, em alguns casos, aumento na produção de óleo. Contudo, essa diferença não foi significativa em todos os casos estudados, sendo uma característica particular de técnicas bem potencializadas.
Em cenários determinísticos, onde o posicionamento dos poços já visa minimizar a produção de água, a diferença entre poços convencionais e inteligentes diminui, tornando mais difícil justificar o investimento adicional necessário para poços com Completação Inteligente.
Figura 14: Comparação das produções de óleo e água nos poços com completação inteligente e convencional
Fonte: Autor 
4.5 Resultados e Discussão
A análise dos dados obtidos durante a potencialização dos campos produtores Pacassa, Búfalo, Impala e Palanca revelou importantes conclusões acerca das estratégias mais eficazes para maximizar o retorno econômico e a recuperação de óleo. Diferentes cenários foram simulados, permitindo uma avaliação detalhada do desempenho das tecnologias de completação convencional e inteligente, considerando as particularidades geológicas e operacionais de cada campo do Bloco 03/05.
Os resultados indicaram que o grau de heterogeneidade geológica exerce um papel crucial na escolha entre completação convencional e inteligente. Nos campos com menor heterogeneidade, como Pacassa, a diferença de desempenho entre os dois tipos de completação foi pouco significativa. Nessas formações mais homogêneas, a completação convencional mostrou-se uma alternativa viável, principalmente pelo seu menor custo de implementação e simplicidade operacional.
Por outro lado, em campos com maior heterogeneidade geológica, como Búfalo e Impala, os poços com completação inteligente demonstraram maior eficiência. A tecnologia inteligente se destacou na capacidade de ajustar o controle de fluxo em tempo real, optimizando a produção e reduzindo a entrada de água no poço, o que resultou em um fator de recuperação de óleo superior. Nessas formações mais complexas, a possibilidade de atuar de forma seletiva em diferentes zonas produtivas proporcionou ganhos significativos de eficiência.
Outro fator determinante foi o ajuste das variáveis operacionais, como a vazão de injeção e o corte de água. A análise dos resultados demonstrou que técnicas de completação inteligente foram capazes de ajustar dinamicamente esses parâmetros, com base nas informações coletadas em tempo real pelos sensores, resultando em uma produção optimizada. O reposicionamento estratégico dos poços, especialmente em áreas de alta saturação de óleo, também influenciou diretamente o valor presente líquido (VPL) e o volume total de óleo produzido.
Em contraste, os poços com completação convencional dependiam de intervenções manuais para ajustes operacionais, o que aumentou a necessidade de operações de manutenção e diminuiu a flexibilidade de resposta diante de variações nas condições do reservatório. Isso gerou um impacto negativo no VPL em campos mais complexos, onde o controle refinado da produção é fundamental.
Embora a completação inteligente tenha apresentado vantagens técnicas em cenários mais desafiadores, o custo de implementação mais elevado deve ser cuidadosamente ponderado. A avaliação econômica dos poços revelou que, em campos de menor complexidade, o investimento inicial em poços inteligentes pode não ser justificado, considerando o retorno marginalmente superior em comparação à completação convencional.
No entanto, em cenários geologicamente complexos, a completação inteligente mostrou-se uma escolha mais eficaz, apesar do maior investimento inicial. Sua capacidade de reduzir a produção de água e maximizar a recuperação de óleo resultou em um retorno econômico mais elevado a longo prazo, especialmente em campos com alta saturação de água. Esse retorno superior deve, no entanto, ser balanceado com os riscos operacionais e as incertezas associadas à performance do poço ao longo do tempo.
A escolha entre completação convencional e inteligente não deve ser baseada apenas na eficiência técnica, mas também deve considerar o perfil de risco do gestor e as condições econômicas do projeto. Emambientes de menor incerteza geológica e operacional, a completação convencional pode ser a solução mais adequada, especialmente para projetos com restrições orçamentárias ou um menor apetite ao risco. Por outro lado, em cenários que envolvem formações geologicamente complexas e uma maior variabilidade nas condições de produção, o uso de completação inteligente pode proporcionar maiores ganhos econômicos e operacionais, justificando o investimento adicional.
Este estudo não pretende definir uma única estratégia como a melhor, mas sim apresentar diferentes opções, adaptadas às realidades específicas de cada campo e projeto. A comparação entre os tipos de completação deixa claro que a escolha ideal depende das condições econômicas e geológicas do campo, além das preferências do tomador de decisão. A completação convencional pode ser mais vantajosa em campos de menor complexidade, devido ao menor custo de implementação, enquanto a completação inteligente se destaca em formações desafiadoras pela sua capacidade de maximizar a produção e reduzir perdas.
Em suma, os resultados indicam que a adaptação das técnicas de completação ao contexto geológico e econômico do Bloco 03/05 é essencial para garantir a maximização do retorno econômico e a eficiência operacional. A escolha entre completação convencional ou inteligente deve, portanto, ser orientada pelas características específicas de cada campo, alinhada com as prioridades e restrições de cada projeto.
71
V. CONCLUSÃO
Este estudo comparativo teve como objetivo avaliar as técnicas de completação convencional e inteligente em poços do Bloco 03/05, na Bacia do Baixo Congo, com foco em analisar qual técnica apresentou melhor desempenho técnico e econômico. As simulações realizadas confirmaram que, em campos com alta heterogeneidade geológica, a completação inteligente proporcionou vantagens claras, como maior eficiência na recuperação de óleo e melhor controle da produção de água. Em contraste, em cenários de menor complexidade geológica, a completação convencional apresentou desempenho semelhante, mas com menor custo inicial.
Dessa forma, conclui-se que a completação inteligente oferece benefícios significativos em reservatórios geologicamente complexos, enquanto a completação convencional pode ser mais adequada em campos com características geológicas mais simples, devido ao menor custo. Assim, a escolha entre as duas técnicas deve ser baseada em uma análise criteriosa das condições geológicas e das metas econômicas do projeto, adaptando a estratégia conforme a complexidade do campo.
Todos os objetivos propostos neste estudo foram alcançados, demonstrando que a eficiência técnica e a viabilidade econômica das completações variam conforme o cenário operacional e as características geológicas do campo. Portanto, a decisão pela melhor técnica de completação deve ser adaptada às particularidades de cada campo produtor.
98
VI. 
VII. SUGESTÕES 
Com base nos resultados obtidos e nas análises realizadas ao longo desta pesquisa, algumas sugestões podem ser feitas para futuras aplicações e estudos relacionados à comparação entre poços com completação convencional e inteligente. Essas sugestões oferecem uma base para aprofundamento no entendimento das melhores práticas de completação de poços em diferentes cenários geológicos.
· Analise geológica detalhada: Para escolher a melhor técnica de completação, é necessário iniciar um estudo detalhado das fácies geológicas da região, utilizando dados de perfis petrofísicos, amostras, testemunhos e registros de poços. A partir dessas fácies geológicas, serão determinadas características como porosidade e permeabilidade dos reservatórios, fatores que afetam o fluxo de fluidos. Além disso, é fundamental identificar as variações laterais e verticais das fácies geológicas e entender como elas influenciam a qualidade do reservatório, especialmente em contextos de maior heterogeneidade.
· Comportamento da produção dos poços: Em regiões com maior heterogeneidade de fácies, a completação convencional pode garantir uma boa produtividade inicial. No entanto, a completação inteligente tende a permitir uma melhor gestão do influxo de fluidos ao longo do tempo, otimizando a produção e controlando a entrada de água e gás. Já em regiões de menor heterogeneidade, com fácies mais complexas, como camadas de baixa conectividade ou com presença de argilas, a completação inteligente, por possibilitar maior controle remoto, pode ser crucial para maximizar a produção e minimizar a entrada de água.
· Integração de Modelos de simulação de Reservatório: A utilização de simulações é fundamental para prever o comportamento da produção a partir das diferentes estratégias de completação. Esses modelos devem ser baseados em dados específicos do poço, e as características das fácies geológicas podem auxiliar na otimização da escolha entre a completação convencional e a inteligente, de acordo com cada cenário geológico. deve-se considerar não apenas as incertezas técnicas, mas também as econômicas. Esses estudos precisam integrar a avaliação de fatores como corte de água, vazão de injeção e posicionamento de poços, permitindo uma análise mais robusta dos impactos operacionais e financeiros.
· Comparação de Custo Benefício: A completação inteligente exige um investimento inicial, mais elevado devido à complexidade de seus sistemas. No entanto, essa tecnologia proporciona uma redução significativa nos custos operacionais, ao longo do tempo, uma vez que permite um controle mais eficiente da produção e aumenta a recuperação de petróleo. Em contrapartida, a completação convencional possui um custo mais baixo, mas pode resultar em maiores custos operacionais e menor eficiência ao longo do ciclo de vida do poço. Para determinar o melhor retorno sobre o investimento, é fundamental considerar a vida útil dos poços e as características das fácies geológicas. Poços localizados em formações geológicas heterogêneas ou em áreas com alto risco de produção de água podem justificar o investimento inicial mais elevado da completação inteligente.
· Estudos Futuros: para o aprofundamento desta pesquisa, sugere-se a realização de estudos que explorem a aplicação de técnicas híbridas, combinando o uso de poços com completação convencional e inteligente em um mesmo campo. Isso pode proporcionar uma estratégia equilibrada entre controle operacional e custo-benefício. Além disso, a aplicação de modelos estocásticos pode ser relevante para avaliar os resultados sob incertezas mais amplas, tanto em termos de geologia quanto de mercado
VIII. REFERÊNCIAS BIBLIOGRAFICAS
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VPL vs TÉCNICAS INICIAIS
Técnica A	Técnica B	Técnica C	Técnica D	Técnica E	610	925	680	860	940	VPL vs Tentativa de Potencialização Pacassa
A	B	C	D	E	F	G	H	I	J	K	L	M	N	O	P	Q	R	S	T	U	V	W	X	Y	Z	750	780	795	840	810	855	865	870	880	875	869	885	893	898	905	912	923	938	953	967	974	987	990	993	970	975	Np vs Tentativa de Potencialização
A	B	C	D	E	F	G	H	I	J	K	L	M	N	O	P	Q	R	S	T	U	W	X	Y	Z	210	212	253	265	280	306	314	320	190	234	294	29	5	311	322	251	234	287	318	331	341	354	365	360	370	385	
VPL vs Tentativa de Potencialização Campo Búfalo
A	B	C	D	E	F	G	H	I	J	K	L	M	1060	1067	1071	1073	1076	1077	1078	1079	1077	1076	1072	1078	1083	Np vs Tentativa de Potencialização Campo Búfalo
A	B	C	D	E	F	G	H	I	J	K	L	M	N	250	257	263	269	271	278	281	290	294	301	310	320	356	480	VPL vs Tentativa de Potencialização Palanca
A	B	C	D	E	F	G	H	I	J	K	L	M	N	O	P	Q	R	1125	1090	1080	1095	1140	1145	1160	110	0	1165	1155	1175	1185	1195	1205	1208	1213	1215	1225	Np vs Tentativa de Potencialização Palanca
A	B	C	D	E	F	G	H	I	J	K	L	M	N	O	P	Q	R	S	T	U	V	350	450	230	239	256	262	265	290	294	301	307	313	315	299	330	320	280	320	318	319	311	395	VPL vs Tentativa de Potencialização Impala
A	B	C	D	E	F	G	H	I	J	K	L	M	N	O	P	Q	R	1065	107	5	1115	1110	1100	1105	1104	1100	1150	1090	1120	1110	1130	1132	1136	1139	1141	1170	Np vs Tentativa de Potencialização Impala
A	B	C	D	E	F	G	H	I	J	K	L	M	N	O	P	Q	R	S	T	U	V	450	295	285	305	275	298	300	310	294	301	307	293	305	310	255	302	310	315	318	299	311	380	VPL vs Tentativa de Potencialização Pacassa
A	B	C	D	E	F	G	H	I	J	K	L	M	N	O	P	Q	R	S	T	U	V	W	X	Y	Z	950	950	900	920	890	920	920	930	915	910	930	945	948	955	985	987	870	890	980	982	985	987	990	993	1050	1180	Np vs Tentativa de Potencialização Pacassa
A	B	C	D	E	F	G	H	I	J	K	L	M	N	O	P	Q	R	S	T	U	W	X	Y	Z	310	310	240	270	243	273	274	271	265	272	311	312	311	360	308	240	287	361	315	280	354	365	360	357	352	VPL vs Tentativa de Potencialização Búfalo
A	B	C	D	E	F	G	H	I	J	K	L	M	N	1080	1000	1060	1085	1080	1082	1090	1087	1082	1089	1060	1099	1099	1249	Np vs Tentativa de Potencialização Búfalo
A	B	C	D	E	F	G	H	I	J	K	L	M	N	O	P	Q	330	270	310	325	335	327	335	338	340	305	310	315	295	312	320	330	360	VPL vs Tentativa de Potencialização Palanca
A	B	C	D	E	F	G	H	I	J	K	L	M	N	O	P	Q	R	1144	1130	1142	1146	1153	1151	1153	1155	1153	1156	1150	1160	1156	1153	1152	1152	1157	1380	Np vs Tentativa de Potencialização Palanca
A	B	C	D	E	F	G	H	I	J	K	L	M	N	O	P	Q	300	250	280	320	330	325	340	350	345	355	335	355	320	342	314	330	370	VPL vs Tentativa de Potencialização Impala
A	B	C	D	E	F	G	H	I	J	K	L	M	N	O	P	Q	R	1110	1115	1100	1055	1110	1110	1105	1110	1105	1120	1108	1110	1125	1105	1130	1120	1135	1350	Np vs Tentativa de Potencialização Impala
A	B	C	D	E	F	G	H	I	J	K	L	M	N	310	318	290	230	325	323	322	321	320	330	312	350	320	345	VPL das Técnicas Convencionais
TC1	TC2	TC3	TC4	TI1C	TI2C	TI3C	TI4C	TC1	TC2	TC3	TC4	TI1C	TI2C	TI3C	TI4C	TC1	TC2	TC3	TC4	TI1C	TI2C	TI3C	TI4C	TC1	TC2	TC3	TC	4	TI1C	TI2C	TI3C	TI4C	Campo Pacassa	Campo Búfalo	Campo Palanca	Campo Impala	993	1083	1225	1170	998	1088	1230	1175	1094	1185	1328	1272	1099	1190	1333	1180	1196	1287	1428	1372	1200	1290	1435	1378	1050	1141	1284	1228	1055	1146	1289	1136	VPL das Técnicas Com Completação Inteligente
TC1	TC2	TC3	TC4	TI1C	TI2C	TI3C	TI4C	TC1	TC2	TC3	TC4	TI1C	TI2C	TI3C	TI4C	TC1	TC2	TC3	TC4	TI1C	TI2C	TI3C	TI4C	TC1	TC2	TC3	TC4	TI1C	TI2C	TI3C	TI4C	Campo Pacassa	Campo Búfalo	Campo Palanca	Ca	mpo Impala	1180	1199	1270	1240	1190	1209	1280	1250	1230	1249	1320	1290	1240	1259	1330	1300	1280	1300	1370	1340	1290	1309	1380	1350	1250	1270	1340	1310	1260	1279	1350	1320	image3.png
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image2.jpegreativo e proativo.	60
Tabela 5: Principais Propriedades PVT dos fluidos	65
Tabela 6: Campos utilizados na pesquisa	66
Tabela 7: Modelos utilizados no processo de optimizados	67
Tabela 8: Modelos econômicos utilizados na análise de sensibilidade	70
LISTA DE GRÁFICOS
Gráfico 1: VPL das técnicas desenvolvidas para o início do processo de potencialização	75
Gráfico 2: Evolução do VPL no processo de potencialização do campo Pacassa	76
Gráfico 3: Volume de óleo dos modelos no processo de potencialização do Campo de Pacassa	77
Gráfico 4: Evolução do VPL no processo de Potencialização do Campo Produtor Búfalo	78
Gráfico 5: Volume de óleo dos modelos no processo de potencialização do Campo Búfalo	78
Gráfico 6: Evolução do VPL no processo de potencialização do Campo de Produtor Pacassa	80
Gráfico 7: Volume de óleo dos modelos no processo de potencialização de Campo Produtor Palanca	81
Gráfico 8: Evolução do VPL no processo de potencialização o campo produtor Impala	82
Gráfico 9: Volume de óleo dos modelos no processo de potencialização do Campo Impala	83
Gráfico 10: Evolução do VPL na potencialização de poços com completação inteligente	84
Gráfico 11: Volume de óleo dos modelos no processo de potencialização de poços com Completação Inteligente do Campo Pacassa	85
Gráfico 12: Evolução do VPL na potencialização dos poços com Completação Inteligente para o campo produtor Búfalo	86
Gráfico 13: Volume de óleo dos modelos no processo de potencialização Campo Produtor Búfalo	87
Gráfico 14: Evolução do VPL na potencialização dos poços com completação inteligente para o campo produtor Palanca	88
Gráfico 15: Volume de óleo dos modelos no processo de potencialização do campo produtor Palanca	88
Gráfico 16: Evolução do VPL na potencialização dos poços com completação inteligente do campo produtor Impala	90
Gráfico 17: Volume de óleo dos modelos no processo de potencialização do Campo Produtor Impala	90
Gráfico 18: Combinação de todas as técnicas de potencialização de poços com completação convencional	92
Gráfico 19: Combinação de todas as técnicas de potencialização de poços com completação inteligente	92
SUMÁRIO
I.	GENERALIDADES	15
1.1	Introdução	15
1.2	Contextualização	17
1.3	Objectivos Gerais e específicos	18
1.3.1	Objectivo Geral	18
1.3.2	Objectivos específicos	18
1.4	Problemática	19
1.5	Justificativa	19
II.	COMPLETAÇÃO DE POÇOS	21
2.1	Tipos de completação	22
2.1.1	Quanto a posicionamento da cabeça do poço	22
2.1.2	Quanto ao revestimento de produção	23
2.1.3	Quanto a número de zonas explotadas	23
2.2	Sequência Típica de uma Completação	24
2.3	Completação Convencional e Inteligente	25
2.3.1	Completação Convencional	25
2.3.2	Completação Inteligente	30
2.3.3	Comparação Direta entre Completação Convencional e Inteligente	45
2.3.4	Configurações de Poços com Cada Tipo de Completação	47
2.4	Função-objetivo	51
2.4.1	Funções-objetivo técnicas	51
2.4.2	Funções-objetivo econômicas	52
2.4.3	Funções-objetivo considerando incertezas	54
2.5	Simulação numérica de escoamento com poços inteligentes	56
2.5.1	Controle Proativo	57
2.5.2	Controle reativo	58
III.	METODOLOGIA	61
3.1	Coleta e Tratamento de Dados	61
3.2	Modelagem e Simulação	62
3.3	Parâmetros Avaliados	63
3.4	Ferramentas Utilizadas	63
3.5	Passo a Passo da Pesquisa	63
IV.	RESULTADOS E DISCUSSÕES	65
4.1	Modelo económico	65
4.2	Potencialização das técnicas de produção	66
4.2.1	Desenvolvimento de Técnicas Iniciais	66
4.2.2	Processo de Potencialização	67
4.3	Análise de incertezas	68
4.3.1	Tipo de óleo	68
4.3.2	Canais de alta permeabilidade	68
4.3.3	Falhas selantes	69
4.3.4	Preço de óleo e custo de produção de água	70
4.3.5	Taxa Mínima de Atratividade	70
4.4	Potencialização da técnica de produção	70
4.1	Poços com Completação Convencional	74
4.2	Poços Com Completação Inteligentes	84
4.2.1	Campo Produtor Pacassa	84
4.2.2	Campo Produtor Búfalo	86
4.2.3	Campo Produtor Palanca	87
4.2.4	Campo Produtor Impala	89
4.3	Combinação dos Resultados	91
4.4	Analise Comparativa das melhores Técnicas	93
4.5	Resultados e Discussão	94
V.	CONCLUSÃO	96
VI.	SUGESTÕES	97
VII.	REFERÊNCIAS BIBLIOGRAFICAS	99
I. GENERALIDADES
1.1 Introdução
O Bloco 03/05, localizado na Bacia de Baixo Congo, é uma área estratégica para a exploração offshore de petróleo em Angola. Geologicamente, essa bacia é composta por formações sedimentares que variam em espessura, formadas durante o Cretáceo e o Terciário. Os reservatórios do Bloco são predominantemente arenosos, apresentando variações significativas de porosidade e permeabilidade. Além disso, a presença de falhas estruturais, canais turbidíticos e heterogeneidade acentuada adicionam complexidade, criando desafios técnicos e operacionais, especialmente em relação à maximização da produção de hidrocarbonetos.
Dado o contexto geológico do Bloco 03/05, a escolha entre a completação convencional e a inteligente desempenha um papel estratégico na operação dos poços da região. No campo Pacassa, com capacidade de produção de 177.000 barris/dia, a completação convencional tem sido historicamente adotada devido ao menor custo de implementação. No entanto, apresenta limitações significativas em reservatórios com alta heterogeneidade geológica, onde a eficiência do gerenciamento do fluxo de produção é comprometida. Por outro lado, no campo Búfalo, que registra uma produção líquida de 226.434 barris/dia, a completação inteligente tem se destacado pelo uso de tecnologias avançadas, como sensores e válvulas de controle remoto, permitindo ajustes em tempo real que melhoram o desempenho em condições geológicas mais complexas. Embora essa técnica exija um investimento inicial elevado, os benefícios económicos e operacionais, como maior eficiência na recuperação de óleo e melhor controle da produção de água, justificam sua aplicação em cenários desafiadores. Essa análise reforça a necessidade de uma avaliação criteriosa das condições de cada reservatório para identificar a estratégia de completação mais adequada ao campo. 
Este estudo tem como objetivo realizar uma análise comparativa entre essas duas técnicas de completação, focando em sua aplicação nos poços do Bloco 03/05. A pesquisa busca avaliar qual das duas técnicas oferece o melhor desempenho, controle da produção e redução de custos operacionais. Essa análise será fundamentada em dados de simulações e estudos de campo, considerando as características geológicas e operacionais específicas da região, para fornecer uma base sólida de apoio à decisão.
Este trabalho foi estruturado em cinco capítulos. O primeiro capítulo apresenta a introdução e o contexto da pesquisa, delineando a problemática central. O segundo capítulo aborda a revisão teórica sobre as tecnologias de completação, destacando as características operacionais de cada técnica. O terceiro capítulo descreve a metodologia utilizada na análise comparativa, detalhando as simulações e parâmetros avaliados. O quarto capítulo discute os resultados obtidos, focando no estudo de caso do Bloco 03/05, enquanto o quinto capítulo apresenta a conclusão e sugestão prática sobre a escolha da técnica mais adequada.
16
1.2 Contextualização
A análise entre as opções de completação convencional e inteligente exige uma abordagem técnica que considere as particularidades geológicas e operacionais do Bloco 03/05. Os campos dessa região apresentam características complexas, com formações sedimentares variadas e múltiplas zonas produtoras, que frequentemente desafiam as metodologias tradicionais de gestão de poços. A complementação convencional, embora amplamente utilizada devido ao seu custo inicial baixo e simplicidade de implementação, requer mecanismos avançados de monitoramento e controle. Essa limitação pode comprometer sua eficácia em cenários onde as condições do reservatório mudam rapidamente, aumentando a frequência de intervenções e a imprevisibilidade na produção (Afuekwe & Bello, 2019).
Por outro lado, a completação inteligente surge como uma solução que oferece maior flexibilidade e controle. Esta técnica permite a segmentação e controle remoto de múltiplas zonasprodutoras, algo crítico em campos com variabilidade geológica, como o Bloco 03/05. A capacidade de monitorar e ajustar o fluxo de produção em tempo real minimiza a produção de água e optimiza a recuperação de óleo, especialmente em reservatórios com múltiplas zonas e características de heterogeneidade. Essa capacidade de ajuste proporciona uma vantagem operacional significativa, sobretudo em ambientes onde as condições geológicas variam de forma abrupta.
A análise comparativa também se estende aos aspectos econômicos. Embora a completação convencional exija um investimento inicial menor, os custos de manutenção e intervenções ao longo da vida útil do poço podem aumentar. Por sua vez, a completação inteligente, apesar de seu custo inicial mais elevado, tende a oferecer uma melhor relação custo-benefício em longo prazo. A redução nas interrupções operacionais, associada à capacidade de optimizar a produção em tempo real, contribui para um retorno econômico mais consistente, especialmente em cenários onde a recuperação eficiente de hidrocarbonetos é crucial.
Portanto, a análise comparativa entre os dois tipos de completação no Bloco 03/05 vai além de apenas considerar o custo inicial. Ela leva em conta o comportamento do reservatório, as condições geológicas e as demandas operacionais específicas da área. A escolha entre as duas técnicas impacta diretamente a eficiência de recuperação de hidrocarbonetos, a gestão dos custos operacionais e, finalmente, a viabilidade econômica do projeto.
1.3 Objectivos Gerais e específicos
1.3.1 Objectivo Geral
Realizar análise comparativa da completação convencional e inteligente nos poços do Bloco 03/05.
1.3.2 Objectivos específicos
· Descrever as características técnicas e operacionais das completações convencionais e inteligentes, detalhando os equipamentos, processos e suas aplicações em diferentes cenários.
· Estabelecer os critérios de comparação utilizados no estudo, abrangendo aspectos técnicos, econômicos e operacionais, de forma a garantir uma análise sistemática e fundamentada.
· Realizar a comparação das duas técnicas de conclusão com base nos critérios definidos, destacando as vantagens, limitações e adequação de cada abordagem ao contexto geológico e econômico do Bloco 03/05.
· Identificar os fatores que influencia na escolha de cada tipo de completação. 
· Avaliar a eficiência de cada técnica em função das condições geológicas predominantes, como a heterogeneidade dos reservatórios e a complexidade estrutural. 
· Analisar os custos associados à implementação e operação das duas abordagens, integrando aspectos técnicos e geológicos económicos. 
· Determinar a filosofia de completação mais alinhada com os desafios operacionais e as metas de produção do Bloco 03/05, considerando o desempenho observado em campo. 
· Analisar a configuração dos equipamentos utilizados nas técnicas de completação convencional e inteligente no Bloco 03/05, considerando suas especificidades técnicas.
1.4 Problemática
O Bloco 03/05, localizado na Bacia do Baixo Congo, é caracterizado por uma geologia complexa, com variações significativas em termos de heterogeneidade dos reservatórios e presença de falhas estruturais, o que impacta diretamente na eficiência da produção dos poços de petróleo. Em um ambiente como esse, a escolha da técnica de completação adequada torna-se fundamental para garantir a optimização da produção, operacionalidade do campo e a viabilidade económica. A completação convencional, com um custo inicial menor, tem sido amplamente utilizada, mas apresenta limitações, especificamente em cenários com alta variabilidade geológica. Por outro lado, a completação inteligente, embora exija um investimento inicial maior, oferece maior controle em tempo real sobre o fluxo e a produção, o que pode ser decisivo para melhorar a eficiência em reservatórios mais desafiadores. A tomada de decisão de optar pela completação convencional ou inteligente no Bloco 03/05, torna-se um desafio de projeto pois concorre a essa toma de decisão não só o aporte financeiro, a complexidade geológica e as operacionais. O desafio central deste estudo é avaliar, através de dados operacionais previamente obtidos, qual dessas técnicas se mostrou mais eficiente e economicamente viável, considerando as especificidades geológicas e operacionais do bloco.
1.5 Justificativa
A completação de poços é um elemento crucial no desenvolvimento de qualquer campo de petróleo, pois define como os hidrocarbonetos serão extraídos e gerenciados ao longo da vida útil do campo. No Bloco 03/05, caracterizado por sua geologia complexa e desafios operacionais, a escolha entre completação convencional e inteligente torna-se um fator decisivo.
A completação convencional, amplamente utilizada por seu menor custo inicial, apresenta limitações em campos com alta variabilidade geológica, como o Bloco 03/05, devido à sua falta de capacidade de controle e monitoramento em tempo real. Por outro lado, a completação inteligente, com sensores e válvulas de controle remoto, oferece maior adaptabilidade e eficiência operacional, embora requeira maior investimento e uma análise criteriosa de viabilidade econômica.
Este estudo justifica-se pela necessidade de uma avaliação comparativa fundamentada que considere não apenas os custos e benefícios de cada técnica, mas também sua aplicabilidade às condições geológicas e operacionais específicas do Bloco 03/05. Essa análise busca fornecer subsídios técnicos e econômicos para orientar decisões estratégicas e optimizar a gestão dos poços, especialmente em campos com desafios complexos como o presente caso.
20
II. COMPLETAÇÃO DE POÇOS 
A completação de um poço de petróleo é uma fase crítica no seu desenvolvimento, realizada após a cimentação e responsável por estabelecer a conexão entre o reservatório e a unidade de produção. Durante essa etapa, o poço é preparado para operar como uma unidade produtora ou injetora, equipado com os sistemas necessários para garantir a segurança e eficiência das operações. Ao final desse processo, o poço está apto a iniciar a produção de óleo e gás ou a injeção de fluidos, como água ou gás, marcando o início da geração de receitas (Sanches, 2017).
Antes de iniciar o projeto de completação, é necessário realizar uma série de estudos e avaliações das formações geológicas, comumente utilizando perfis de poço aberto. Esses estudos fornecem informações cruciais sobre as características do reservatório, permitindo a escolha adequada dos equipamentos e materiais a serem utilizados na completação. Entre as decisões importantes estão a seleção dos tipos de revestimentos, o tipo de cimento, a definição da profundidade exata das zonas produtoras a serem canhoneadas e outros fatores que influenciam diretamente a eficiência da produção.
As actividades principais do processo de completação incluem o condicionamento do revestimento de produção, limpeza do poço e substituição do fluido de perfuração por fluidos específicos de completação, que evitam fluxos indesejados do reservatório para o poço. Outras etapas incluem o canhoneio da zona de interesse, instalação de revestimentos ou métodos de comunicação entre o poço e o reservatório, avaliação da formação, estimulação do poço para melhorar a produtividade e a instalação de equipamentos como a coluna de produção, válvulas de segurança (DHSV), e a árvore de natal molhada (ANM) (Huang et al., 2011).
A completação inteligente, também conhecida como tecnologia de poço inteligente, envolve o uso de sensores e válvulas de controle remoto para gerenciar a produção de forma otimizada. Com essa tecnologia, é possível monitorar em tempo real as condições do reservatório e ajustar a produção de acordo com as necessidades, o que resulta em maior eficiência e menor necessidade de intervenções. Essa abordagem é particularmente vantajosa em operações offshore, onde o custo de recondicionamento e tratamento da produção, especialmente de água, é elevado (Pinto, 2013).
Por outro lado, a completação convencional em poços offshore de petróleoe gás envolve geralmente o uso de colunas duplas e straddle packers, combinados com mangas deslizantes para permitir o fluxo entre as zonas produtoras. A principal diferença entre a completação inteligente e a convencional reside na presença de sistemas avançados de monitoramento e controle em tempo real na primeira, o que permite maior seletividade na produção zonal e uma melhor gestão do reservatório. Isso se traduz em maior controle sobre a injeção de fluidos, menor produção de água e maior eficiência no suporte à pressão do reservatório (Gimre, 2012).
É importante destacar que a completação inteligente não significa automação total do sistema, mas sim o uso de interfaces manuais e remotas para realizar ajustes conforme necessário. O monitoramento remoto permite obter dados cruciais do poço sem a necessidade de intervenções físicas, enquanto o controle remoto permite que instruções sejam enviadas para modificar a operação dos componentes do poço em tempo real, optimizando a produção (Queiroz, 2020).
2.1 Tipos de completação
Após a perfuração e cimentação da rocha, a completação do poço é realizada com o uso de equipamentos específicos, permitindo que o poço inicie sua função produtora ou injetora. A escolha do tipo de completação é um fator crítico que impacta diretamente a eficiência operacional e econômica, especialmente no Bloco 03 da Bacia do Baixo Congo. Abaixo estão descritos os principais tipos de completação (Queiroz, 2020):
2.1.1 Quanto a posicionamento da cabeça do poço
A completação de poço pode ser classificada em seca ou molhada, de acordo com o posicionamento da cabeça do poço: 
· Completação Seca: a completação seca ocorre principalmente em poços onshore, onde a cabeça do poço é posicionada na superfície. No offshore, em águas rasas, também é possível realizar uma completação seca quando a cabeça do poço é conectada a uma plataforma fixa. Embora essa modalidade tenha custos relativamente mais baixos, sua aplicação no offshore é limitada às águas menos profundas. 
· Completação Molhada: Em águas profundas e ultra profundas, a completação molhada é a mais comum, caracterizada pela instalação de uma Árvore de Natal Molhada (ANM) no fundo do mar. Essa configuração é essencial para o desenvolvimento de poços no Bloco 03/05, dadas as características geológicas da região.
2.1.2 Quanto ao revestimento de produção
Em relação ao revestimento de produção, a escolha do tipo de completação depende da natureza geológica do reservatório e das estratégias de gestão do campo. A seguir, são apresentados os principais tipos de completação quanto ao revestimento (Pinto, 2013).
a) Completação de poço aberto
Utilizada em formações geológicas muito bem consolidadas, onde não há risco de desmoronamento. Essa modalidade minimiza danos à formação, sendo comum em reservatórios naturalmente fraturados, como pode ser encontrado em determinadas áreas do Bloco 03/05. No entanto, é uma opção menos frequente devido à sua limitação em ambientes (Correa, 2003).
b) Completação com liner rasgado ou canhoneado
O liner pode ser posicionado previamente rasgado ou cimentado e posteriormente canhoneado nas zonas de interesse. Essa abordagem oferece maior flexibilidade no acesso às formações produtoras, especialmente em reservatórios de múltiplas zonas, como é o caso de algumas partes do Bloco 03/05 (Rocha, et al., 2011).
c) Completação com revestimento canhoneado
É o tipo de completação mais amplamente utilizado, particularmente no offshore angolano. O revestimento é descido até o fundo do poço e cimentado, sendo posteriormente canhoneado com cargas explosivas nos intervalos de interesse, permitindo a comunicação entre o reservatório e o interior do poço. Essa técnica é eficaz para poços que exigem maior controle sobre o fluxo de fluidos (Gauto, Apoluceno, Amaral, Auríquio, & Pinto, 2016).
2.1.3 Quanto a número de zonas explotadas
A capacidade de um poço produzir de uma ou mais zonas também define o tipo de completação (Sanches, 2017). 
a) Completação Simples
Essa configuração envolve a utilização de uma única coluna de produção que conecta a superfície à formação produtora. É uma abordagem simples, comumente usada em poços que exploram uma única zona, mas com menor flexibilidade operacional (Qiao & Wangb, 2018).
b) Completação Múltipla
Nesse tipo de completação, duas ou mais zonas ou reservatórios são explorados simultaneamente por uma ou mais colunas de produção. Essa técnica, frequentemente aplicada no Bloco 03/05, proporciona uma redução no número de poços necessários para maximizar a produção de um campo, resultando em economias significativas de custos e maior eficiência operacional (Santos, 2013).
2.2 Sequência Típica de uma Completação
Tabela 1: Seguimento Operacional de uma Completação Inteligente
	Sequência Operacional de uma Completação Inteligente
	1
	Instalação da base adaptadora de produção (BAP)
	2
	Instalar e testar BOP
	3
	Descer com broca 9”, cortar tampão de cimento, condicionar e trocar fluido do poço
	4
	Efetuar canhoneio do intervalo produtor e condicionar intervalo
	5
	Retirar bucha de desgaste da BAP
	6
	Montar e descer coluna de produção com modulados (packer feed-through, ICV)
	7
	Conectar tubing hanger (TH), ancorar linhas da DHSV e instalar conectores elétricos do PDG
	8
	Conectar TH running tool, descer coluna de produção com DP e assentar TH na cabeça do poço
	9
	Instalar plugue 2,75” com slickline no nipple inferior e pressurizar coluna com 4000 psi para assentar os packers feed-through.
	10
	Instalar Árvore de Natal com Tree Running Tool (TRT)
	11
	Retirar plugue 2,75” e efetuar acidificação das zonas produtoras com flexitubo e bullheading
	12
	Romper sede superior da shear-out
	13
	Bombear diesel para underbalance, realizar prevenção de hidrato e desconectar TRT
	14
	Retirar TRT e instalar capa de corrosão
Fonte: (Silva J. P., 2009)
A completação de poços é um processo altamente técnico e exige uma sequência precisa de operações para garantir a eficiência e segurança do poço. Abaixo, segue a ordem cronológica das operações de uma completação inteligente, que inclui o uso de tecnologias avançadas para monitoramento e controle de produção (Thomas, 2004). Essas operações são cruciais para o sucesso na extração de petróleo no Bloco 03/05.
2.3 Completação Convencional e Inteligente
Os benefícios reais entre a completação convencional e a completação inteligente nem sempre são evidentes. Para comparar adequadamente as vantagens e desvantagens de cada tipo de completação no contexto do Bloco 03/05, na Bacia do Baixo Congo, é necessário entender como as técnicas de produção podem ser otimizadas em ambos os métodos, levando em consideração as condições específicas do reservatório e as demandas operacionais.
2.3.1 Completação Convencional
A completação convencional caracteriza-se pela ausência de equipamentos avançados para monitoramento e controle precisos durante a produção de petróleo. O processo convencional inclui a instalação da cabeça de produção e do BOP (Blowout Preventer), ambos posicionados na superfície. A cabeça de produção permite o acesso ao interior do poço, enquanto o BOP é um conjunto de válvulas destinado a fechar o poço em caso de emergência.
Durante a completação, o revestimento de produção é condicionado utilizando uma coluna com broca e raspador. A broca remove tampões de cimento e mecânicos no interior do poço, e o raspador limpa os resíduos deixados pela broca (Armstrong & Jackson, 2001). A troca do fluido no poço por um fluido de completação deve ser compatível com o reservatório para evitar danos à formação e restrições na vazão do poço. Este fluido deve ter uma densidade que proporcione uma pressão hidrostática superior à pressão estática no fundo do poço, mantendo-o amortecido e prevenindo o fluxo de fluidos da formação para o poço.
A cimentação desempenha um papel crucial na prevenção da migração de fluidos e no suporte mecânico do revestimento. A qualidade da cimentação é avaliada pela aderência do cimento ao revestimento e à formação, utilizandoperfis acústicos, como perfis sônicos (CBL - Controle de Aderência da Cimentação e VDL - Densidade Variável da Cimentação), perfis ultra-sônicos (CEL ou PEL - Controle e Avaliação de Cimentação) e ferramentas de perfilagem ultra-sônica (USIT - Impedância Acústica do Material) (Hadzihafizovic, 2023) .
A comunicação entre a formação produtora e o interior do poço é realizada por cargas explosivas inseridas em canhões. Estas cargas, posicionadas em cilindros de aço com furos, são detonadas para estabelecer a conexão entre o reservatório e o poço. A coluna de produção, composta por um tubo metálico, conecta-se aos equipamentos que desempenham funções como conduzir fluidos produzidos até a superfície, proteger o revestimento contra fluidos agressivos e pressões elevadas, e permitir a instalação de equipamentos para elevação superficial e circulação de fluidos para amortecimento em futuras intervenções (Sampaio & Barreto, 2011).
Para permitir a produção e fazer o fluido emergir até a superfície, utilizam-se válvulas de gas lift ou flexitubo para substituir o fluido na coluna por um mais leve, aliviando a pressão hidrostática. Válvulas de gas lift injetam gás no espaço anular e o gás sobe através do controle de válvulas especiais, enquanto o flexitubo permite a injeção de gás por um tubo flexível. O pistoneio envolve a retirada gradual do fluido do poço por meio de um pistão. Quando esses métodos são insuficientes, é utilizada elevação artificial. A seguir, descrevem-se alguns equipamentos instalados na coluna de produção e na superfície (Dr.R.Giri Prasad, 2020).
· Tubos de produção: São componentes de alto custo especificados de acordo com o diâmetro interno do revestimento de produção, vazão, tipo de fluido, e esforços mecânicos suportados. As emendas devem garantir vedação e estanqueidade por meio de roscas finas. 
· Shear-out ou sub de pressurização: equipamento instalado na extremidade inferior da coluna para vedação temporária. Possui três sedes, duas superiores vedadas com esferas de diferentes diâmetros e uma inferior tamponada para assentamento do packer. Os parafusos de cisalhamento são dimensionados conforme a pressão do packer. Ao pressurizar a coluna, os parafusos cisalham, permitindo a desobstrução do poço.
· Hydro-trip: Equipamento similar ao shear-out, mas não se desprende completamente, permitindo a passagem parcial do fluxo (Thomas, 2004).
· Niples de Assentamento: Instalados no fundo da coluna, servem para alojar tampões mecânicos, válvulas de retenção ou registradores de pressão. Existem dois tipos: o não seletivo e o seletivo, dependendo da necessidade de instalação de múltiplos niples. 
· Sliding Sleeve: camisa deslizante que permite a comunicação entre o espaço anular e a coluna. Pode ser aberta ou fechada através de operações com wireline.
· A check valve: válvula de retenção que impede o retorno do fluxo. 
· Packer de Produção: Obturador que isola o espaço anular entre o revestimento e a coluna, protegendo o revestimento contra pressões e fluidos corrosivos, permitindo a injeção controlada de gás e a produção seletiva de várias zonas por uma única coluna. Pode ser recuperável ou permanente (Thomas, 2004). 
· Unidade Selante: Promove a vedação na área polida do packer, podendo ser âncora, trava ou batente, dependendo das características de desconexão.
· Junta Telescópica (TSR): Suporta contrações e expansões da coluna devido a variações de temperatura, permitindo a retirada da coluna sem remover o packer e a cauda. 
· Mandril de Gas Lift: aloja válvulas para circulação de gás entre o espaço anular e a coluna de produção, acessíveis apenas com ferramentas especiais. 
· Válvulas de Segurança de Subsuperfície (DHSV): Instaladas a trinta metros abaixo do fundo do mar para fechar o poço em emergências, podendo ser tubing mounted ou wireline retrievable.
Na superfície, os equipamentos responsáveis pela ancoragem da coluna de produção, vedação entre a coluna e o revestimento, e controle do fluxo de fluidos incluem a cabeça de produção e a árvore de natal. A cabeça de produção, situada entre a árvore de natal e a cabeça do revestimento, é um carretel com flanges que conecta a linha de injeção e a linha de matar (kill line), suportando o suspensor da coluna de produção (Riaz, 2021).
A árvore de natal, equipada com válvulas tipo gaveta, controla o fluxo de fluido do poço e pode ser operada hidráulica, pneumática ou manualmente. Existem dois tipos principais: ANC (Árvore de Natal Convencional), localizada na superfície, e ANM (Árvore de Natal Molhada), instalada no fundo do mar. A ANC possui válvulas mestras e laterais com diferentes sistemas de acionamento, enquanto a ANM é equipada com sistemas hidráulicos e painéis de controle. Vários tipos de ANM são descritos, incluindo ANM-DO, ANM-DA, ANM-DL, ANM-DLL e ANM-GLL, cada uma adaptada a diferentes profundidades e condições operacionais (Bundschuh & Arriaga, 2011).
A completação convencional é normalmente usada em poços sem informações detalhadas sobre o reservatório e sem controle direto dos fluxos nas zonas de produção. O controle é feito por equipamentos de superfície, como a árvore de natal, e qualquer alteração nos fluxos é realizada apenas por meio de intervenções, quando são descidos equipamentos para medir pressão e fluxo e diagnosticar problemas (Renpu, 2011).
Figura 1: Esquema de uma completação convencional
Fonte: (Poli, 2005)
a) Coluna de Produção
A coluna de produção é um tubo metálico essencial, projetado para conectar e conduzir os fluidos produzidos até a superfície. Ela também desempenha papéis cruciais na proteção do revestimento contra fluidos agressivos e pressões elevadas, permitindo a instalação de equipamentos para elevação superficial e a circulação de fluidos para amortecimento do poço em intervenções futuras. Para garantir a produção contínua e a emergência dos fluidos até a superfície, são utilizadas válvulas de gas lift, e o fluido da coluna pode ser substituído por um fluido mais leve através de flexitubo ou pistoneio. Esses métodos ajudam a aliviar a pressão hidrostática do fluido na coluna de produção (Freitas & Souza, 2021).
b) Equipamentos de Completação
· Shear-out: Este dispositivo é capaz de desprender a coluna de produção e possui três sedes: duas superiores, vedadas com esferas de diâmetros variados, e uma inferior tamponada, usada no assentamento do packer, que é um obturador responsável pela vedação do espaço anular entre a coluna e o revestimento. O Hydro-trip é semelhante ao shear-out, mas, ao atuar, não resulta no desprendimento completo da coluna. Nipples de assentamento são instalados no final da coluna de produção para alojar tampões mecânicos, válvulas de retenção ou registradores de pressão (Chipalavela, 2013).
· Camisa Deslizante (Sliding Sleeve): Facilita a comunicação entre a coluna e o espaço anular, possuindo uma camisa interna que pode ser aberta ou fechada através de operações com arame (wireline). 
· Check valves são válvulas de retenção que impedem o retorno do fluxo contrário ao seu sentido funcional. 
· Unidade selante promove a vedação na área polida do packer (Lyons).
· Junta Telescópica: suporta contrações ou expansões da coluna de produção devido a variações de temperatura, permitindo a retirada da coluna sem a necessidade de remover o packer e a cauda. 
· Mandril de gas lift aloja as válvulas que possibilitam a circulação de gás entre o espaço anular e a coluna de produção, sendo necessárias operações com wireline para ativá-las. 
· Válvulas de Segurança de Subsuperfície (DHSV): são instaladas para fechar o poço em situações de emergência (Silva A. O., 2016).
c) Equipamentos de Superfície
· Cabeça de Produção: Localizada entre a árvore de natal e a cabeça do revestimento, é um carretel entre flanges com duas saídas laterais. Ela é responsável pela ancoragem da coluna de produção, vedação do espaço anular e controle dos fluxos de fluidos para fora do poço. As linhas conectadas a ela incluem a linha de injeção, em poços equipados com gas lift, e a linha de matar (kill line).
·Árvore de Natal: conjunto de válvulas tipo gaveta que controlam o fluxo de fluido do poço por meio de acionamento hidráulico, pneumático ou manual. Pode ser seca (na superfície) ou molhada (no fundo do mar). Composta por duas válvulas mestras com acionamentos distintos, sua função principal é fechar o poço. As válvulas laterais controlam o fluxo do poço, direcionando-o para a linha de urgência, e uma válvula de pistoneio permite a descida de ferramentas na coluna de produção (Silva A. O., 2016).
2.3.2 Completação Inteligente
A Completação Inteligente é um sistema avançado que permite a coleta, transmissão e análise de dados em tempo real, viabilizando o controle remoto de dispositivos de fluxo. Seu objetivo é otimizar o escoamento da produção do reservatório, atingindo o ponto de eficiência máxima. Um poço inteligente é aquele que incorpora, durante sua construção, meios tecnológicos para o controle dos processos no fundo do poço. O termo "Completação Inteligente" abrange tanto produtos quanto tecnologias utilizadas para monitorar e controlar o desempenho dos reservatórios ao longo do ciclo de vida do poço. Além disso, oferece a capacidade de gerenciar e monitorar reservatórios de petróleo em tempo real e de forma interativa, proporcionando maior controle sobre a produção (Sanches, 2017).
Figura 2: Malha Completação Inteligente (Poço Com Mais De Uma Zona De Produção)
Fonte: (Silva A. R., 2004)
Os dispositivos avançados da completação inteligente permitem o controle e monitoramento contínuo do reservatório, capacitando o operador a antecipar possíveis problemas, otimizar o desempenho do poço e maximizar a recuperação de reservas. Isso é possível graças ao gerenciamento integral do reservatório, e não apenas do poço, além do controle individual das zonas produtoras, sem a necessidade de intervenções diretas no poço. Comparada à completação convencional, a Completação Inteligente em poços de petróleo apresenta várias vantagens (Thomas, 2004), como:
· Capacidade de operar em ambientes desafiadores, como campos com altas pressões e baixas temperaturas, incluindo áreas de fundo do mar e produções flutuantes;
· Aceleração da produção e aprimoramento na obtenção de dados do reservatório, além da implementação mais ágil de modificações convencionais na completação;
· Possibilidade de produção em múltiplas zonas simultaneamente;
· Redução ou eliminação da necessidade de intervenções no poço;
· Integração da gerência de reservatório e produção, visando a otimização da recuperação de reservas;
· Fornecimento de dados de alta qualidade do reservatório, essenciais para o desenvolvimento eficiente do campo;
· Melhoria no desempenho de outros equipamentos de completação, ao criar condições de fluxo mais favoráveis no poço, como no controle de areia, válvulas de segurança, bombas submersíveis e válvulas de gas lift. 
Figura 3: Monitoração Completação Inteligente
Fonte: (Silva A. R., 2004)
A medição do fluxo de fluido no poço, bem como da pressão e temperatura no reservatório, é monitorada na superfície por meio de componentes eletrônicos ou fibras ópticas. O controle do fluxo das zonas produtoras do poço é realizado através de revestimentos e válvulas com acionamento hidráulico, elétrico ou eletro-hidráulico. Essa tecnologia é especialmente valiosa em poços horizontais e multilaterais devido à capacidade de controle seletivo da produção em cada zona (Baltar & Luz, 2003).
Outra vantagem significativa é a capacidade de alocação precisa do fluxo, permitindo o controle eficaz de água e gás em todos os tipos de poços. O sistema de Completação Inteligente é composto por válvulas controladas remotamente, com isolamento zonal e monitoramento funcional, além de sensores de temperatura, pressão e fluxo que garantem a supervisão contínua do poço. Esses elementos identificam e ajudam a resolver problemas de produção, enquanto os sistemas de fluxo seletivo permitem o comando e controle eficientes, com transmissão de dados em tempo real. A figura acima ilustra a capacidade de monitoramento de um poço e a transmissão dos dados coletados para um escritório central, onde são armazenados e analisados (Plácido & Pinho, 2009).
Os dados capturados são agrupados em um computador, armazenados no local do poço ou transmitidos via satélite para o escritório central. A figura a seguir demonstra a monitoração remota de um poço de petróleo, com visualização e controle de todo o processo de produção em tempo real 
Figura 4: Ilustração do Monitoramento da Completação Inteligente
Fonte: (Silva J. P., 2009)
Um sistema completo de monitoramento e comunicação geralmente envolve diversos sensores, tais como (Scaranello, 2021):
· Sensores para medir taxas de fluxo e densidade do fluido;
· Sensores para monitorar bombas submersíveis elétricas;
· Sensores para medir pressão e temperatura;
· Sensores de superfície que medem taxas de fluxo, pressão e detectam a produção de areia.
Os sistemas de telemetria e supervisão baseados em fibras ópticas oferecem uma vantagem significativa, pois utilizam um meio de transmissão mais estável e confiável, eliminando a necessidade de sensores elétricos que são vulneráveis a interferências. Além disso, a fibra óptica facilita a implementação de sistemas globais para transmissão de dados.
O controle na superfície é realizado por válvulas e estranguladores. Dentre os equipamentos da tecnologia inteligente, destaca-se o sistema de controle de fluxo de acionamento elétrico ou hidráulico, que permite leituras em tempo real da pressão e temperatura no poço. O sistema de comunicação sem fio (wireless), com geradores elétricos instalados no poço, fornece energia para componentes eletromecânicos, aumentando a confiabilidade da Completação inteligente e diminuindo os custos de produção (Rahman, Allen, & Bhat, 2012 ).
Para garantir a confiabilidade e estabilidade desses sistemas, é essencial o desenvolvimento de produtos rigorosamente testados, com o uso de componentes qualificados e auditorias. O estudo da confiabilidade começa desde a fase de desenvolvimento, com testes de falha acelerados para identificar e corrigir possíveis problemas antes da instalação. A inclusão de componentes redundantes também minimiza a possibilidade de paralisação das operações de produção em caso de falha (Queiroz, 2020).
A Completação inteligente acelera a produção, melhora a recuperação de reservas e minimiza intervenções, sendo uma ferramenta estratégica para maximizar a eficiência e reduzir riscos operacionais. No entanto, apesar dos benefícios, há resistência por parte das operadoras de petróleo devido ao alto custo inicial e à preocupação com a confiabilidade dos sistemas, especialmente em fases iniciais de adoção (Huang, Li, Peng, Shen, Zhang, & Wang, 2011).
A visão futura da Completação inteligente é a integração de poços automatizados em um sistema de gestão de produção e reservatórios, permitindo o controle dinâmico da produção com base em dados de monitoramento e simulações. Os desafios incluem a otimização individual do poço, do reservatório e do campo, integrando infraestrutura de produção existente com novas tecnologias de controle e monitoramento.
Figura 5: O Futuro da Completação Inteligente
Fonte: (Silva A. R., 2004)
O avanço da tecnologia de Completação inteligente permitirá que o controle diário da produção de um poço seja ajustado conforme a demanda de mercado e a cotação do petróleo bruto. Nesse contexto, o reservatório, o campo e o poço estarão completamente automatizados, como ilustrado na Figura a seguir. Isso resultará em uma redução significativa da incerteza nos modelos e menor dependência de simulações para efeitos de controle, possibilitando a criação de um sistema de controle de malha fechada (Freitas J. J., 2007).
A construção de um poço inteligente baseia-se em duas premissas fundamentais: o monitoramento e controle em tempo real a partir da superfície, sem a necessidade de intervenções físicas. Esse tipo de poço não convencional utiliza instrumentação avançada no fundo de poço, como sensores, packers, válvulase dispositivos de controle de fluxo, todos instalados na tubulação de produção. Para viabilizar o sistema de transmissão de dados, é necessário implementar uma rede de cabos que forneça energia aos equipamentos e comunique os sensores e dispositivos de controle de fluxo instalados nas tubulações de produção e injeção (Durlofsky & Aziz, 2002) (Neto, 2003).
Os poços com Completação inteligente são capazes de coletar, transmitir e analisar dados relacionados à produção, ao reservatório e à integridade da completação, utilizando sistemas de monitoramento e transmissão de dados em conjunto com os sensores instalados no fundo de poço (Alsyed & Yateem, 2012). Essa comunicação remota permite ações em tempo real para otimizar o controle do reservatório e o desempenho do poço, eliminando a necessidade de intervenções manuais. Na Figura a seguir, é apresentado um esquema comparativo entre um poço convencional e um poço inteligente, evidenciando a maior complexidade da Completação inteligente devido à instalação de cabos, sensores, válvulas e um maior número de packers para o isolamento das zonas.
Figura 6: Esquema comparativo entre Completação Convencional e Completação Inteligente.
. 
Fonte: (Gimre, 2012) (Adaptado)
A utilização terminações inteligentes tem diversos benefícios desde a realização de menos intervenções de poço até a ausência de trabalhos de reabilitação do poço. Sendo principalmente recomendados em casos com reservatórios fraturados ou com grande incerteza geológica, reservatórios marginais e campos remotos. 
a) Elementos de um Poço Inteligente
Os equipamentos utilizados na completação inteligente são conectados por tubos de pequeno diâmetro, conhecidos como control lines (linhas de controle). Esses tubos transmitem pulsos hidráulicos ou acomodam cabos elétricos e de fibra óptica, responsáveis por conectar o sistema de superfície aos instrumentos na extremidade da coluna de produção. Isso garante o controle eficiente da produção, permitindo a rápida transmissão de dados do poço e respostas de controle a partir da superfície (Rodriguez & Figueroa, 2010). A seguir, são brevemente descritos os principais componentes desse modelo de completação (Afuekwe & Bello, 2019).
· Sensores permanentes
Os sensores são dispositivos essenciais na completação inteligente, responsáveis por fornecer, em tempo real, informações críticas sobre o processo de produção. Eles são acoplados a um segmento de tubulação chamado mandril, que é projetado especificamente para fixá-los. Esses sensores podem ser eletrônicos ou ópticos e podem realizar monitoramento pontual (em um único ponto), quase distribuído (em diversos pontos ao longo do intervalo de interesse) ou distribuído (ao longo de toda a zona de interesse) (Silva, Pinto, & Izetti., 2005).
Sensores eletrônicos possuem limitações operacionais em relação à temperatura. Quando submetidos a temperaturas próximas de 200°C, podem sofrer danos, o que compromete a medição e os restringe a leituras pontuais. Por outro lado, sensores de fibra óptica, embora mais caros e sensíveis a moléculas de hidrogênio, oferecem vantagens significativas em termos de confiabilidade, desempenho e facilidade de instalação. Esses sensores são capazes de capturar perfis de temperatura de forma pontual ou distribuída ao longo da coluna de produção, suportando temperaturas mais altas do que os sensores eletrônicos (Chipalavela, 2013).
a) Parckers
Os packers têm a função principal de isolar hidraulicamente cada zona de um poço produtor ou injetor, permitindo o controle seletivo das zonas. A diferença entre o packer utilizado na Completação convencional e aquele utilizado na Completação inteligente está nos orifícios de passagem das linhas de controle. Esses orifícios são equipados com conectores que garantem a vedação entre cada linha de controle e o packer, permitindo a comunicação necessária para o controle remoto das operações.
Figura 7: Parckers utilizado para Completação Inteligente
Fonte: (Silva J. P., 2009)
b) Sistema de controle de superfície (SCS)
O Sistema de Controle de Superfície (SCS) é essencial para o funcionamento da Completação inteligente. Ele utiliza, geralmente, um software dedicado para receber os dados das ferramentas conectadas, interpretá-los e assim viabilizar o monitoramento, controle e otimização da operação em tempo real.
c) Cabos, conectores, penetradores e clamps
Os cabos utilizados nos sistemas de monitoração desempenham um papel crucial na instalação de uma Completação inteligente. Esses cabos são projetados para resistir a ambientes quimicamente hostis, como aqueles com alta salinidade e acidez. Para garantir sua proteção, eles são fixados em clamps, dispositivos que prendem o cabo à coluna de produção, oferecendo proteção mecânica contra danos, choques e interferências no sinal transmitido.
Conectores são frequentemente utilizados para ligar os sensores aos cabos. Esses conectores são montados na extremidade dos cabos e conectados aos sensores durante a fixação ao mandril. Um componente indispensável nesse processo é o penetrador, que permite que o sinal atravesse o suspensor da coluna sem que haja perda de pressão.
d) Válvulas de controle de fluxo de fundo de poço
As válvulas de controle de fluxo são os primeiros componentes que os fluidos atravessam no sistema de Completação. Elas são instaladas em conjunto com equipamentos de controle de areia, como telas de areia, gravel pack ou filtros de detritos, ajudando a garantir a eficiência do fluxo e a proteção contra partículas indesejadas.
Figura 8: Exemplos de geometrias de válvulas de completação inteligente
Fonte: (Junio, Pinto, & Izetti, 2005)
As válvulas de controle de fluxo são fundamentais para regular o fluxo de fluidos em cada uma das zonas produtoras ou injetoras de um poço. Elas possuem um sistema de controle capaz de responder de forma eficaz às variações nas condições de produção (Al-Khelaiwi, 2010).
b) Tipos de válvulas de controle de fluxo 
O uso dessas tecnologias tem demonstrado melhorias significativas nas condições de produção de campos petrolíferos, conforme comprovado em diversos estudos de caso de instalações de poços e simulações de reservatórios reais, como no Mar do Norte. O uso de válvulas de controle de fluxo resultou em um aumento no Valor Presente Líquido (VPL) e na redução de riscos associados às incertezas do reservatório. Esses equipamentos são classificados em três tipos principais: Dispositivo de Controle de Fluxo (Influx Control Device – ICD), Válvula de Controle de Fluxo (Inflow Control Valve – ICV) e Dispositivo de Controle de Fluxo Autônomo (Autonomous Inflow Control Device – AICD) (Javid et al., 2018).
· Dispositivo de Controle de Fluxo – ICD
Os Dispositivos de Controle de Fluxo (ICDs) são considerados equipamentos de controle passivo. Uma vez instalados, não é possível ajustar o diâmetro de sua abertura. Em contrapartida, as Válvulas de Controle de Fluxo (ICVs) e os Dispositivos de Controle de Fluxo Autônomos (AICDs) são sistemas de comando ativo, permitindo a alteração das aberturas durante a produção do poço (Pinto, 2013).
Os ICDs, geralmente conectados a filtros de areia, têm como principal função retardar o avanço inicial de fluxos indesejados, como água ou gás, restringindo-os para assegurar uma produção mais uniforme de petróleo ao longo do poço. Essa restrição adicional de carga no fluido ocorre entre a face da formação e o tubo de produção, optimizando a eficiência da produção (Mubarak, 2008).
Figura 9: - Percurso do fluxo de fluidos através do sistema de produção
Fonte: (Marzooqi, Helmy, Keshka, Elasmar, & Shafia, 2010)
A figura acima ilustra o trajeto percorrido pelo fluido, desde o espaço anular do poço até o interior do tubo de produção (Silva, Pinto, & Izetti., 2005). Quando corretamente utilizados, os Dispositivos de Controle de Fluxo (ICDs) retardam a entrada de fluidos indesejados. No entanto, ao longo da produção, com a alteração das condições do reservatório e a migração de fluidos de baixa viscosidade e densidade, esses dispositivos podem perder eficiência,já que não permitem ajustes após a sua instalação (Silva J. P., 2009). 
· Válvulas de Controle de Fluxo – ICV
As Válvulas de Controle de Fluxo (ICVs) são componentes ativos instalados na tubulação de produção de um poço, permitindo bloquear parcial ou completamente o fluxo. Elas são geralmente posicionadas ao longo das zonas do reservatório, separadas por meio de packers. Cada válvula pode ser controlada a partir da superfície, possibilitando ajustes no fluxo e, à medida que o reservatório é depletado, inibindo a entrada de fluidos indesejados no poço. Para o ajuste das aberturas das ICVs, é necessário um sistema completo de controle que possibilite esses ajustes (Pande, Morrison, & Bristow, 2010).
Dependendo da variação permitida na abertura, as ICVs podem ser classificadas em três tipos: abertura contínua (o diâmetro do orifício pode assumir infinitas posições), abertura discreta (o diâmetro pode variar entre múltiplas posições predefinidas) e abertura tipo abre e fecha (o diâmetro pode apenas estar totalmente aberto ou totalmente fechado.
Figura 10: Tamanhos do diâmetro de uma ICV
Fonte: (Silva J. P., 2009)
Os avanços na tecnologia de controle hidráulico agora permitem o gerenciamento de até oito Válvulas de Controle de Fluxo simultaneamente. No projeto e operação dessas válvulas, é essencial considerar as seguintes finalidades: regular a produção ou injeção de cada zona; manter o equilíbrio da pressão durante a operação para preservar a integridade dos componentes, do poço e da produção; quantificar as características de fluxo no poço e gerenciar seu perfil para alcançar uma varredura mais uniforme, maximizando a produção; atrasar a irrupção de água ou gás e eliminar o fluxo cruzado; gerenciar incertezas relacionadas à produção e às condições do reservatório, permitindo o desenvolvimento de técnicas reativas e proativas de produção; prolongar a vida produtiva do poço e do reservatório; e monitorar as condições de produção em tempo real (Silva, Pinto, & Izetti., 2005).
· Dispositivo de Controle de Fluxo Autônomo – AICD
Os Dispositivos de Controle de Fluxo Autônomo (AICD) pertencem a uma classe distinta de equipamentos de controle de fluxo, funcionando como válvulas de controle, mas de forma autônoma. Eles são ativados por alterações nas características do fluido quando uma nova fase, como água ou gás, entra no sistema, sem necessidade de intervenção humana, ao contrário das válvulas de controle convencionais. Essa tecnologia foi desenvolvida para resolver problemas de influxo localizado de água nos campos de Grane e Brage, no Mar do Norte, e controlar o influxo de gás na capa de gás do campo Troll, provando ser uma solução eficaz para esses tipos de reservatórios. A seguir, serão descritos brevemente alguns dos principais dispositivos autônomos.
· Válvula de controle de fluxo autônomo (Autonomous Inflow Control Valve - AICV)
A Válvula de Controle de Fluxo Autônomo (AICV) é um modelo avançado de dispositivo de controle de fluxo que opera de forma autônoma e reversível, sem a necessidade de componentes eletrônicos ou conexão com a superfície. Seu funcionamento é baseado no uso de fluidos dinâmicos, permitindo diferenciar e bloquear o fluxo de fluidos indesejados, como água e gás. Essa tecnologia é particularmente eficaz para enfrentar o problema de irrupção, além de aumentar o diferencial de pressão e, consequentemente, as vazões de produção. Inicialmente, o AICV funciona como um Dispositivo de Controle de Fluxo Passivo (ICD), mas, quando ocorre a irrupção, reduz a produção de água e gás de forma significativa, minimizando drasticamente os cortes desses fluidos. Cada dispositivo instalado no poço opera de maneira independente (Silva J. P., 2009).
O sistema AICV difere dos sistemas de poço inteligente convencionais, que utilizam sensores de pressão e temperatura juntamente com uma válvula de controle de fluxo (ICV) controlada da superfície por meio de várias linhas de controle (Guilmain, Fipke, & Konopczynski, 2019). 
Figura 11: Válvula de controle de fluxo autônoma. (a) Foto de uma AICV. (b) Esquema de uma AICV montada em uma tela de areia.
Fonte: (Halliburton, 2017)
Uma AICV consiste em uma válvula que é acionada pela resposta à queda de pressão do fluido ao passar por restrições de fluxo laminar e turbulento dispostas em série. Sua funcionalidade baseia-se na capacidade de abrir para fluidos de alta viscosidade e fechar para fluidos de baixa viscosidade, com base em um fluxo piloto. Quando a válvula está fechada, o fluxo piloto corresponde ao fluxo total que atravessa o AICV (Meshioye, 2010).
· AICD de produção controlada por vazão (Rate Control Production - RCP)
A função principal da AICD-RCP é de bloquear o fluxo de fluidos de baixa viscosidade e permitir que a produção do fluido mais viscoso. 
O caminho do fluxo do fluido é mostrado pelas setas na Figura seguinte. Há apenas uma peça móvel na válvula, e esse é o disco flutuante livre. A posição do disco depende das condições de fluxo e propriedades do fluido (Javid, 2018).
· AICD tipo díodo fluídico 
O sistema utiliza dutos e canais para regular o fluxo de fluidos, incorporando três componentes dinâmicos principais: um seletor de viscosidade, um guia de fluxo e um redutor de fluxo. Esses componentes operam simultaneamente para permitir ou restringir o movimento dos fluidos, de acordo com suas propriedades dinâmicas e a geometria dos caminhos de fluxo. O dispositivo é projetado para funcionar sem peças móveis, sem intervenção humana e sem a necessidade de linhas de controle, conforme ilustrado na Figura a seguir. Esse design resulta em um sistema de controle de fluxo automático que oferece maior confiabilidade, alta integridade mecânica e resistência à erosão, corrosão e obstrução (Mathias, 2013).
Figura 12: Válvula de produção controlada por vazão, AICD RCP.
Fonte: (Kudayisa, 2016)
Figura 13: Produção de diferentes fluidos através de um AICD tipo díodo fluídico. (a) Modelo simplificado do funcionamento do AICD. (b) Caminho do fluxo de óleo. (c) Caminho do fluxo de água.
Fonte: (Mathiesen, 2011)
A principal vantagem desse sistema é sua capacidade de operar de forma autônoma, sem a necessidade de intervenção contínua ou manutenção complexa. Graças ao design sem partes móveis, o dispositivo é menos suscetível a falhas mecânicas, o que aumenta a sua durabilidade e confiabilidade ao longo do tempo. Além disso, a resistência à corrosão e à erosão torna o sistema ideal para ambientes severos, como reservatórios de petróleo com altas concentrações de água ou gás. Ao minimizar a entrada de fluidos indesejados, o sistema melhora a eficiência da produção, prolongando a vida útil do poço e otimizando o desempenho do reservatório (Mathias, 2013).
2.3.3 Comparação Direta entre Completação Convencional e Inteligente
a) Custo Inicial e de Implementação
A completação convencional apresenta um custo inicial significativamente menor, sendo exclusivamente preferido em projetos com restrições orçamentárias. Este fator é particularmente relevante em campos onde o retorno económico é incerto.
Em contraste, uma completação inteligente requer um investimento inicial elevado devido à integração de sensores, válvulas e sistemas de automação. Este custo adicional, entretanto, pode ser compensado pela eficiência operacional a longo prazo.
b) Eficiência Operacional
A completação convencional possui uma eficiência limitada em reservatórios geologicamente complexos, onde a heterogeneidade influencia o fluxo de fluidos. Por outro lado, uma completação inteligente permite ajustar e otimizar o fluxo em tempo real, reduzindo perdas associadas à produção de água e gás em reservatórios procurados.
c) Flexibilidade Operacional
A capacidade de adaptação às mudanças no comportamento do reservatório é um diferencial significativo da conclusão inteligente, que permite segmentar zonas produtoras e ajustar operações externamente. A conclusão convencional, devido à sua simplicidade, exige intervenção
d) Monitoramento e Controle
A completação inteligente se destaca pelo usode sensores integrados que fornecem dados em tempo real, incluindo pressão, temperatura e saturação de fluidos ao longo do poço. 
8. Em contrapartida, a complementação convencional depende de medições pontuais e de instruções físicas para obter informações sobre o desempenho do reservatório.
e) Cenários de Aplicação
A completação convencional é mais adequada para reservatórios homogêneos, onde o fluxo de fluidos é previsível e a variabilidade geológica é mínima. Já a completação inteligente é ideal para campos heterogêneos, com múltiplas zonas produtoras e desafios estruturais como falhas e canais.
f) Manutenção e Intervenções
Poços com completação convencional frequentemente encerram manobras mecânicas para ajustes, aumentando o tempo de inatividade e os custos de manutenção. Poços com completação inteligente, com controle remoto e automação, minimizam a necessidade de instruções físicas, reduzindo o impacto operacional e os custos associados.
g) Impacto Econômico
Uma análise econômica de ambas as técnicas revela que, embora a completação convencional possa ser financeiramente vantajosa no curto prazo, a completação inteligente tende a oferecer um melhor retorno no longo prazo, especialmente em reservatórios desafiadores. Em campos geologicamente complexos, a eficiência adicional da conclusão inteligente justifica seu custo elevado, aumentando o valor líquido presente (VPL) e o fator de recuperação.
h) Sustentabilidade e Redução de Perdas
A completação inteligente contribui para a sustentabilidade ao minimizar a produção de água. Em contraste, uma completação convencional pode resultar em maior desperdício de recursos e impactos ambientais devido a uma menor capacidade de controle.
2.3.4 Configurações de Poços com Cada Tipo de Completação
As configurações de poços para cada tipo de completação (convencional e inteligente) variam significativamente, refletindo os requisitos operacionais, o comportamento do reservatório e as metas econômicas do projecto. A seguir, são apresentados detalhes técnicos, estruturais e operacionais de cada configuração.
a) Configurações de Poços com Completação Convencional
· Estrutura Básica dos Poços Convencionais
A completação convencional é composta por tubos de produção que conectam o reservatório à superfície, válvulas de controle mecânico, mandris de gas-lift e pacotes de embalagens que vedam zonas específicas.
· Segmentação das Zonas Produtoras
A completação convencional geralmente não permite o controle segmentado das zonas produtoras, o que significa que o fluxo de todas as camadas do reservatório converge diretamente para o tubo de produção. Isso limita o controle sobre a produção de água e gás, diminuindo a eficiência em reservatórios heterogêneos.
· Sistemas de Controle e Monitoramento
Esta completação depende de instruções manuais para realizar ajustes no fluxo ou para observar zonas produtoras com problemas. As válvulas mecânicas de subsuperfície são operadas por linhas de controle que desativam equipamentos adicionais na superfície para o ajuste.
· Métodos de estimulação
Poços convencionais frequentemente estimulam a estimulação periódica, como acidificação e fraturamento hidráulico, para manter a produtividade em níveis aceitáveis. Estas decisões reduzem os custos operacionais e podem interromper temporariamente a produção.
· Materiais Utilizados
Os tubos e equipamentos usados ​​em poços convencionais são geralmente fabricados com materiais padrão, adequados para resistir à pressão e corrosão em condições normais de operação.
· Limitações Operacionais
A configuração de poços convencionais é ideal para campos homogêneos, onde as variações no reservatório são mínimas. Em campos heterogêneos, essa abordagem enfrenta desafios como a chegada precoce de água ou gás, exigindo intervenções ocasionais que aumentam os custos e os tempos de inatividade.
· Exemplos Práticos de Uso
No Bloco 03/05, uma completação convencional foi amplamente utilizada em campos com menor variabilidade estrutural, como o campo Palanca. Embora tenha apresentado desempenho estável em condições projetadas, procedimentos experimentais em campos com múltiplas camadas produtoras, como Búfalo.
b) Configurações de Poços com Completação Inteligente
· Estrutura Avançada dos Poços Inteligentes 
A configuração de poços inteligentes representa um avanço tecnológico significativo em comparação com os sistemas convencionais. Esses poços são projetados para lidar com a complexidade de reservatórios heterogêneos e desafiadores, como os encontrados no Bloco 03/05. Componentes Principais: 
· Sensores de Subsuperfície: Instalados ao longo do poço, os sensores monitoram parâmetros em tempo real, como pressão, temperatura, saturação de fluidos e fluxo em cada zona produtora. 
· Válvulas de Controle Inteligentes (ICV): estas válvulas permitem ajustes remotos no fluxo de cada zona produtora, otimizando a produção ao longo do tempo.
· Sistema de Comunicação Remota: cabos de fibra óptica ou linhas hidráulicas são integrados ao poço para transmitir dados e comandos entre a superfície e os componentes subsuperfície.
· Material de Alta Resistência: os tubos e equipamentos utilizados são fabricados com materiais avançados que resistem à corrosão, altas temperaturas e pressões extremas, comuns em reservatórios complexos. 
· Aplicabilidade no Bloco 03/05 
Em campos como o Búfalo, com múltiplas camadas produtivas, a estrutura dos poços inteligentes foi fundamental para gerenciar zonas produtoras individuais e mitigar a produção de água em excesso. 
· Controle Segmentado
O controle segmentado é uma das características mais marcantes dos poços inteligentes, permitindo o gerenciamento individualizado das zonas produtoras. Benefícios do Controle Segmentado: 
· Redução da Produção de Água e Gás: o fechamento de zonas com alto corte de água ou gás reduz o desperdício e melhora a eficiência. 
· Maximização da Produção de Óleo: O controle ajustável permite concentrar esforços em zonas com maior saturação de óleo. 
· Adaptação a Condições Dinâmicas: com o tempo, as condições do reservatório podem mudar, e o controle segmentado possibilita ajustes sem necessidade de intervenções mecânicas frequentes. 
· Exemplo Prático no Bloco 03/05 
No campo Búfalo, a integração de válvulas ICV em poços inteligentes permitiu um controle preciso do fluxo em várias zonas produtoras, resultando em uma redução significativa na produção de água, que chegou a representar menos de 20% do total de fluidos produzidos. 
· Sistemas de Monitoramento em Tempo Real 
O monitoramento contínuo é essencial para o funcionamento eficiente dos poços inteligentes. Dados Coletados:
· Pressão de fundo e fluxo por zona produtora. 
· Saturação de óleo, água e gás ao longo do tempo. 
· Alterações na temperatura que indicam a chegada de fluidos indesejados. 
· Plataformas de Monitoramento
Os dados coletados são enviados para uma central de controle na superfície, onde softwares especializados processam as informações para tomada de decisão em tempo real. 
· Impacto Operacional 
Essa capacidade de resposta permite reduzir o tempo de inatividade do poço, melhorar a recuperação de óleo e evitar danos ao reservatório. 
· Métodos de Estimulação nos Poços Inteligentes 
Embora a necessidade de intervenções seja reduzida, poços inteligentes ainda podem exigir estimulação para manter sua produtividade. Técnicas Utilizadas:
· Fraturamento hidráulico: Realizado para aumentar a conectividade do reservatório. 
· Acidificação localizada: O uso de válvulas ICV permite que o ácido seja direcionado apenas para as zonas que precisam de estimulação, minimizando danos às outras partes do reservatório. 
· Aplicação no Bloco 03/05: No campo Búfalo, a combinação de estimulação localizada e controle em tempo real resultou em um aumento de 29% no fator de recuperação. 
· Custo e Complexidade Operacional 
Embora a completação inteligente tenha benefícios claros, seus custos iniciais e a complexidade operacional são fatores importantes a considerar. Custos Envolvidos: