Desenvolvimento e Otimização da Estratégia de Locação de Poços para um Reservatório de Petróleo

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UNIVERSIDADE FEDERAL DE PELOTAS 
Centro de Engenharias 
Curso de Engenharia de Petróleo 
 
 
 
 
 
 
Trabalho da Disciplina de Locação 
 
 
 
 
 
 
 
Desenvolvimento e Otimização da Estratégia de Locação de Poços para um 
Reservatório de Petróleo 
 
 
 
 
 
 
Andriele Antolini Zambelli 
 
 
 
 
 
Pelotas, 2017 
 
 
ii 
 
Andriele Antolini Zambelli 
 
 
 
 
 
 
 
Desenvolvimento e Otimização da Estratégia de Locação de Poços para um 
Reservatório de Petróleo 
 
 
 
 
 
Trabalho apresentado ao curso de Engenharia 
de Petróleo da Universidade Federal de 
Pelotas, como requisito parcial à aprovação na 
disciplina de Locação. 
 
 
 
 
 
 
Orientador: Prof. Valmir Francisco Risso 
 
 
 
 
 
 
 
Pelotas, 2017 
 
 
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Agradeço sempre à meus queridos pais por todo 
incentivo e apoio, aos meus irmãos que estão 
sempre ao meu lado e ao Prof. Dr. Valmir Francisco 
Risso, pela grande dedicação e orientações neste 
período de aprendizado. 
 
 
iv 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
Se não puder te destacar pelo talento, vença 
pelo esforço. 
 (Autor Desconhecido) 
 
 
v 
 
Resumo 
 
 
 
ZAMBELLI, Andriele Antolini. Desenvolvimento e Otimização da Estratégia de 
Locação de Poços para um Reservatório de Petróleo. 2017. 100f. Trabalho da 
disciplina de Locação. (Bacharel em Engenharia de Petróleo) – Centro de 
Engenharias, Universidade Federal de Pelotas, Pelotas, 2017. 
 
 
A atividade de Engenharia de Petróleo se vê cotidianamente envolvida numa série 
de problemas de otimização em vários contextos. Em todas as etapas da cadeia de 
trabalho da indústria de óleo e gás é possível dedicar-se a problemas que 
necessitam de otimização, em maior ou menor escala e com diferente grau de 
complexidade. A fase de estratégia de produção e locação dos poços de um 
reservatório de petróleo é uma etapa determinante e essencial para o seguimento do 
projeto, que influencia desde o primeiro ao último dia de produção do campo. Fazer 
a correta e mais eficiente locação dos poços para otimizar a produção e maximizar o 
retorno financeiro do projeto não é uma tarefa fácil, na fase inicial quando as 
informações disponíveis são mínimas, são empregadas ferramentas estatísticas 
para estimar como é o reservatório, como são as propriedades, tanto estáticas 
quando dinâmicas, das rochas e dos fluidos. A proposta desenvolvida neste trabalho 
é a utilização de mapas de qualidade para definir os locais do reservatório com 
maior aptidão a locação de poços. Foram criados quatro mapas de qualidade 
através de diferentes metodologias, o mapa analítico, por varredura, por produtores 
fixos e por produtores e injetores fixos. O último foi escolhido por representar mais 
fielmente o comportamento real de um reservatório, este possibilita definir onde os 
poços são melhores locados, assim como a vazão de injeção de fluido e a vazão de 
líquido de cada produtor, e ainda o simulador de fluxo da CMG é capaz de 
representar o comportamento do reservatório em fase de produção. Após definição 
do mapa de qualidade, ele foi utilizado como critério para distribuição dos poços 
produtores e injetores. Posteriormente serão desenvolvidas estratégias sendo que 
ao final de cada simulação será utilizado o cálculo do VPL como critério de 
comparação para se definir a melhor entre elas. Foram desenvolvidas então 26 
estratégias, as quais retornavam um valor de VPL e este serviu de comparação 
entre cada uma. A otimização da quantidade de poços necessários no reservatório 
foi feita, assim como a definição das condições de operação de cada um. O valor 
inicial de VPL foi de US$ -1712.76 milhões e o da última estratégia foi de US$ 
785.85 milhões, demonstrando que o desenvolvimento de estratégias em um projeto 
na área de petróleo é fundamental para torna-lo viável. Após a aplicação de todas as 
estratégias, o tempo ideal de projeto foi definido de acordo com o gráfico de fluxo de 
caixa atualizado referente à última e melhor das simulações. 
 
 
 
Palavras-chave: locação de poços, mapa de qualidade, estratégias de locação, 
VPL.
 
 
vi 
 
Abstract 
 
 
 
ZAMBELLI, Andriele Antolini. Development and Optimization of Location Wells 
Strategies for a Petroleum Reservoir. 2017. 100p. Location Project (Bachelor in 
Petroleum Engineering) - Engineering Centre, Federal University of Pelotas, Pelotas, 
2017. 
 
 
 
The Petroleum Engineering activity is daily involved in a series of optimization 
problems in various contexts. At all stages of the egg and gas industry, it is possible 
to focus on problems that require optimization, on a greater or lesser scale, and with 
a different degree of complexity. Being that it is a phase of strategy of production and 
location of the wells of an oil reservoir and a determinant and essential stage, that 
influenced from the first to the last day of production of the field. To make a correct 
and efficient rent of the wells to optimize a production and to maximize the financial 
return of the project is not an easy task, in the initial phase when the available 
information is minimum, statistical tools are used to estimate how the reservoir, as 
well as , Both static and dynamic, of rocks and fluids. The proposal was developed in 
the workplace for the application of quality maps to define reservoir locations with 
greater capacity to lease wells. Any created four quality maps through different 
methodologies, or analytical map, by scan, by fixed producers and by producers and 
fixed injectors. The last one was chosen because it represents more faithfully the real 
behavior of a reservoir, this allows to define where the wells are better leased, as 
well as a liquid injection and liquid emptiness flow of each producer, and the CMG 
flow simulator is Able to represent the behavior of the reservoir in the production 
phase. After defining the quality map, it was used as a criterion for the distribution of 
injecting products and markets. Subsequently, it is developed, it is successful, each 
time, the NPV calculation is used as the criterion of comparison to define the best 
among them. We then developed 26 strategies, which returned a value of NPV and 
this was a comparison between each. The optimization of the number of wells 
needed in the reservoir was made, as well as the definition of the operating 
conditions of each one. The initial value of NPV was US $ -1712.76 million and that 
of the last strategy was US $ 785.85 million, demonstrating that the development of 
strategies in an oil project is fundamental to make it viable. After applying all the 
strategies, the ideal design time was defined according to the updated cash flow 
chart referring to the last and best of the simulations. 
 
 
 
 
 
Key-words: well-location, quality map, location strategies, NPV. 
 
 
vii 
 
LISTA DE FIGURAS 
Figura 2. 1: Aplicações de simuladores numéricos de reservatórios (Fonte: 
Rosa,2011) ................................................................................................................ 12 
Figura 2. 2: Variação da posição do poço para cada etapa de simulação. (Fonte: 
CAVALCANTE FILHO, 2005, p. 27). ......................................................................... 15 
Figura 2. 3: a) Configuração direct-line, b) Configuração five-spot.(Fonte: FILHO, 
2005) ......................................................................................................................... 16 
Figura 2. 4: Exemplo de fluxo de caixa. (Fonte: Andriele Antolini) ............................ 18 
Figura 4. 1: Fluxograma de realização deste projeto ..............................................41 
Figura 4. 2: Gráfico de determinação da Compressibilidade. Fonte: ROSA, 2006 .... 42 
Figura 4. 3: Esquema do mapa de qualidade por varredura utilizado. ...................... 45 
Figura 4. 4: Modelo five-spot para mapa de qualidade por produtores e injetores 
fixos. .......................................................................................................................... 46 
Figura 5. 1: Mapa estimado do topo do reservatório com raio de influência de 200 m 
e dimensões limitadas pela localização dos poços pioneiros....................................51 
Figura 5. 2: Mapa de distribuição da profundidade de a) topo do reservatório e b) 
base do reservatório. ................................................................................................. 52 
Figura 5. 3: Mapas de distribuição das propriedades a) saturação de óleo, b) 
saturação da água, C) permeabilidade, e D) porosidade. ......................................... 53 
Figura 5. 4: Mapa de espessura do reservatório. ...................................................... 54 
Figura 5. 5: Permeabilidade relativa em função da saturação de água em um sistema 
água - óleo. ............................................................................................................... 55 
Figura 5. 6: Permeabilidade relativa em função da saturação de líquido em um 
sistema gás - óleo. .................................................................................................... 55 
Figura 5. 7: Permeabilidade relativa em função da saturação de líquido em um 
sistema gás - óleo ..................................................................................................... 56 
Figura 5. 8: PVT gerado pelo WinProp. ..................................................................... 56 
Figura 5. 9: modelo de simulação 3D do reservatório. .............................................. 57 
Figura 5. 10: Localização dos poços utilizado nos métodos de varredura e 
produtores fixos. ........................................................................................................ 59 
Figura 5. 11: Malha gerada para o mapa de qualidade por produtores e injetores 
fixos. .......................................................................................................................... 59 
 
 
viii 
 
Figura 5. 12: Curvas de produção usando o MQ de poços produtores e injetores 
fixos. A) oil rate SC, B) water rate SC, C) gas rate SC e D especial history. ............ 60 
Figura 6. 1: Reservatório modelado em 3D...............................................................64 
Figura 6. 2: Mapa de qualidade analítico. ................................................................. 65 
Figura 6. 3: Mapa de qualidade por varredura .......................................................... 66 
Figura 6. 4: Mapa de qualidade de produtores fixos. ................................................ 66 
Figura 6. 5: - Reservatório 3D, com poços produtores fixos...................................... 67 
Figura 6. 6: Mapas de qualidade por produtores fixos .............................................. 68 
Figura 6. 7: - Reservatório 3D, com poços produtores e injetores fixos. ................... 68 
Figura 6. 8: A e C referem-se ao MQ de produtores para a taxa e o acumulado de 
óleo respectivamente. B e D referem-se ao MQ de produtores e injetores fixos para 
a taxa e o acumulado de óleo respectivamente. ....................................................... 69 
Figura 6. 9: Distribuição dos poços na 1° estratégia ................................................. 70 
Figura 6. 10: Curvas de produção da 1° estratégia ................................................... 70 
Figura 6. 11: Pressão da 1° estratégia. ..................................................................... 71 
Figura 6. 12: Disposição dos poços da 11ª estratégia. ............................................. 76 
Figura 6. 13: Produção de água do produtor 28. ....................................................... 80 
Figura 6. 14: Poços horizontais da terceira camada ................................................. 82 
Figura 6. 15: Determinação do tempo ideal de projeto. ............................................. 84 
Figura 6. 16: Produção acumulada de óleo e água de cada estratégia .................... 85 
Figura 6. 17: VPL e Np de cada estratégia................................................................ 86 
Figura 6. 18: Fator de recuperação de cada estratégia. ............................................ 86 
Figura 6. 19: VPL de cada estratégia. ....................................................................... 87 
Figura 6. 20: Correlação entre n° de plataformas e produção de água. .................... 88 
Figura 6. 21: Relação entre VPL e número de poços. ............................................... 88 
 
 
 
ix 
 
LISTA DE TABELAS 
 
 
Tabela 2. 1: Classificação do °API .............................................................................. 9 
Tabela 2. 2: Cálculo da Participação Especial. ......................................................... 31 
 Tabela 4. 1: Dados de entrada VPL..........................................................................49 
Tabela 5. 1: Dados de entrada para o modelo do reservatório..................................50 
Tabela 5. 2: Números de blocos nas direções X, Y e Z ............................................ 50 
Tabela 5. 3: Coordenadas dos poços pioneiros e determinação das dimensões do 
reservatório. .............................................................................................................. 51 
Tabela 5. 4: Dados de entrada para construção das curvas de permeabilidade 
relativa ....................................................................................................................... 54 
Tabela 5. 5: Número de poços da 3ª a 11ª estratégia. .............................................. 62 
Tabela 6. 1: Resultado da 1° estratégia.....................................................................71 
Tabela 6. 2: Resultado da 2° estratégia. ................................................................... 72 
Tabela 6. 3: Modificações de uma estratégia para outra ........................................... 72 
Tabela 6. 4: Resultado da 3° estratégia. ................................................................... 73 
Tabela 6. 5: Resultado da 4° estratégia. ................................................................... 73 
Tabela 6. 6: Resultado da 5° estratégia. ................................................................... 73 
Tabela 6. 7: Resultado da 6° estratégia. ................................................................... 73 
Tabela 6. 8: Resultado da 7° estratégia. ................................................................... 74 
Tabela 6. 9: Resultado da 8° estratégia. ................................................................... 74 
Tabela 6. 10: Resultado da 9° estratégia. ................................................................. 74 
Tabela 6. 11: Resultado da 10° estratégia. ............................................................... 74 
Tabela 6. 12: Resultado da 11° estratégia. ............................................................... 74 
Tabela 6. 13: Fator de recuperação da 3ª, 4ª, 5ª, 6ª, 7ª, 8ª, 9ª, 10ª e 11ª estratégias.
 ..................................................................................................................................75 
Tabela 6. 14: Resultado da 12ª estratégia. ............................................................... 76 
Tabela 6. 15: Resultado da 13ª estratégia. ............................................................... 76 
Tabela 6. 16: Resultado da 14ª estratégia. ............................................................... 77 
Tabela 6. 17: Resultado da 15ª estratégia, WCUT 0.5. ............................................. 78 
Tabela 6. 18: Resultado da 16ª estratégia, WCUT 0.6. ............................................. 78 
Tabela 6. 19: Resultado da 17ª estratégia, WCUT 0.7. ............................................. 78 
 
 
x 
 
Tabela 6. 20: Resultado da 18ª estratégia, WCUT 0.8. ............................................. 78 
Tabela 6. 21: Resultado da 19ª estratégia, WCUT 0.9. ............................................. 78 
Tabela 6. 22: Fator de recuperação. ......................................................................... 79 
Tabela 6. 23: Resultado da 20ª estratégia. ............................................................... 79 
Tabela 6. 24: Resultado da 21ª estratégia. ............................................................... 80 
Tabela 6. 25: Resultado da 22ª estratégia. ............................................................... 81 
Tabela 6. 26: Resultado da 23ª estratégia. ............................................................... 81 
Tabela 6. 27: Resultado da 25ª estratégia. ............................................................... 82 
Tabela 6. 28: Resultado da 26ª estratégia. ............................................................... 83 
Tabela 6. 29: Comparação entre a melhor e a pior estratégia. ................................. 89 
 
 
 
 
xi 
 
LISTA DE EQUAÇÕES 
Equação 2. 1: Porosidade ........................................................................................... 5 
Equação 2. 2: Medição da permeabilidade ................................................................. 6 
Equação 2. 3: Compressibilidade ................................................................................ 6 
Equação 2. 4: Função de correlação para curvas de pressão capilar ......................... 7 
Equação 2. 5: Massa Específica ................................................................................. 8 
Equação 2. 6: Densidade ............................................................................................ 8 
Equação 2. 7: Volume específico ................................................................................ 9 
Equação 2. 8: Peso específico .................................................................................... 9 
Equação 2. 9: °API ...................................................................................................... 9 
Equação 2. 10: Fator volume-formação do óleo........................................................ 10 
Equação 2. 11: Razão de solubilidade ...................................................................... 10 
Equação 2. 12: Fator volume-formação do gás......................................................... 11 
Equação 2. 13: Fluxo de caixa líquido. ...................................................................... 18 
Equação 2. 14: Lucro tributável. ................................................................................ 33 
Equação 2. 15: VPL .................................................................................................. 34 
Equação 2. 16: TIR ................................................................................................... 35 
Equação 4. 1: Equações utilizadas para calcular as curvas de permeabilidades e 
pressão capilar...........................................................................................................43 
Equação 4. 2: Qualidade da célula. ........................................................................... 44 
 
 
 
 
xii 
 
NOMENCLATURA 
 
Letras Latinas 
 
A Área m² 
q Vazão M³/d 
k Permeabilidade absoluta mD 
p Pressão psi 
d Densidade 
 
 
Letras Gregas 
 
∅ Porosidade % 
𝛾 Peso específico N/m³ 
𝜇 Viscosidade cP 
𝜌 Massa específica g/cm³ 
 
 
 
Siglas 
 
API – American Petroleum Institute 
BHP – Bottom – hole pressure 
𝑐𝑓 – Compressibilidade efetiva (1/psi) 
Gp – Produção acumulada de gás 
Np – Produção acumulada de óleo 
𝑉 𝑝 – Volume poroso = 𝑉𝑣 
VPL – Valor Presente Líquido 
𝑉𝑡 – Volume total 
𝑉𝑣 – Volume de vazios 
Winj – Injeção acumulada de água 
Wp – Produção acumulada de água 
 
 
xiii 
 
GLOSSÁRIO 
 
 
 
 Five-spot: configuração de poços em que no meio de quatro poços produtores se 
faz a locação de um injetor. 
Petróleo: substância oleosa constituída predominantemente por hidrocarbonetos. 
Poço: orifício perfurado no solo a fim de obter dados, obter ou injetar fluidos. 
Poço injetor: poço que injeta fluido a fim de manter ou aumentar a pressão no 
interior do poço, e assim melhorar a recuperação de petróleo de um reservatório. 
Poço produtor: poço que extrai os hidrocarbonetos. 
Recuperação: processo que utiliza a energia natural do reservatório ou energia 
adicional através de poços injetores. 
Reservatório: rocha porosa e permeável capaz de armazenar petróleo. 
VPL: O valor presente líquido (VPL), também conhecido como valor atual líquido 
(VAL) ou método do valor atual, é a maneira capaz de determinar o valor presente 
de pagamentos futuros descontados a uma taxa de juros apropriada, menos o custo 
do investimento inicial, ou seja, é uma fórmula financeira usada para avaliar a 
atratividade de um investimento. 
 
 
 
xiv 
 
SUMÁRIO 
 
1 INTRODUÇÃO ......................................................................................................... 1 
1.1 Motivação ....................................................................................................... 3 
1.2 Objetivo .......................................................................................................... 3 
1.2.1 Objetivo específico .................................................................................. 4 
2 FUNDAMENTAÇÃO TEÓRICA ............................................................................ 5 
2.1 Propriedades das rochas ............................................................................... 5 
2.1.1 Porosidade .............................................................................................. 5 
2.1.2 Permeabilidade ........................................................................................ 6 
2.1.3 Compressibilidade ................................................................................... 6 
2.1.4 Pressão Capilar ....................................................................................... 7 
2.2 Propriedades dos Fluidos ............................................................................... 7 
2.2.1 Viscosidade (𝜇) ........................................................................................ 8 
2.2.2 Massa específica (𝜌) ................................................................................ 8 
2.2.3 °API ......................................................................................................... 9 
2.2.4 Fator volume-formação do óleo (Bo) ..................................................... 10 
2.2.5 Razão de solubilidade (Rs) .................................................................... 10 
2.2.6 Fator volume-formação do gás (Bg) ......................................................11 
2.2.7 Molhabilidade......................................................................................... 11 
2.3 Simulação Numérica de Reservatórios ........................................................ 11 
2.4 Mapas de qualidade ..................................................................................... 13 
2.4.1 Mapa de qualidade analítico .................................................................. 14 
2.4.2 Mapa de qualidade por varredura .......................................................... 15 
2.4.3 Mapa de qualidade por produtores fixos ................................................ 15 
2.4.4 Mapa de qualidade por produtores e injetores fixos .............................. 16 
 
 
xv 
 
2.5 Estratégias de Produção .............................................................................. 16 
2.6 Indicadores econômicos, custos e investimentos ........................................ 17 
2.6.1 Fluxo de Caixa ....................................................................................... 17 
2.6.2 Fluxo de Caixa Líquido (FCL) ................................................................ 18 
2.6.3 Faturamento de um projeto de E&P ...................................................... 19 
2.6.4 Preço e Fator de Qualidade ................................................................... 19 
2.6.5 Investimentos Associados a E&P de um Campo ................................... 19 
2.6.6 Bônus de Assinatura .............................................................................. 19 
2.6.7 Aluguel de Área ..................................................................................... 20 
2.6.8 Exploração ............................................................................................. 21 
2.6.9 Perfuração ............................................................................................. 21 
2.6.10 Completação.......................................................................................... 22 
2.6.11 Equipamentos de Produção .................................................................. 22 
2.6.12 Plataformas ........................................................................................... 24 
2.6.13 Custos operacionais .............................................................................. 26 
2.6.14 OpEx ...................................................................................................... 26 
2.6.15 Produção de óleo, gás e água ............................................................... 26 
2.6.16 Injeção de água e de gás ...................................................................... 27 
2.6.17 Custos ................................................................................................... 27 
2.6.18 Taxas governamentais .......................................................................... 28 
2.6.19 Índices do Fluxo de caixa ...................................................................... 32 
3 REVISÃO BIBLIOGRÁFICA ............................................................................... 36 
3.1 Mapas de qualidade ..................................................................................... 36 
3.2 Aplicação do VPL como critério de avaliação econômica ............................ 37 
4 METODOLOGIA ................................................................................................. 41 
4.1 Construção do modelo do reservatório ........................................................ 42 
4.2 Construção dos mapas de qualidade ........................................................... 44 
 
 
xvi 
 
4.2.1 Mapa de qualidade analítico .................................................................. 44 
4.3 Estratégia de locação dos poços e análise VPL .......................................... 46 
4.4 Dados de entrada VPL ................................................................................. 48 
5 APLICAÇÃO ....................................................................................................... 50 
5.1 Modelo de simulação ................................................................................... 50 
5.2 Mapas de qualidade ..................................................................................... 57 
5.3 Estratégias ................................................................................................... 60 
6 RESULTADOS E DISCUSSÕES ........................................................................ 64 
6.1 Características do modelo de reservatório gerado ....................................... 64 
6.2 Análise dos mapas de qualidade ................................................................. 64 
6.3 Estratégias para otimização da produção .................................................... 69 
6.3.1 Primeira estratégia: five-spot ................................................................. 69 
6.3.2 Segunda estratégia: MQ ........................................................................ 71 
6.3.3 Da terceira à décima primeira estratégia: Definição e refinamento do 
número ideal de poços........................................................................................ 72 
6.3.4 Décima segunda e décima terceira estratégia: reposicionamento......... 75 
6.3.5 Décima quarta estratégia: recompletação manual................................. 77 
6.3.6 Décima quinta à décima nona estratégia: recompletação utilizando o 
comando MONITOR ........................................................................................... 77 
6.3.7 Vigésima estratégia: Recompletação manual e automática .................. 79 
6.3.8 Vigésima primeira estratégia: otimização local ...................................... 80 
6.3.9 Vigésima segunda estratégia: 2 sondas de perfuração ......................... 81 
6.3.10 Vigésima terceira e vigésima quarta estratégias: injeção de gás .......... 81 
6.3.11 Vigésima quinta estratégias: poços horizontais ..................................... 82 
6.3.12 Vigésima sexta estratégias: poços mistos ............................................. 83 
6.3.13 Definição do tempo de projeto ............................................................... 83 
6.3.14 Comparação dos resultados .................................................................. 84 
 
 
xvii 
 
7 CONCLUSÃO ..................................................................................................... 90 
8 PRÓXIMAS ETAPAS .......................................................................................... 92 
REFÊRENCIAS BIBLIOGRÁFICAS: ......................................................................... 93 
ANEXOS ................................................................................................................... 97 
 
1 
 
 
 
1 INTRODUÇÃO 
 A atividade de Engenharia de Petróleo se vê cotidianamente envolvida numa 
série de problemas de otimização em vários contextos. Em todas as etapas da 
cadeia de trabalho da indústria de óleo e gás é possível dedicar-se a problemas que 
necessitam de otimização, em maior ou menor escala e com diferente grau de 
complexidade. A busca por projetos otimizados e eficientes na produção e 
desenvolvimento de reservas de petróleo se presenta como um problema desafiador 
dentro da indústria de Óleo & Gás, uma vez que envolve um número muito elevado 
de fatores (técnicos, econômicos e estratégicos) e os seus resultados são bastante 
compensadores. Além disso, os projetos de Exploração e Produção exigem um 
comprometimento de capital muito elevado, por um longo período e dentro de um 
cenário de muitas incertezas, por isso a correta locação dos poços é determinante 
para o seguimento do projeto. 
 Nafase de exploração de um reservatório de petróleo existem diversas 
incertezas referentes à sua delimitação espacial e suas propriedades estáticas, 
devido ao baixo número de poços perfurados (é comum menos do que 4). 
A. Louis et al., 2000 demostra em seu trabalho que os dados sísmicos de poço e 
superfície são as principais fontes para atualizar o conhecimento e combinar os 
modelos, de um objeto geológico, através dos dados rígidos que eles fornecem, são 
os únicos pontos de controle direto. A escolha e a qualidade dos dados são 
questões fundamentais para a compreensão do objeto geológico em questão e para 
os resultados dos próximos estudos. Os dados são particularmente cruciais nas 
fases de Exploração e Avaliação (E & A), para reduzir as incertezas para um nível 
aceitável para a tomada de decisão em relação ao desenvolvimento potencial. 
Ainda para amenizar esse problema são utilizados métodos de interpolação 
de dados, que possibilitam estimar as características de qualquer local do 
reservatório através da pouca informação disponível. Também são utilizados 
simuladores numéricos de fluxo para prever qualquer comportamento que o 
reservatório possa ter, conforme as incertezas que ainda existem e de acordo com a 
estratégia de produção empregada. 
Mesmo quando são conhecidas as características do reservatório, é preciso 
desenvolver a estratégia de produção que maximize os lucros. A elaboração dessa 
estratégia envolve uma avaliação criteriosa de todo o corpo do reservatório, a fim de 
2 
 
 
 
determinar os locais onde, se perfurados poços, a produção terá o melhor 
desempenho possível. Um poço mal locado pode fazer com que a produção de água 
seja muito elevada, que não extraia o máximo de óleo possível, ou ainda que seja 
um poço seco. Concomitante a isso, também é preciso estimar o custo financeiro de 
todo o projeto, para que o saldo final seja positivo, pois pode ocorrer de que o custo 
da máxima produção inviabilize o projeto, obrigando os engenheiros a optarem por 
uma estratégia mais modesta de explotação. Somente quando essas duas 
condições forem atendidas, o gestor do reservatório estará apto a decidir sobre os 
procedimentos que serão aplicados/ou não. 
 A metodologia mais prática e comum na indústria do petróleo que facilita a 
distribuição dos poços (produtores e injetores) é o uso de mapas de qualidade (ex: 
Figura 1.1), que são representações 2D das respostas do reservatório e suas 
incertezas (CRUZ et al., 2004). Conforme a estratégia de produção é modificada, os 
parâmetros econômicos do projeto (VPL) também se alteram, e estes são decisivos 
para a escolha da locação de poços, pois avalia a melhor relação custo-benefício. 
 
 
Figura 1. 1: Exemplo de Mapa de Qualidade de um reservatório de petróleo. Fonte: CAVALCANTE 
FILHO, 2005, p. 10. 
 
Para realizar tais análises são necessários softwares. Neste trabalho será 
utilizado um simulador de fluxo para facilitar o trabalho de distribuição dos poços 
(fluxograma simplificado é apresentado na Figura 1.2). Também será utilizado o 
MATLAB para construção e posterior análise dos mapas de qualidade gerados, e o 
3 
 
 
 
Excel para análise econômica. O uso dessas ferramentas é uma prática 
indispensável, pois além de barata é eficiente, contribuindo para a previsão e risco 
nos projetos de engenharia de petróleo. 
 
 
Figura 1. 2: Fluxograma do trabalho para o estudo de locação de poços. a) Modelo geoestatístico de 
subsuperfície. b) Locação inicial dos poços em modelo estático. c) Otimização através da 
movimentação dos poços de acordo com a posição inicial. Fonte: CULLICK et al., 2005, p. 6 
 
1.1 Motivação 
 As principais razões que motivaram o desenvolvimento deste trabalho são: 
 A locação dos poços produtores e injetores de forma ineficiente pode 
inviabilizar todo o projeto. Por isso, é necessário conhecer o máximo possível 
de informação a respeito das propriedades do reservatório e dos 
hidrocarbonetos; 
 As operações na área da engenharia de petróleo tem custo bastante elevado, 
podendo chegar a casa dos bilhões de dólares, por isso a otimização da 
produção e as decisões de locação de poços devem ser tomadas com o 
máximo de certeza possível; 
 Por ser um trabalho de um curso de graduação, todo conhecimento adquirido 
ao realiza-lo é de grande valia, além de ser capaz de aproximar da prática 
profissional. 
 
1.2 Objetivo 
Adquirir conhecimento sobre locação de poços, simulação numérica, análise 
econômica e assim obter aprovação na disciplina. 
 
4 
 
 
 
1.2.1 Objetivo específico 
O presente trabalho tem por objetivos: 
 Entender como analisar e decidir qual a melhor estratégia de locação de 
poços produtores e injetores em campos de petróleo; 
 Determinar os melhores locais para maximizar o potencial produtivo total de 
cada poço, enquanto os custos totais das perfurações são minimizados. 
 Avaliar se a localização dos poços é também a posição de maior rentabilidade 
do projeto por meio da análise do resultado das planilhas de VPL; 
 Aprender a controlar a produção e injeção nos poços, através da 
interpretação de gráficos de pressão, Np, Nw, Ng; 
 Utilizar softwares de simulação numérica de fluxo para, através dos mapas de 
qualidade gerados, determinar aonde serão locados os poços produtores e 
injetores, visando as áreas mais produtivas do reservatório; 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
5 
 
 
 
2 FUNDAMENTAÇÃO TEÓRICA 
Neste capítulo serão expostos conceitos fundamentais para o entendimento 
do desenvolvimento deste trabalho. 
 
2.1 Propriedades das rochas 
 Segundo Rosa et al., 2011 a maioria dos depósitos comerciais de petróleo 
ocorre em reservatórios formados por rochas sedimentares clásticas e não clásticas, 
principalmente em arenitos e calcários. 
E as principais propriedades que a rocha precisa ter para ser um bom 
reservatório são boas condições de porosidade e permeabilidade, sendo estas 
explicadas a seguir. 
 
2.1.1 Porosidade 
 A porosidade de uma rocha determina a capacidade que a rocha possui de 
armazenar fluidos, sendo assim, esta é uma das propriedades com maior 
importância para a engenharia de reservatório. Ela é representada pela letra grega 
Phi (Ф) e pode ser calculada através da razão entre o volume de vazios (Vv) e o 
volume total (Vt) da rocha, o Vv é também é conhecido como volume poroso, 
expresso na fórmula abaixo: 
Ф = 
Vv
Vt
 
Equação 2. 1: Porosidade 
 
 A porosidade pode ser classificada como absoluta ou afetiva diferindo apenas 
no Vv considerado, pois a porosidade absoluta considera o todo o volume de vazios 
existente na rocha, enquanto a porosidade efetiva considera apenas o volume de 
vazio dos poros interconectados. Por isso a engenharia de reservatório prima pela 
porosidade efetiva, já que é esta que representa o espaço que os fluidos podem 
ocupar e se deslocar pelo meio poroso. 
 A porosidade pode ser desenvolvida durante a deposição do material 
sedimentar, sendo denominada de porosidade primária, como também pode resultar 
6 
 
 
 
de processos geológicos subsequentes, assim sendo chamada de porosidade 
secundária. 
 
2.1.2 Permeabilidade 
 A permeabilidade de um meio poroso é uma medida da capacidade que a 
rocha possui de deixar os fluidos se deslocarem em seu interior. Dessa forma um 
bom reservatório precisa obrigatoriamente ter uma permeabilidade mínima suficiente 
para que os fluidos possam escoar, caso contrário a produção só será possível após 
o emprego de alguma técnica de recuperação terciária. 
 A medição dessa propriedade não é muito simples e graças a experimentos 
de Henry Darcy que hoje conhecemose utilizamos a fórmula expressa a segui: 
𝑞 =
𝐾. 𝐴. (∆𝑝)
µ. 𝐿
 
Equação 2. 2: Medição da permeabilidade 
 
em que q representa a vazão medida em cm³/s, K representa a permeabilidade 
medido em Darcy, ∆p representa o diferencial de pressão medido em atm, A 
representa a seção transversal medido em cm², µ representa a viscosidade do fluido 
medida em cp e L representa o comprimento do meio poroso medido em cm. 
 
2.1.3 Compressibilidade 
 A compressibilidade é a variação fracional em volume da rocha pela variação 
da pressão. Pode ser uma variação do volume do material sólido, do volume total ou 
do volume poroso da rocha. Esta propriedade influencia diretamente na porosidade, 
pois quanto maior for a profundidade em que a rocha sedimentares já se encontrou 
maior é compactação sofrida por ela e, dessa maneira, menor é a porosidade das 
mesmas. 
 A engenharia de reservatório da maior importância para a variação do volume 
poroso (𝑉𝑝), devido a chamada compressibilidade efetiva da formação ou dos poros, 
definida na equação abaixo: 
 cf =
1
𝑉𝑝
.
𝜕𝑉𝑝
𝜕𝑝
 
Equação 2. 3: Compressibilidade 
7 
 
 
 
2.1.4 Pressão Capilar 
 A pressão capilar é proporcional à altura de elevação de um fluido em um 
capilar, ou seja, o deslocamento de fluidos dentro dos poros pode ser facilitado ou 
dificultado conforme essa propriedade. E pode ser considerada como sendo a 
diferença de pressão existente entre duas fases decorrentes das tensões 
interfaciais. 
 A curva de pressão capilar de um reservatório depende da permeabilidade 
desse reservatório. Assim, medições de pressão capilar realizadas com amostras de 
diferentes permeabilidades oriundas de um mesmo reservatório resultam em 
diferentes curvas de pressão capilar (Rosa et al., 2006). Isso será possível ser 
observado com o decorrer do trabalho. E para correlacionar essas várias curvas de 
pressão capilar é usada a função J de Leverett demostrada abaixo: 
 
𝐽 = 
𝑃𝑐. √𝑘 Ф ⁄
ơ. cos Ɵ
 
Equação 2. 4: Função de correlação para curvas de pressão capilar 
 
Em que Pc é pressão capilar, k é permeabilidade, Ф é porosidade, ơ é a tensão 
interfacial entre o fluido e a formação e Ɵ é o ângulo de contato entre os fluidos, é 
este ângulo que vai determinar qual fluido é o molhante e qual é o não molhante. A 
molhabilidade está melhor explicada na seção 2.2.7. 
 
2.2 Propriedades dos Fluidos 
 Os fluidos desempenham papel importante para se obter informações sobre o 
comportamento dos reservatórios, e precisam ser analisados em cada campo de 
estudo, pois o mesmo fluido pode ter comportamento diferente em diferentes tipos 
de rochas. Porém nem sempre é possível determinar experimentalmente através de 
análise laboratorial suas propriedades, por motivos econômicos e/ou operacionais. 
Dessa forma em alguns casos pode-se recorrer a literatura utilizando equações de 
estado ou estimativas como ábacos, por exemplo, para tentar chegar o mais próximo 
possível dos valores reais. 
 Entre tantas propriedades que podem ser determinadas nos fluidos, existem 
algumas que dever ser consideradas para a construção de um modelo de simulação, 
8 
 
 
 
as quais são: viscosidade (𝜇), massa específica (𝜌), °API, fator volume-formação do 
óleo (Bo), razão de solubilidade (Rs), fator volume-formação do gás (Bg), e 
molhabilidade. 
 
2.2.1 Viscosidade (𝜇) 
 A viscosidade dita se o fluido vai escoar com maior ou menor facilidade, ou 
seja, ela caracteriza a resistência de um fluido ao escoamento, sendo assim uma 
característica muito importante para determinar o processo do transporte do óleo. 
Esta não é uma propriedade constante e pode variar com a pressão e temperatura, 
além disso, em se tratando de hidrocarbonetos líquidos esta propriedade também 
pode variar conforme a quantidade de gás em solução. Se o óleo não tiver gás 
dissolvido consigo ele é chamado de óleo morto. 
 
2.2.2 Massa específica (𝜌) 
 É a razão entre a massa (m) e o volume (V) da substancia e, no SI, 
representa a quantidade de kg de massa que ocupa 1m³ de volume, a fórmula para 
medição desta propriedade pode ser visualizada abaixo: 
 
𝜌 = 𝑚 𝑉⁄ 
Equação 2. 5: Massa Específica 
 
A massa específica influencia outras propriedades dos fluidos como a 
densidade (d), que é a razão entre a massa específica do fluido em questão com 
uma massa específica já conhecida (normalmente utiliza-se a massa específica da 
água que equivale a 1 g/cm³), o volume específico, que é o inverso da massa 
específica e também tem relação com o peso específico (γ), que pode ser calculado 
multiplicando a massa específica com a gravidade, as fórmulas destas propriedades 
físicas podem ser visualizadas abaixo: 
 
𝒅 = 
𝝆
𝝆𝒑𝒂𝒅𝒓ã𝒐
 
Equação 2. 6: Densidade 
 
9 
 
 
 
ʋ = 
𝟏
𝝆
 
Equação 2. 7: Volume específico 
 
𝜸 = 𝝆. 𝒈 
Equação 2. 8: Peso específico 
 
2.2.3 °API 
 O ° API é uma propriedade adimensional e representa a densidade do óleo. 
Esta é uma medida experimental e usada apenas na indústria do petróleo. 
Esta propriedade está relacionada com a massa específica do óleo, porém 
não está diretamente relacionada com a viscosidade deste (petróleo grosso ou fino), 
apesar de possuir uma correlação física, já que quando o óleo é pesado ele tende a 
ser mais viscoso pelo tamanho dos hidrocarbonetos que o compõem. 
Como pode ser observado na tabela abaixo, extraída das aulas da disciplina 
de Química do Petróleo, ministradas pelo professor doutor Antônio Carlos da Silva, 
demostra que quanto maior for o °API mais leve é o óleo. É importante lembrar que 
os óleos mais leves são considerados de melhor qualidade. 
 
Tabela 2. 1: Classificação do °API 
°API Classificação 
°API ≥ 40 extra leve 
40 > °API ≥ 33 leve 
33 > °API ≥ 27 médio 
27 > °API ≥ 19 pesado 
19 > °API ≥ 15 extra pesado 
°API < 15 asfáltico 
 
Este parâmetro pode ser calculado através da fórmula abaixo: 
 
Equação 2. 9: °API 
10 
 
 
 
 
Em que densidade API é calculada considerando a densidade relativa 60/60, 
representada por D60/60, que é a razão entre densidade absoluta do petróleo a 60
oF e 
a densidade absoluta da água nesta mesma temperatura. 
 
2.2.4 Fator volume-formação do óleo (Bo) 
 Por definição, fator volume-formação do óleo (Bo) é a razão entre o volume 
que a fase líquida (óleo mais gás dissolvido) ocupa em condições de pressão e 
temperatura quaisquer e o volume do que permanece como fase líquida quando a 
mistura alcança as condições-standard (Rosa et al., 2011). 
 
Bo =
𝑣𝑜𝑙𝑢𝑚𝑒 𝑑𝑒 ó𝑙𝑒𝑜 + 𝑔á𝑠 𝑑𝑖𝑠𝑠𝑜𝑙𝑣𝑖𝑑𝑜 𝑛𝑎𝑠 𝑐𝑜𝑛𝑑𝑖çõ𝑒𝑠 𝑝, 𝑇
𝑣𝑜𝑙𝑢𝑚𝑒 𝑑𝑒 ó𝑙𝑒𝑜 𝑛𝑜 𝑡𝑎𝑛𝑞𝑢𝑒 (𝑚𝑒𝑑𝑖𝑑𝑜 𝑛𝑎𝑠 𝑐𝑜𝑛𝑑𝑖çõ𝑒𝑠 𝑠𝑡𝑎𝑛𝑑𝑎𝑟𝑑)
 
Equação 2. 10: Fator volume-formação do óleo 
 
 O fator volume-formação do óleo expressa na verdade que volume da mistura 
numa condição de pressão e temperatura qualquer deve ser retirado do reservatório 
para se obter uma unidade de volume de óleo nas condições-padrão (Rosa et al., 
2011). 
 
2.2.5 Razão de solubilidade (Rs) 
 A razão de solubilidade é um parâmetro que expressa a quantidade de gás 
presente no líquido. 
 Por definição, razão de solubilidade (Rs) de uma mistura líquida de 
hidrocarbonetos, a uma certa condição de pressão e temperatura, é a relação entre 
o volume de gás que está dissolvido, expresso em condições-standard, e o volume 
de óleo que será obtido da mistura, também expresso em condições-standard 
(Rosa et al., 2011). Dessa forma a equação desta propriedade pode ser visualizada 
abaixo: 
 
𝑅𝑠 = 
𝑣𝑜𝑙𝑢𝑚𝑒𝑑𝑒 𝑔á𝑠 𝑑𝑖𝑠𝑠𝑜𝑙𝑣𝑖𝑑𝑜 (𝑐𝑜𝑛𝑠𝑖çõ𝑒𝑠 − 𝑠𝑡𝑎𝑛𝑑𝑎𝑟𝑑) 
𝑣𝑜𝑙𝑢𝑚𝑒 𝑑𝑒 ó𝑙𝑒𝑜 𝑛𝑜 𝑡𝑎𝑛𝑞𝑢𝑒 (𝑐𝑜𝑛𝑠𝑖çõ𝑒𝑠 − 𝑠𝑡𝑎𝑛𝑑𝑎𝑟𝑑)
 
Equação 2. 11: Razão de solubilidade 
11 
 
 
 
2.2.6 Fator volume-formação do gás (Bg) 
 É a relação entre o volume que o gás ocupa em uma determinada condição 
de pressão e temperatura (V) e o seu volume nas condições-standard (Vo), 
expresso na fórmula a seguir: 
 
Bg = 𝑉 𝑉𝑜⁄ 
Equação 2. 12: Fator volume-formação do gás 
 
2.2.7 Molhabilidade 
 A molhabilidade é uma propriedade que resulta da iteração da rocha com o(s) 
fluido(s). No contexto da engenharia de petróleo, molhabilidade é a tendência de a 
rocha reservatório estar preferencialmente em contato com um determinado fluido 
mesmo tendo a presença de outros. É o ângulo de contato entre o fluido e a rocha 
(Ɵ) que demostra qual dos fluidos vai molhar preferencialmente a superfície sólida, 
quando o Ɵ for menor que 90° diz-se que o fluido é molhante, já quando esse Ɵ for 
maior que 90° o fluido é considerado não molhante. 
 
 
2.3 Simulação Numérica de Reservatórios 
 A simulação numérica é feita para se estimar características e prever 
comportamentos de um reservatório de petróleo visando aumentar a eficiência 
técnica e econômica do campo. 
O esquema da figura abaixo da uma boa ideia da importância da simulação de 
numérica no estudo de reservatórios. Pode-se verificar que para o modelo 
matemático convergem informações desde a geologia até informações a respeito da 
completarão do poço. 
12 
 
 
 
 
Figura 2. 1: Aplicações de simuladores numéricos de reservatórios (Fonte: Rosa,2011) 
 
De acordo com Risso, 2007 a análise dos resultados de uma simulação 
permite definir um plano de desenvolvimento para o reservatório que otimize uma 
função-objetivo econômica ou técnica possibilitando também avaliar o 
comportamento do reservatório com maior confiabilidade. 
É com o auxilio da simulação que se projeta o Valor Presente Líquido (VPL) 
importantíssimo indicador econômico, o qual representa a viabilidade ou não de um 
projeto. 
 Neste trabalho serão utilizados dois simuladores numéricos, o MATLab e o 
CMG Launcher. O software MATLab é voltado para o cálculo numérico e é capaz de, 
por meio de algoritmos, integrar análise numérica, cálculo com matrizes, 
processamento de sinais e construção de gráficos. 
13 
 
 
 
Já o CMG Launcher é um simulador de fluxo e é capaz de modelar 
corretamente cada processo da produção de um reservatório. O tratamento 
matemático de um simulador de fluxo pode ser feito por três modelos: 
 Modelo tipo Beta ou Volumétrico (Black Oil): envolve funções da pressão e 
temperatura do reservatório, além de admitir que cada um dos fluidos (água, 
óleo ou gás) seja constituído de um único componente; 
 Modelo Composicional: não considera somente a pressão e temperatura do 
reservatório, mas também as diferentes composições dos fluidos 
eventualmente presentes no meio poroso; 
 Modelo térmico: considera os efeitos de variações de temperatura no interior 
do reservatório, e são necessariamente composicionais. 
 
2.4 Mapas de qualidade 
 O mapa de qualidade é uma ferramenta que, usando um simulador numérico, 
integra todas as propriedades estáticas da rocha e do fluido, mais as interações 
dinâmicas que ocorrem entre elas durante o escoamento. Dessa forma, o potencial 
produtivo de cada região de um dado reservatório de petróleo é medido e 
representado na forma de um mapa, onde o engenheiro de reservatórios pode 
identificar as regiões de maior e menor potencial para alocação de poços produtores 
ou injetores. O grau de qualidade citado deve ser medido através de uma função 
objetivo, tal qual o Np ou o VPL, calculado para cada poço alocado na região que 
este representa. 
 Alguns trabalhos da área de exploração já vêm usando mapas de qualidade, 
construídos através da combinação de dados geológicos, tais como porosidade, 
permeabilidade, saturação de óleo e outros, a fim de identificar em grandes áreas a 
probabilidade de existência ou não de hidrocarbonetos. 
 Segundo CRUZ et al. (1999), dentre as principais aplicações deste mapa 
pode-se citar: 
• Determinação da melhor locação dos poços no reservatório, considerando 
ou não as incertezas presentes no processo e ajudando, desta forma, a aumentar a 
eficiência e rapidez do processo de otimização; 
• Determinação de um cenário representativo quando se trabalha sob alto 
nível de incerteza, construindo um mapa para cada cenário e escolhendo aquele que 
14 
 
 
 
apresente um resultado mais aproximado do mapa de qualidade médio (média 
aritmética dos mapas gerados para cada cenário); 
• Classificação dos diversos cenários incertos para diversos propósitos pela 
soma do valor total das qualidades de cada ponto da malha do mapa de qualidade; e 
• Comparações entre reservatórios diferentes se forem usadas às mesmas 
condições de operação de poços e o mesmo tempo de simulação na geração dos 
mapas. 
 Mapas de qualidade podem ser gerados por quatro diferentes métodos, os 
quais são: analítico, por varredura, por produtores fixos e por produtores e injetores 
fixos. Estes serão explicados a seguir. 
 
 
2.4.1 Mapa de qualidade analítico 
 O mapa de qualidade analítico é uma imagem que considera as 
características (espessura, porosidade, permeabilidade e saturação,) estáticas do 
reservatório, neste método não são locados poços, somente as imagens das 
propriedades físicas são utilizadas. 
 O método analítico baseia-se na solução analítica para produtividade de 
poços horizontais proposta por BABU e ODEH (1989), e consiste no cálculo de 
equações matemáticas realizadas até que todo o campo seja avaliado e a qualidade 
medida sob toda a área do reservatório é a taxa de produção de óleo do poço. A 
solução analítica considera que o poço está perfurado em um volume de drenagem 
em formato de caixa. 
NAKAJIMA, 2003, mostra que este método consiste de inicialmente extrapolar 
por toda a área de estudo os dados coletados nos poços pioneiros, para estimar o 
valor de cada propriedade para cada célula da malha, assim, é gerado um mapa de 
qualidade para cada propriedade. Na sequência, é determinado o mapa de 
qualidade médio de todo o reservatório, que é resultado da multiplicação de todas as 
propriedades adimensionalizadas. O que compromete a validade desse mapa é por 
ele desconsiderar o aspecto dinâmico das propriedades utilizadas, sendo que isso 
pode facilmente ser determinado com uso de simuladores numéricos. 
 
15 
 
 
 
2.4.2 Mapa de qualidade por varredura 
Desenvolvido por CRUZ et al. (1999, 2004), o método de geração do mapa de 
qualidade por simulação utiliza o resultado de diversas simulações de escoamento 
do fluido dentro do reservatório considerando a existência de apenas um poço 
produtor completado em todas as camadas de óleo, com fechamento automático da 
camada quando o limite estabelecido de corte de água (ou gás) é atingido. O tempo 
de produção, variável dependente do tamanho e das características físicas da rocha 
reservatório, deve ser suficiente para que o campo seja produzido até o abandono 
definitivo. Cada vez que um caso é simulado, a posição do poço produtor é alterada 
a fim de cobrir toda a área da malha horizontal que representa a rocha reservatório, 
como mostra a Figura abaixo. Neste caso, o poço varia de posição pelo reservatório 
a cada simulação, como representado na Figura abaixo. A cada simulação calcula-
se a qualidade do poço (VPL ou outra função-objetivo utilizada), que corresponde à 
qualidade do bloco onde este se localiza. 
 
 
Figura 2. 2:Variação da posição do poço para cada etapa de simulação. (Fonte: CAVALCANTE 
FILHO, 2005, p. 27). 
 
2.4.3 Mapa de qualidade por produtores fixos 
Esta metodologia consiste em espalhar poços produtores por toda a malha do 
reservatório e abri-los no mesmo momento para determinação dos locais com maior 
potencial produtor. Este tipo de mapa de qualidade permite avaliar uma serie de 
outros critérios em cada poço, além do Np, por exemplo, a queda na pressão e 
estabilidade na produção, os quais são critérios essenciais para o prosseguimento 
da extração de óleo e gás. Esse método, diferentemente do anterior, tem como 
objetivo testar a eficiência de um poço quando sob influência de outros que estejam 
16 
 
 
 
próximos a ele, e assim, o impacto da produção da região de acordo com o valor da 
qualidade (Np ou VPL) dos poços. O que pode ocorrer neste caso é um poço que 
tinha grande produção no método por varredura, não ser mais tão eficiente devido a 
influencia dos que estão ao seu redor, ou o contrário, o posicionamento de outros 
poços melhorar a eficiência da região. 
 
2.4.4 Mapa de qualidade por produtores e injetores fixos 
Assim como no caso anterior, todos os poços são abertos no mesmo 
momento, a diferença é a presença de poços injetores entre os produtores, de modo 
a manter a pressão constante. Neste caso, o critério mais importante para avaliação 
é a taxa de produção do Np de cada poço. 
A disposição dos poços injetores na malha pode ser de duas maneiras: direct 
line ou five-spot. Como mostra a figura abaixo, na primeira configuração os poços 
produtores e injetores são intercalados entre si, já na segunda, um injetor é locado 
no centro de quatro produtores. 
 
 
Figura 2. 3: a) Configuração direct-line, b) Configuração five-spot. (Fonte: FILHO, 2005) 
 
2.5 Estratégias de Produção 
Segundo Nakajima et al (2003) a definição de uma estratégia correta 
de produção é uma das mais importantes tarefas na gestão de um reservatório, 
uma vez que afetando o comportamento do m esmo, isto influenciará na 
tomada de decisões, análise econômica e, consequentemente, a atratividade 
do projeto. A estratégia de explotação de um campo compreende variáveis como 
a boa colocação, número e tipo de poços, condições operacionais, 
17 
 
 
 
características do reservatório e o cenário econômico para o projeto. A análise 
torna-se mais complexa quando poços horizontais são considerados na 
estratégia de produção, devido à sua interação de forma diferente com o 
reservatório, o que exige ferramentas para auxiliar o processo de tomada de 
decisões para assim descartar a s alternativas me nos atraentes fornecendo 
uma análise com um número reduzido de soluções. 
Além disso, conforme Guimarães (2005) nesta fase decisões importantes 
devem ser tomadas para o prosseguimento do projeto, como a escolha do tipo 
de plataforma, número de poços, capacidade de produção e injeção, 
capacidade de processamento de fluidos (óleo, gás e água). 
Segundo Cavalcante Filho (2005), uma estratégia de produção deve ser 
capaz de obter um equilíbrio entre: 
 Maximizar o VPL, a TIR e o índice de retorno de investimento; 
 Maximizar a produção de óleo no tempo de projeto; 
 Minimizar a perfuração de novos poços aproveitando aqueles já existentes; 
 Minimizar os riscos envolvidos. 
 
2.6 Indicadores econômicos, custos e investimentos 
2.6.1 Fluxo de Caixa 
 Segundo Zdanowicz, 1998 fluxos de caixa é o meio pelo qual o administrador 
financeiro apura os ingressos e desembolsos financeiros da empresa em dado 
período. 
 O fluxo de caixa é essencial e está presente em todos os projetos na indústria 
do petróleo, já que é uma ferramenta básica para o planejamento financeiro de uma 
empresa. O fluxo de caixa típico de um projeto de E&P é caracterizado por elevado 
volume de capital investido nas fases iniciais, com perfuração de poços pioneiros, 
sísmica, aluguel da área de exploração, entre muitos outros gastos iniciais, como 
pode ser observado na figura abaixo, a qual não está com uma escala fidedigna e 
serve apenas em nível de explicação. 
 
18 
 
 
 
 
Figura 2. 4: Exemplo de fluxo de caixa. (Fonte: Andriele Antolini) 
 
 Para o projeto ser rentável a soma das áreas das barras acima da linha em 
preto, na figura acima, deve ser maior que a soma abaixo da mesma. 
 
2.6.2 Fluxo de Caixa Líquido (FCL) 
Representa o fluxo de caixa com os impostos e depreciações já descontados. 
A fórmula de calcular este parâmetro está expressa na equação abaixo: 
 
 
Equação 2. 13: Fluxo de caixa líquido. 
 
Onde: 
LT = Lucro tributável 
IR = Soma das alíquotas de imposto de renda e contribuição social sobre lucro 
líquido; 
ID = Investimentos Depreciáveis. 
 
19 
 
 
 
2.6.3 Faturamento de um projeto de E&P 
 A única parte capaz de gerar receita em um projeto de exploração e produção 
na área de óleo e gás é a comercialização dos hidrocarbonetos produzidos. 
 
2.6.4 Preço e Fator de Qualidade 
Como qualquer tipo de produto os preços do petróleo também dependem 
quase totalmente do mecanismo oferta X demanda, lembrando que a OPEP pode 
influenciar nas ofertas alterando as cotações. 
 Há duas referencias mundiais de qualidade do óleo que servem como base 
para calcular o preço do petróleo de diversas reservas, sendo o tipo Brent e o WTI, 
ambos são leves, ou seja, possuem um alto °API. Óleos mais pesados que os de 
referencia possuem preços menores, enquanto os mais leves possuem preços 
maiores, uma vez que os óleos mais leves são de melhor qualidade. 
 
2.6.5 Investimentos Associados à E&P de um Campo 
 Os custos que envolvem projetos na área do petróleo são valores 
extremamente altos e compreendem as despesas nas fases de exploração, 
produção, desenvolvimento e abandono do projeto. 
 É válido notar que os investimentos em E&P de gás natural são indissociáveis 
dos investimentos em E&P de petróleo, pois a tecnologia, os equipamentos e os 
processos são os mesmos, além do fato de parte das reservas mundiais de gás 
natural se encontrarem em reservatórios nos quais o gás está associado a petróleo 
(o chamado gás associado); e segundo a ANP, no Brasil, por exemplo, atualmente 
77,88% da produção de gás é de gás associado. 
 
2.6.6 Bônus de Assinatura 
De acordo com o Art 2º da lei n° 12.351, de 22 de dezembro de 2010, o bônus 
de assinatura corresponde a um valor fixo devido à União pelo contratado, a ser 
pago no ato da celebração e nos termos do respectivo contrato de partilha de 
produção. Na lei nº 12.734, de 2012 é dito que o bônus de assinatura não integra o 
custo em óleo e corresponde a valor fixo devido à União pelo contratado, devendo 
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ser estabelecido pelo contrato de partilha de produção e pago no ato da assinatura, 
sendo vedado, em qualquer hipótese, seu ressarcimento ao contratado. 
Sendo que deste valor, uma parcela será destinada a ANP, de acordo com as 
necessidades operacionais da mesma O valor é pago no ato da assinatura do 
contrato de concessão. 
 
2.6.7 Aluguel de Área 
 O pagamento pela ocupação ou retenção de área deverá ser feito 
anualmente, em montante fixado em razão da quilometragem quadrada, ou fração, 
da superfície do bloco. O valor devido deve ser majorado sempre que houver 
prorrogação da fase de exploração. A finalidade desta participação, conhecida 
internacionalmente como rental fees, é o de encorajar a devolução da área de 
exploração, quando não tiverem sendo realizados os esforços exploratórios 
(GUTMAN, 2007). 
Segundo oArt. 177. Da Constituição Federal de 1988 Constituem monopólio 
da União: 
I - a pesquisa e a lavra das jazidas de petróleo e gás natural e outros 
hidrocarbonetos fluidos; (Vide Emenda Constitucional nº 9, de 1995) 
II - a refinação do petróleo nacional ou estrangeiro; 
III - a importação e exportação dos produtos e derivados básicos resultantes 
das atividades previstas nos incisos anteriores; 
IV - o transporte marítimo do petróleo bruto de origem nacional ou de 
derivados básicos de petróleo produzidos no País, bem assim o transporte, por meio 
de conduto, de petróleo bruto, seus derivados e gás natural de qualquer origem; 
V - a pesquisa, a lavra, o enriquecimento, o reprocessamento, a 
industrialização e o comércio de minérios e minerais nucleares e seus derivados. 
VI - a pesquisa, a lavra, o enriquecimento, o reprocessamento, a 
industrialização e o comércio de minérios e minerais nucleares e seus derivados, 
com exceção dos radioisótopos cuja produção, comercialização e utilização poderão 
ser autorizadas sob regime de permissão, conforme as alíneas b e c do inciso XXIII 
do caput do art. 21 desta Constituição Federal . (Redação dada pela Emenda 
Constitucional nº 49, de 2006) 
 
21 
 
 
 
2.6.8 Exploração 
Esta é a fase que possui os maiores custos e também uma das mais incertas 
pela falta de conhecimento real do campo. A exploração tem inicio com o estudo da 
área, analisando a possibilidade de haver hidrocarboneto na região com o auxilio de 
processos geofísicos e se confirmada à presença de óleo é feito a perfuração de 
poços pioneiros. Esta etapa é uma etapa de conhecimento do local e objetiva a 
aquisição de dados, dessa forma os custos são referentes, principalmente, a sísmica 
e perfuração dos poços pioneiros. 
De acordo com os estudos de Chopra, et. al, 2010 os atributos sísmicos são 
particularmente eficazes na extração de características sutis de dados relativamente 
isentos de ruído. 
Apesar de os equipamentos modernos de aquisição sísmica possuírem alto 
valor agregado o ganho de tempo e a precisão do resultado torna o emprego da 
sísmica fundamental e atrativa para qualquer projeto no setor petrolífero. A sísmica 
permite conhecer a parte interna do subsolo, o tipo de rocha, a espessura das 
camadas, a forma das camadas entre outras informações valiosas para o 
seguimento do projeto. A sísmica obtém esses resultados em um curto período de 
tempo e não é necessário fazer a perfuração do solo. 
Segundo Kimura. R., 2005 a perfuração de um poço nem sempre revela a 
presença de petróleo no subsolo, onde mais de 80% dos poços pioneiros no Brasil e 
no mundo não resultam em descobertas aproveitáveis. Apesar de uma perfuração 
não obter sucesso, esta pode fornecer indicadores e informações importantes para o 
prosseguimento das perfurações, porque permitem maiores informações sobre a 
área explorada. Os poços pioneiros têm por objetivo testar áreas ainda não 
produtoras. 
Com estes estudos é possível estimar volume da reserva e o custo de 
produção do petróleo naquele campo, informações necessárias para a decisão de 
prosseguimento ou não do projeto. 
 
2.6.9 Perfuração 
A perfuração consiste da utilização de ferramentas adequadas para abertura 
de poços em subsuperfície. Esta é a segunda etapa na busca pelo chamado Ouro 
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Negro, já que a primeira é determinar o local exato a ser perfurado através de 
estudos geológico e geofísicos. 
Na indústria de petróleo e gás, a perfuração de poços é realizada por meio de 
uma sonda de perfuração. Nesta etapa, as rochas são perfuradas pela aplicação de 
força e rotação a uma broca fixada na extremidade de uma coluna de perfuração, a 
qual consiste basicamente de comandos (tubos de paredes espessas) e tubos 
de perfuração (tubos de paredes finas). Durante o processo, formam-se cascalhos 
que são removidos através da injeção de fluido de perfuração ou lama para 
escoamento dos detrimentos através do anular do poço (QUEIRÓZ GALVO). 
 A lama de perfuração ainda possui outro propósito de impedir que a água 
subterrânea, óleo e / ou gás cheguem à superfície durante a fase de perfuração. 
 Almeida, 2003 afirma que os custos de perfuração de um poço de petróleo 
variam de acordo com a região explorada. O custo pode ser de até cinco milhões de 
dólares em terra e vinte milhões no mar. Devido aos elevados riscos inerentes a esta 
atividade, dificilmente as instituições financeiras financiam este tipo de operação. 
Desta forma, os empreendedores necessitam de um alto grau de autofinanciamento. 
 
2.6.10 Completação 
 Depois de perfurado o poço precisa ser deixado com condições adequadas 
para operar de forma segura durante toda sua vida produtiva necessitando, dessa 
forma, da completação. É nesta fase que se instala no poço os equipamentos 
necessários para se extrair o óleo com segurança e também os equipamentos de 
monitoramento do poço. 
 A completação não é exclusiva de poços produtores, ela também é feita em 
poços de observação e injeção. 
 E como a maioria das atividades da engenharia de petróleo, a completação 
depende de vários fatores principalmente da pressão do reservatório e da presença 
ou não de água de produção. 
 
2.6.11 Equipamentos de Produção 
 São muitos os equipamentos e os custos para a produção de óleo e gás, 
alguns dos principais equipamentos de produção serão mencionados e descritos a 
seguir. 
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A árvore de natal é um equipamento composto de uma série de válvulas e é 
capaz de controlar o fluxo de produção de fluidos do poço. Esta pode ser de dois 
tipos: seco, em poços onshore, ou molhado, em poços offshore, sendo este último o 
tipo mais usado na indústria atualmente. 
Segundo Morais, 2015 a árvore de natal molhada é um equipamento instalado 
sobre a cabeça do poço, no leito marinho, composta por conectores e válvulas para 
o controle do fluxo de petróleo-gás-água extraídos do poço. É projetada para 
suportar as elevadas pressões e temperaturas do poço e as altas pressões 
hidrostáticas e baixas temperaturas do ambiente marinho. Pode ser instalada por 
mergulhadores, em profundidades de até 300 metros, ou por meio de Veículo de 
Operação Remota (ROV) em águas profundas e ultraprofundas. 
O blow out preventer (BOP) são extremamente importantes para a segurança 
da tripulação, da plataforma e do próprio poço, e possuem a função principal de 
impedir que os fluidos da formação atinjam a superfície de maneira descontrolada. 
Os risers são tubulações que interligam a cabeça do poço de petróleo, que se 
encontra no fundo do mar nos sistemas de Produção Offshore, a plataforma. Essas 
estruturas ficam continuamente sujeitas às ações dinâmicas de ondas, correntes 
marítimas e movimento da plataforma, podendo ter o seu comportamento 
influenciado pelo grande número de esforços a que são submetidos. Quanto à 
finalidade, um riser pode ser de perfuração, completação, injeção, produção e de 
exportação. Estes equipamentos são peças fundamentais no que tange a 
exploração de petróleo e gás, porém são peças críticas do sistema, devido aos 
esforços e condições de operação. 
 Manifold, constituído basicamente por um arranjo de tubulações, no qual 
concentra a produção de várias árvores de natal, é um equipamento de passagem e 
de manobra da produção ou injeção, em que o óleo é agrupado em um mesmo 
coletor, podendo ser comparado a uma caixa coletora, ou do tipo de injeção, 
podendo ser comparado a uma caixa distribuidora. Na edição 227 da revista 
Petroquímica o gerente de Tecnologia Submarina do Centro de Pesquisas da 
Petrobras explica que o uso de manifolds submarinos são recomendados quando se 
reúnem diversos poços em uma mesma regiãoe longe da plataforma de processo, 
ganhando com a redução do número de linhas flexíveis – dutos submarinos – e de 
umbilicais de controle. “Sua vantagem é reduzir o custo do sistema, pois, ao invés 
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de diversos dutos ligando os poços individualmente à plataforma, teremos apenas 
um duto coletor, reduzindo também as cargas na plataforma”, explica Cezar Paulo. 
Linhas de fluxo são linhas de tubulação que são construídas para direcionar o 
fluxo dos fluidos à plataforma. 
Os Pipe Lines fazem a conexão entre os dutos rígidos e as linhas flexíveis. 
 
2.6.12 Plataformas 
 Plataformas são grandes estruturas usadas no mar para abrigar os 
trabalhadores e as máquinas necessárias para a perfuração de poços e/ou produção 
de óleo. A seguir é explicado cada diferente tipo de plataforma segundo dados 
obtidos através do site da Petrobras. 
 As plataformas fixas funcionam como uma estrutura rígida, fixadas no fundo 
do mar por um sistema de estacas cravadas. São próprias para águas rasas, em 
lâmina de água de até 300m (profundidade no local da instalação/operação). 
Possuem atividades de perfuração e produção, mas não possuem capacidade de 
armazenamento, sendo assim o escoamento é feito através de oleodutos. A 
instalação é mais simples, demostrando uma vantagem nesse tipo de plataforma, e 
ainda permite que o controle dos poços seja feito na superfície. 
As plataformas autoeleváveis são utilizadas para perfurar poços em águas 
rasas, até 150m. Estas são compostas por uma balsa e três ou mais pernas de 
tamanhos variáveis, que se movimentam até atingirem o fundo do mar, 
posteriormente à plataforma é elevada a uma altura acima da superfície. Possuem 
atividades de perfuração, porém não possuem atividade de produção, capacidade 
de armazenamento, nem equipamentos de escoamento da produção. A facilidade 
para mudar de locação e o comportamento de estrutura fixa, representam vantagem 
nesse tipo de plataforma, esta também permite que o controle dos poços seja feito 
na superfície. 
 As plataformas semissubmersíveis são utilizadas para perfurar poços em 
águas profundas, com mais de 2.000 m, graças aos sistemas de ancoragem 
modernos. Estas são Plataforma flutuante, estabilizada por colunas. Podem ser 
ancorada no solo marinho ou dotada de sistema de posicionamento dinâmico, que 
mantém a posição da plataforma de forma automática. Possuem atividades de 
perfuração e produção, mas também podem ser só de perfuração ou perfuração. 
25 
 
 
 
Não possuem capacidade de armazenamento, sendo assim o escoamento da 
produção pode ser feito através de oleodutos ou em navios e posterior 
descarregamento nos terminais. A vantagem é a grande mobilidade que possui, 
podendo mudar rapidamente de um campo a outro. 
As plataformas Floating Production Storage and Offloading (FPSO) também 
são utilizadas para perfurar poços em águas profundas, com mais de 2.000 m. Estas 
também são flutuante, convertida a partir de navios petroleiros, na maioria dos 
casos. Assim como a semissubmersível, é ancorada no solo marinho. Tem grande 
mobilidade e são usadas principalmente em locais mais isolados, com pouca 
estrutura para a instalação de uma plataforma fixa. Não possuem atividades de 
perfuração, mas possuem atividade de produção, capacidade de armazenamento, 
posteriormente O óleo é exportado para navios petroleiros, que o descarregam nos 
terminais, ou seja esta unidade pode produzir, armazenar e transferir petróleo. A 
capacidade de armazenamento permite que opere a grandes distâncias da costa, 
onde a construção de oleodutos é inviável. O controle dos poços é feito no fundo do 
mar. 
As plataformas FPSO monocoluna diferem da FPSO por possuírem o casco 
redondo, o que gera maior estabilidade. 
As plataformas Tension Leg Wellhead Platform (TLWP) também são 
utilizadas para perfurar poços em águas profundas de até 1.500m. É conhecida 
como “flutuante quase fixa” porque é flutuante, mas tem um sistema de ancoragem 
com pernas fixas por estacas no fundo do mar. Com isso o controle dos poços pode 
ser feito na superfície. Possuem atividade de produção, enquanto a atividades de 
perfuração é feita somente para manutenção dos poços e não possuem capacidade 
de armazenamento, sendo assim o óleo é escoado para uma plataforma de 
produção (FPSO), que realiza o processamento e o exporta através de navios. 
As plataformas do tipo navio sonda podem operar em águas ultraprofundas, 
alcançando mais de 2.000 m de lâmina d’água, estas são flutuante com casco em 
forma de navio, usadas para perfuração de poços. A sonda é ligada a uma torre 
e desce até o local da perfuração por uma abertura no casco. Pode ser ancorada no 
solo marítimo ou dotada de sistema de posicionamento dinâmico, que mantêm a 
posição da embarcação de forma automática através dos sensores acústicos e 
propulsores, os quais anulam os efeitos dos ventos e das ondas. Estas possuem 
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apenas atividade de perfuração, não possuindo as atividades produção, 
armazenamento e escoamento. O controle dos poços é feito no fundo do mar. A 
vantagem destas plataformas é a maior autonomia para perfurar em grandes 
distâncias da costa. 
É importante salientar que a capacidade de processamento de líquido diário 
varia de acordo com as especificações de cada plataforma. 
 
2.6.13 Custos operacionais 
 O planejamento e previsões de custos são muito utilizados nos estudos de 
viabilidade econômica de projetos e nos orçamentos das empresas, sejam elas da 
indústria do petróleo ou não. São custos referentes a manutenção da produção e 
demais operações necessárias durante a fase de produção do Campo. 
 
2.6.14 OpEx 
Segundo Ravagnani, 2008 o OpEx (Operational Expenditure) ocorrem durante 
a vida útil do projeto e dividem-se em custos fixos e custos variáveis. Os custos fixos 
compreendem as despesas independentes do nível de produção, por exemplo, 
gastos com seguros de instalações, aluguéis etc. Já os custos variáveis, associados 
à produção, compreendem a mão de obra, materiais, suprimentos e insumos 
consumidos no processo produtivo. Gastos com investimentos compreendem as 
despesas relacionadas à exploração, avaliação, desenvolvimento, investimentos 
adicionais em recuperação suplementar, entre outros. 
 
2.6.15 Produção de óleo, gás e água 
 São muitos os custos operacionais para a produção de óleo e gás, sendo um 
dos mais dispendiosos os custos com o tratamento destes. Outro grande gasto com 
a produção é em relação a água, já que esta precisa ser bem manuseada e tratada 
para evitar multas ambientais. 
O gasto com produção de óleo gira em torno de US$ 6,00 por barril, com gás 
US$ 0,005 por barril e com água US$ 0,5 por barril, porém esses valores são valores 
médios os quais podem variar de uma plataforma para outra. 
 
 
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2.6.16 Injeção de água e de gás 
Os projetos de injeção de água, de uma maneira geral, são compostos das 
seguintes partes: sistema de captação de água, que podem ser poços no caso de se 
injetar água subterrânea, ou um conjunto de bombas para o caso de se utilizar água 
de superfície ou água do mar; sistema de tratamento de água de injeção; sistema de 
injeção de água propriamente dito, que é composto por bombas, linhas, e poços de 
injeção; e sistema de tratamento e descarte de água produzida. Em certos casos, 
algumas dessas partes são dispensáveis (Thomas, 2004). 
O custo de injeção de água gira em torno de US$ 0,5 por barril. 
O gás é injetado no reservatório com a utilização de compressores que 
fornecem as pressões e as vazões de acordo com cada necessidade. As instalações 
para uma injeção de gás se diferenciam basicamente de outros