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ENGENHARIA DE PETRÓLEO
EXPLORAÇÃO DE PETRÓLEO EM CAMADAS DO PRÉ-SAL E PÓS SAL NO BRASIL 
Análise Comparativa das Etapas de Perfuração e Completação
LUNA VIEIRA ALVES DE MACEDO 
Matrícula: 201402186703
Professora Helga Bodstein 
Rio de Janeiro
2018
1 INTRODUÇÃO
O petróleo pode ser encontrado naturalmente em determinadas formações geológicas como um combustível fóssil, resultante da transformação e decomposição da matéria orgânica de plantas aquáticas e animais pré-históricos. Esses seres decompostos foram-se acumulando, ao longo de milhões de anos (de 15 a 500 milhões de anos), no fundo dos mares e dos lagos e pântanos; sendo pressionados pelos movimentos da crosta terrestre, transformaram-se na substância oleosa que é o petróleo (THOMAS, 2001).
O óleo cru não permanece na rocha em que foi gerado – a rocha matriz – mas desloca-se até encontrar um terreno apropriado para se concentrar – as bacias sedimentares. Estas bacias são formadas por camadas ou lençóis porosos de areia, arenitos ou calcários. O petróleo aloja-se ali, ocupando os poros rochosos e acumula-se, formando jazidas. Na região mais alta é encontrado o gás natural; petróleo e água, nas mais baixas (PEDROZO, 2002).
São realizadas diversas etapas de exploração das jazidas, como estudos sísmicos, gravimétricos, geológicos, entre outros nas etapas da prospecção. Após ser realizada a prospecção do campo, entra as etapas de perfuração do poço e de completação, para então, ser realizada a extração do óleo bruto.
Neste trabalho serão analisadas as etapas de perfuração e exploração nas camas de pré-sal e pós sal.
2 PRÉ-SAL
	O pré-sal é a maior descoberta petrolífera mundial dos últimos cinquenta anos. O petróleo do pré-sal está alojado em reservatórios situados abaixo de extensa e espessa camada de sal que ocorre na região costa-afora do Espírito Santo até Santa Catarina, em águas profundas e ultra profundas, localizado sob 3km a 4 km de rochas abaixo do fundo marinho. 
	O petróleo existente na camada pré-sal não é de fácil extração e mesmo sua descoberta envolveu esforços significativos. Graças aos avanços na área de sísmica de reflexão foi possível detectar jazidas abaixo de uma camada salina que chega a 2 mil metros de espessura e com temperaturas muito elevadas. 
Os materiais para prospecção e extração são submetidos a variações de temperatura superiores a 80º C. Atualmente, a geofísica é capaz de oferecer novas tecnologias capazes de melhorar o imageamento dos dados em profundidade, como fontes acústicas com maior potência, coletas repetitivas (4D) e técnicas wide azimuth para melhorar a resolução do sinal sísmico no reservatório.
2.1 ROCHAS E FLUIDOS
As rochas geradoras do sistema petrolífero do pré-sal são os folhelhos lacustres ricos em matéria orgânica. Na Bacia de Campos, esses folhelhos encontram-se intercalados a rochas carbonáticas, apresentam espessuras de 100m a 300m, concentração de carbono orgânico total (COT) de 2% a 6% e seus óleos possuem altos teores de hidrocarbonetos saturados.
Em função da natureza das rochas da seção rifte e com base em algumas informações disponíveis sobre a seção do pré-sal nas bacias de Campos, os reservatórios podem ser considerados de três tipos principais: rochas calcárias com coquinas, calcários microbialíticos da porção superior da seção rifte e fraturas em rochas vulcânicas de porção inferior da seção rifte. A provável natureza dos reservatórios em rochas carbonáticas com coquinas da Bacia de Santos foi avaliada com base em dados disponíveis para rochas semelhante da Formação Lagoa Feia, da Bacia de Campos (Chang et al., 2008).
É composta por grandes acumulações de óleo leve, de excelente qualidade e com alto valor comercial. A qualidade do gás do pré-sal, se trata de um gás rico, no qual se encontra uma grande variedade de componentes intermediários (como propano, butano e outros) que permitem a extração de muitos produtos de alto valor. 
2.2 PERFURAÇÃO E COMPLETAÇÃO
	A empresa brasileira desenvolveu projetos de perfuração que permitiram atravessar a camada de sal e perfurou o primeiro poço para buscar petróleo no pré-sal (Parati) em 2005. O processo demorou mais de um ano para ser concluído e custou US$ 240 milhões. Atualmente, já consegue perfurar um poço em um período de três a quatro meses, a um custo de US$ 100 milhões. 
Após diversos estudos técnicos, de viabilidade econômica e garantia de escoamento, as operadoras chegaram a uma configuração relativamente simples para perfurar seus poços no pré-sal. Até pouco tempo, a principal dificuldade era lidar com a perfuração na camada de sal, pois não se imaginava a capacidade de se perfurar 2000m de seção de sal com apenas 500m de cobertura de sedimentos, especialmente devido sua fluência. 
Com o desenvolvimento de fluidos específicos e maior conhecimento do comportamento do sal, isso já não tem sido o maior desafio. O cenário mais desafiador e com maiores taxas de NPT tem sido a zona dos reservatórios carbonáticos, devido à sua heterogeneidade e grandes profundidades (ROCHA, 2009).
A corrosão é também um obstáculo a ser enfrentado para a perfuração dos poços no pré-sal. Os tubos e as válvulas instaladas no fundo do mar terão de resistir à alta concentração de CO2 e enxofre de alguns poços, e à agressividade química do sal. Para lidar com esse problema, é utilizado ligas de aço especiais, desenvolvidas por empresas multinacionais.
Atualmente, os poços do pré-sal são perfurados em 4 ou 5 fases, dependendo das características da formação e do modelo de produção desejado. As fases de 36 e 26 polegadas são feitas antes da instalação do BOP com retorno para o leito marinho, portanto, utilizam água do mar como fluido de perfuração. As fases seguintes são perfuradas com fluido de base sintética: em torno de 11,5 lb/gal na região do sal, com fluido saturado para evitar dissolução, e em torno de 10,3 a 10,8 lb/gal na região do reservatório.
Os revestimentos são assentados após as mudanças litológicas de cada seção. A sapata do revestimento de superfície (20”) é assentada aproximadamente 200m dentro da camada de sal e o revestimento intermediário (14”) é assentado no topo da região do reservatório carbonático. Este último revestimento talvez seja o mais importante por proteger praticamente toda a região salina e fazer a transição com o reservatório carbonático, por isso são usados materiais e pesos especiais para esta seção (WILLIAMSON, 2006).
Importante notar a peculiaridade do comportamento das geopressões na camada de sal: esta região apresenta gradiente de poros muito baixo, o que mostra a ótima característica como rocha selante. Por outro lado, também apresenta alto comportamento elasto-plástico, fazendo com que a rocha tenha um alto valor de gradiente de fratura, alta fluência e sofra bastante com efeito de ballooning. Esse efeito se baseia na dilatação das paredes do poço pelo peso do fluido de perfuração em circulação (ECD). 
No momento em que as bombas de lama são desligadas, o diâmetro do poço se retrai com a redução da pressão, ocorrendo um retorno de fluido para dentro do poço. Esse efeito de expansão e contração faz com que se perca fluido e logo em seguida ocorra o seu retorno, dando a impressão de que está ocorrendo um kick (ROCHA e AZEVEDO, 2009).
	FASE
	ATIVIDADE
	PROFUNDIDADE (m)
	36” x 30”
	· Perfuração com broca de 36”; 
· Descida e cimentação do revestimento condutor 30” com alojador de baixa pressão.
	2100-2250
	26”x20”
	· Perfuração com broca 26”; 
· Descida e cimentação do revestimento de superfície 20” com alojador de alta pressão;
· Instalação e teste do BOP.
	2250-3150
	17 ½”x13 5/8”
	· Descida da broca de 17 ½” e teste de absorção; 
· “Perfuração com broca de 17 ½”; 
· Retirada da broca e bucha de desgaste;
· Descida e cimentação do revestimento intermediário de 13 5/8”; 
· Instalação de bucha de desgaste.
	3150-4805
	12 ¼”x9 5/8”
	· Descida da broca de 12 ¼” e teste de absorção; 
· Perfuração com broca de 12 ¼”; 
· Perfilagem a poço aberto; 
· Condicionamento de poço abertoapós perfilagem; 
· Descida e cimentação do revestimento de produção de 9 5/8”.
	4805-5350
2.3 BROCAS
Conforme analisado por Leffler (2003), seguem as brocas utilizadas no pré-sal.
1- Fase de 36” – Broca Tricônica: A fase de 36” é ainda uma região inconsolidada e coberta por sedimentos mais recentes e maleáveis. A perfuração dessa fase é feita com broca tricônica que possui quatro componentes principais: os cones, rolamentos, selos e o corpo da broca. Nos cones estão localizados os elementos cortantes, que podem ser dentes de aço ou insertos de carbureto de tungstênio. O tamanho, espaçamento e formato desses elementos são projetados para perfurar uma rocha de dureza definida. Também é projetado o posicionamento dos cones (cone offset): quanto maior for offset maior será a agressividade da broca. Já os rolamentos são as estruturas que prendem cada cone ao corpo da broca e permitem sua rotação. Os selos impedem que a lama se misture com o lubrificante no interior dos cones, aumentando a vida útil da broca. No corpo da broca localizam-se os jatos, por onde sai o fluido de perfuração. 
2- Fases de 26” e 17 ½” – Broca PDC: A broca PDC (polycrystalline diamond compact) é eficiente em diversas situações e é utilizada tanto para a fase de 26” quanto para perfuração da camada de sal de 17 ½” que são fases intermediárias de dureza e abrasão. As brocas PDC utilizam diamante sintético nos seus cortadores montados nas aletas da broca. A orientação, quantidade e distribuição dos cortadores influenciam diretamente a taxa de penetração da broca PDC. A fase de 26”, por ser mais curta, usa um “ataque” maior da broca, enquanto a fase de 17 ½” tende a equilibrar o ataque com a resistência da broca devido à longa extensão a ser perfurada. 
3- Fases 12 ¼” e 8 ½” – Broca Impregnada: As brocas impregnadas são utilizadas geralmente em formações muito duras e abrasivas, no caso do pré-sal, as rochas carbonáticas. Elas possuem seus elementos de corte (cristais de diamante) impregnados na matriz de carboneto de tungstênio. Devido à pequena exposição, tal qual nas brocas de diamante, a impregnada necessita trabalhar a altas rotações para atingir taxas de penetração significativas. Estas brocas são geralmente usadas com turbinas ou motores de alta rotação. Estas brocas são projetadas de forma a ter cobertura completa de diamante no fundo do poço e seu processo de perfuração é o de esmerilhamento. Durante a perfuração, com o desgaste da broca novos cristais de diamantes impregnados na matriz se expõem continuamente ao ambiente de perfuração mantendo a estrutura de corte afiada por mais tempo sem perder a eficiência. 
Segue um exemplo de sequência operacional que, de maneira geral, pode variar muito. Alguns procedimentos podem ser excluídos e outros adicionados dependendo do estudo técnico e econômico realizado pelo operador. Sequência Operacional de uma Completação Inteligente: 
· Instalação da base adaptadora de produção (BAP); 
· Instalar e testar BOP; 
· Descer com broca 9”, cortar tampão de cimento, condicionar e trocar fluido do poço; 
· Efetuar canhoneio do intervalo produtor e condicionar intervalo; 
· Retirar bucha de desgaste da BAP; 
· Montar e descer coluna de produção com modulados (packer feed-through, ICV); 
· Conectar tubing hanger (TH), ancorar linhas da DHSV e instalar conectores elétricos do PDG; 
· Conectar TH running tool, descer coluna de produção com DP e assentar TH na cabeça do poço; 
· Instalar plugue 2,75” com slickline no nipple inferior e pressurizar coluna com 4000 psi para assentar os packers feed-through;
· Instalar Árvore de Natal com Tree Running Tool (TRT); 
· Retirar plugue 2,75” e efetuar acidificação das zonas produtoras com flexitubo e bullheading; 
· Romper sede superior da shear-out; 
· Bombear diesel para underbalance, realizar prevenção de hidrato e desconectar TRT 18; 
· Retirar TRT e instalar capa de corrosão.
3 PÓS SAL
	Na Bacia de Campos, responsável por aproximadamente 90% do petróleo produzido em território nacional (extraído da camada pós sal), a densidade média do óleo extraído é próxima de 20° API, ou seja, um óleo mais pesado. A extração desse óleo é muito mais complexa e cara do que a do óleo leve. Seu refino torna-se também mais dispendioso, em muitos casos inviabilizando comercialmente a produção (THOMAS, 2001).
A baixa qualidade desse óleo explica porque a autossuficiência volumétrica alcançada pela Petrobras em 2007 não a livrou da dependência de importações do óleo leve, usado para fazer um mix que torne o processo menos oneroso. Por isso a empresa importa óleo leve, e exporta petróleo pesado, desequilibrando sua balança comercial. 
3.1 ROCHAS E FLUIDOS
	As rochas geradoras dos pós sal são os folhelhos, siltitos, calcilutitos e margas. As rochas reservatório são os arenitos e conglomerados (detríticas) e as principais rochas capeadoras são folhelhos, siltitos, calcilutitos, margas e as rochas evaporíticas tipo halita, carnalita, anidrita.
	Os fluido oriundos do pós sal geralmente são óleos pesados, em torno de 20º API. Para esse óleo virar produtos de alto valor, como diesel, gasolina e lubrificantes, essas moléculas precisam ser quebradas em outras, menores. Mas, como isso encarece muito o refino, ele acaba valendo bem menos.
3.2 PERFURAÇÃO
	O processo de perfuração no pós sal é bem mais fácil do que no pré-sal. Devido a sua profundidade, permeabilidade (rochas porosas), entre outros fatores. Pode-se realizar uma perfuração em um tempo médio de 15 dias, ou até menos. Isso vai variar dependendo das características do poço e da facilidade em perfura-lo. Não pode-se levar em consideração o tempo em que leva para realizar troca de brocas entre outros fatores de parada de perfuração.
3.3 BROCAS
Utilizada para cortar ou triturar a formação durante o processo de perfuração rotativa. As formas de ataque utilizadas para vencer os esforços da rocha podem ser: acunhamento, cisalhamento, esmerilhamento, esmagamento, e até mesmo erosão por ação de jatos de fluido. É o grau de dureza e abrasividade que determinará o tipo de broca e o princípio de ataque. Os tipos de broca mais utilizados para perfuração de poços de petróleo se classificam genericamente da seguinte maneira: Brocas com partes móveis (cônicas) e brocas sem partes móveis.
a) BROCAS COM PARTES MÓVEIS – CÔNICAS: As brocas de cones são as mais utilizadas na atualidade para a perfuração petrolífera e contam com três importantes componentes: a estrutura cortante, os rolamentos e o corpo. Os elementos cortadores são os dentes de aço usinados desde um cone básico de material e recobertos com metal duro, ou os insertos de carboneto de tungstênio colocados por interferência em furos perfurados na superfície dos cones. Atualmente, a broca de cones é ajustada com insertos resistentes à abrasão ou ao impacto (em seus diferentes graus), dependendo da aplicação.
b) BROCAS SEM PARTES MÓVEIS:
1 ‐ BROCAS DE DIAMANTE NATURAL: Possuem têm um corpo fixo cujo material é composto de uma matriz de carboneto de tungstênio. O tipo de fluxo pode ser radial ou cruzado e o tipo de cortador é o diamante natural incrustado no corpo da broca, com diferentes densidades e desenhos. É utilizada em casos especiais para perfurar formações muito dura ou na aplicação de brocas desviadoras para desviar poços em formações muito duras e abrasivas. Tipicamente a pedra de diamante está “incrustada” na matriz da broca de diamante e sobressai um terço de seu tamanho sobre a superfície. Obs.: Atualmente é mais utilizada para perfuração de testemunhos de sondagem ou em formações extremamente duras e abrasivas.
2 ‐ BROCAS DE DIAMANTE TERMICAMENTE ESTÁVEL – TSP: São usadas para perfuração de rochas duras como calcário, arenitos finos e duros, tendo uso um pouco mais frequente para perfuração convencional que o diamante natural. Geram altas torções nos tubos de perfuração, embora hoje se pode usar com motor de fundo. Este tipo de broca usa como estrutura de corte, diamante sintético em forma de triângulos pequenos e não redondos, cuja densidade,tamanho e tipos são característicos de cada fabricante. Estas brocas também têm aplicação para cortar núcleo e desviar poços.
3 ‐ BROCAS PDC (POLYCRYSTALLINE DIAMOND COMPACT): As brocas de PDC utilizam diamante sintético no formato de um compacto de diamante policristalino. Seus cortadores são na forma de pastilhas, montada nas aletas da broca, que podem ser de aço ou matriz de carboneto de tungstênio. São muito versáteis podendo atuar sobre formações muito moles ou muito duras e em diferentes diâmetros de poços, inclusive em motores de fundo e turbinas. A diferença em relação as brocas de diamante natural e TSP é seu desenho hidráulico que se realiza com sistema de jatos, similar às brocas de cones. O mecanismo de corte das brocas PDC é por cisalhamento. As brocas para rochas mais moles possuem pouco cortantes de maior tamanho e as brocas para rochas mais duras possuem cortantes menores e em maior quantidade.
4 ‐ BROCAS IMPREGNADAS: São uma evolução da broca de diamante, possuindo seus elementos de corte (cristais de diamante) impregnados na matriz de carboneto de tungstênio. Durante a perfuração, com o desgaste da broca novos cristais de diamantes impregnados na matriz se expõem continuamente ao ambiente de perfuração mantendo a estrutura de corte afiada.
3.4 FLUIDOS DE PERFURAÇÃO
ESPECIFICAÇÕES DE UM FLUIDO DE PERFURAÇÃO (SILVA, 2013):
· Manter os sólidos em suspensão quando estiver em repouso; 
· Ser estável quimicamente;
· Estabilizar as paredes do poço, mecânica e quimicamente; 
· Ser inerte em relação a danos às rochas produtoras; 
· Aceitar qualquer tratamento, físico e químico; Ser bombeável; 
· Apresentar baixo grau de corrosão e de abrasão em relação à coluna de perfuração e demais equipamentos do sistema de circulação; 
· Facilitar as interpretações geológicas do material retirado do poço;
· Apresentar custo compatível com a operação.
3.4.1 SUSPENSÃO
O fluxo do fluido de perfuração é frequentemente interrompido, seja por problemas ou então para retirar o equipamento de perfuração para a troca da broca. Quando a perfuração é interrompida, os fragmentos em suspensão podem afundar indo para o fundo do poço entupindo o equipamento. Os fluidos de perfuração são projetados de tal forma que a viscosidade do fluido aumenta à medida que o movimento do fluido é reduzido. Quando o fluido para de se movimentar ele se torna um gel espesso que suspende os fragmentos de rocha e impede de irem para o fundo do furo. Quando o fluido reinicia o movimento, ele vai ficando menos espesso (viscoso) até atingir o estado inicial na forma de líquido.
3.4.2 CONTROLE DA PRESSÃO
O controle se dá por meio de uma ação contrária à pressão natural dos fluidos contidos na formação rochosa. Um equilíbrio adequado deve ser obtido pelo fluido de perfuração contra as paredes do furo de modo suficiente a conter a pressão exercida tanto pela formação rochosa como pelo gás ou petróleo e ao mesmo tempo não provocar danos ao poço. Assim, o fluido não deve ser muito pesado, caso contrário pode provocar fraturas na rocha e se perder pelo maciço.
A pressão de um líquido depende da sua densidade. Pode‐se adicionar agentes ao fluido de perfuração para aumentar a sua densidade e assim aumentar a pressão exercida sobre as paredes do furo. A densidade do líquido pode ser ajustada para atender às condições específicas do poço.
FUNÇÕES BÁSICAS DOS FLUIDOS DE PERFURAÇÃO:
· Limpar o fundo do poço dos cascalhos gerados pela broca e transportá‐los até a superfície;
· Exercer pressão hidrostática sobre as formações, de modo a evitar o influxo de fluidos indesejáveis (kick) e estabilizar as paredes do poço; 
· Resfriar e lubrificar a coluna de perfuração e a broca; 
· Evitar danos à formação produtora (redução da permeabilidade); 
· Inibir a reatividade de formações argilosas; 
· Minimizar o problema de torque e arraste; 
· Garantir segurança operacional e proteção ao meio ambiente.
3.5 COMPLETAÇÃO
CLASSIFICAÇÃO DAS COLUNAS DE REVESTIMENTO / TIPOS DE REVESTIMENTO (SILVA, 2013):
a) REVESTIMENTO CONDUTOR – É o primeiro revestimento, variando de 5 a 10 metros. Tem a finalidade de sustentar os sedimentos superficiais. A perfuração é feita com brocas de 13 3/8” ou 20” ou 30” de diâmetro;
b) REVESTIMENTO DE SUPERFÍCIE – Visa prevenir contra desmoronamento de formações consolidadas. Serve como base de sustentação e apoio para equipamentos de segurança instalados na cabeça do poço. Seu comprimento varia de 100 a 600 metros e as brocas utilizadas podem ter diâmetro de 9 5/8” ou 10 3⁄4” ou 13 3/8” ou 16” ou 18 5/8” ou 20”;
c) REVESTIMENTO INTERMEDIÁRIO – Isola e protege as zonas de alta ou baixa pressões, zonas de perda de circulação, formações desmoronáveis, formações portadores de fluidos corrosivos ou contaminantes de lama. Sua profundidade pode variar de 1.000 a 4.000 metros e as brocas podem ter diâmetro de 7” ou 9 5/8” ou 13 3/8”;
d) REVESTIMENTO DE PRODUÇÃO – Tem a finalidade de permitir a produção do poço, suportando suas paredes e possibilitando o isolamento entre os vários intervalos produtores. Sua profundidade depende das áreas de interesse. Os diâmetros são obtidos por brocas de 5 1⁄2” ou 7” ou 9 5/8”;
e) LINER – É uma coluna de revestimento descida e cimentada visando apenas cobrir a parte inferior do poço. Sua extensão é curta e sua perfuração é feita com brocas com diâmetro de 5 1⁄2” ou 7” ou 9 5/8”. Essa coluna, em casos especiais, pode ser estendida até a superfície, quando limitações técnicas exigem proteção do revestimento. Quando o liner é levado até a superfície, este é chamado de tie back;
3.5.1 CIMENTAÇÃO DE POÇOS DE PETRÓLEO
Após a perfuração, procede‐se a descida de uma coluna de revestimento (feita por tubos de aço especial), com posterior cimentação do espaço anular exterior à coluna. Fixa‐se assim a tubulação e evita que haja migração de fluidos entre as diversas zonas permeáveis atravessadas pelo poço, por detrás do revestimento. A cimentação do espaço anular e realizada, basicamente, mediante o bombeio de pasta de cimento e agua, que é deslocada através da própria tubulação de revestimento. Após o endurecimento da pasta, o cimento deve ficar fortemente aderido à superfície externa do revestimento e a parede do poço, nos intervalos previamente definidos.
3.5.2 TIPOS DE CIMENTAÇÃO
a) Cimentação primária – É a cimentação principal, realizada logo após a descida de cada coluna de revestimento no poço. Seu objetivo básico é colocar uma pasta de cimento não contaminada em determinada posição no espaço anular entre o poço e a coluna de revestimento, de modo a se obter uma vedação eficiente e permanente deste anular (isolamento da zona). Estas operações são executadas em todas as fases do poço, sendo previstas no programa do poço. Se o objetivo principal for atingido (isolamento da zona) os outros requisitos (econômicos, confiabilidade, segurança, governamentais e outros) impostos durante a vida do poço poderão ser atingidos. Esta operação se faz necessária e de forma eficiente para conduzir as diversas operações posteriores de produção ou estimulação, por isso, o sucesso de um poço depende em grande parte da cimentação primária.
b) Cimentação secundária – É o nome dado as operações que se destinam a correção da cimentação primária. Desse modo quando o topo do cimento não alcançar a altura prevista pode‐se efetuar uma recimentação (fazendo circular pasta de cimento por trás do revestimento através de canhoneios) quando esta não é possível realiza‐se a compressão de cimento ou squeeze (injeção forcada de cimento sob pressão, visando corrigir a cimentação primária, sanar vazamentos no revestimento ou impedir a produção de zonas que passaram a produzir água). O cimento ainda pode ser usado na execução de tampões para o abandono de poço, ou quando se faz necessário isolar zonas inferiores, por exemplo. A pasta de cimento usada na indústria do petróleo consiste basicamente de cimento, aditivos e agua. Os váriostipos de cimento e aditivos dependem da aplicação final. O cimento Portland e o material escolhidoem 99% das operações de cimentação primária, pois e obtido prontamente em todo o mundo além de ser comparativamente mais barato. Outros materiais, quersejam mais baratos, mas não disponíveis ou vice‐versa, são: escória, pozolana, resinas epóxi ou cimentos especiais de magnésio ou oxicloreto.
3.5.3 TIPOS DE COMPLETAÇÃO QUANTO AO REVESTIMENTO DE PRODUÇÃO
3.5.4 COMPLETAÇÃO A POÇO ABERTO
É realizada a perfuração até a zona produtora e o seu revestimento. A zona produtora é perfurada até a profundidade pretendida e é colocada a coluna de produção. Sendo assim, é utilizada em formações totalmente competentes com pouco risco de desmoronamento, como embasamentos fraturados, calcários, dolomitas e arenitos muito bem consolidados. Também é usado em espessas seções de reservatório.
Vantagens:
· Maior área aberta ao fluxo;
· Economia de revestimento e canhoneio;
· Minimiza o dano de formação causado pelo filtrado do fluido de perfuração e da pasta cimento.
Desvantagens:
· Impossibilidade de colocar em produção somente parte do intervalo aberto.
3.5.5 COMPLETAÇÃO COM LINER RASGADO
O revestimento de produção é descido e cimentado sobre o topo da zona produtora, após é realizada a perfuração do poço até o final do intervalo de interesse e é descido o liner, que é uma coluna de tubos de revestimento.
Vantagens:
· Sustenta as paredes do poço em frente à zona produtora.
Desvantagens:
· Redução do diâmetro do poço em frente à zona produtora;
· Dificulta a passagem dos equipamentos.
3.5.6 COMPLETAÇÃO COM REVESTIMENTO CANHONEADO
O poço é perfurado até a profundidade final e é avaliada a zona como produtora comercial de óleo e/ou gás. É descido o revestimento até o fundo do poço e cimentado o espaço anular entre os tubos de revestimento e as paredes do poço. O revestimento é canhoneado defronte dos intervalos de interesse, por meio da utilização de cargas explosivas (jatos).
Vantagens:
· Permite seletividade na produção e na injeção de fluidos na formação;
· Favorece o êxito das operações de restauração;
· Diâmetro único em todo poço;
· Permite controlar formações desmoronáveis.
Desvantagens:
· Custo do canhoneio;
· Eficiência dependente de uma adequada operação de cimentação e canhoneio.
4 ANÁLISE COMPARATIVA
	Conforme estudo, foi possível analisar que quando se explora em regiões com camadas de sal, um primeiro problema é a sua característica de baixa densidade, o que dificulta as atividades de análise sísmica. Sendo o mapa geológico da região produzido pelos reflexos das ondas sonoras emitidas, as variações perceptíveis são diretamente relacionadas com a densidade das formações ali presentes, mais especificamente com a velocidade de propagação da onda. 
Possuir baixa densidade se comparado com outras formações geológicas, as camadas salinas acabam por funcionar como um escudo, inibindo que a caracterização sísmica de regiões sobrepostas seja efetivamente concretizada. 
Além disto, nos topos salinos, por se tratar de uma superfície rugosa, as ondas refletidas são muito dispersas, e em muitos casos, por se tratar também de flancos íngremes, normalmente refletem as ondas na direção horizontal, impedindo que estas sejam capturadas pelos receptores (LEFFLER et. al., 2003).
Embora as formações geológicas existentes próximas a esses domos salinos muitas vezes não sejam detalhadamente caracterizadas, uma boa parte da interpretação realizada pode ser suficiente para definir como de alto potencial a região em questão, decidindo-se por perfurar ou não os poços exploratórios. 
Com as técnicas de perfuração direcional, já é possível atingir as acumulações próximas aos domos sem a necessidade de perfurá-los, mas, muitas vezes, isto ainda se faz necessário, atividade não tão trivial, uma vez que o sal possui uma dinâmica não muito estável, variada para diferentes condições de pressão e temperatura, bem como para diferentes tensões de cisalhamento. Estudos garantem que para profundidades e temperaturas inferiores a 1.500m e 92 ºC respectivamente, o sal se mostra dinamicamente estável (ABURTO, 2009).
O ponto negativo, também é que o gás de alguns reservatórios do pré-sal é contaminado com uma grande quantidade de dióxido de carbono (CO2). Em Tupi, a presença de CO2 pode variar de 8% a 12%. Então, o material utilizado na exploração deve ser resistente a corrosão.
Considerando que a completação tem reflexos em toda a vida produtiva do poço e envolve altos custos, se faz necessário um planejamento criterioso, onde vários fatores são considerados, como por exemplo, investimento necessário, localização e tipo do poço, fluidos produzidos, volumes e vazões, necessidade de recuperação secundária, etc.
Para que se tenha uma completação bastante econômica, devem ser considerados os seguintes aspectos: técnico, operacional e de padronização. Os aspectos técnicos e operacionais trazem benefícios econômicos, pois maximizam a produção de óleo e minimizam o tempo e a frequência das intervenções, minimizando consequentemente o custo com sonda, que é um dos custos mais relevantes numa intervenção. A padronização dos equipamentos utilizados nos poços reduz os custos com estoques.
5 CONCLUSÃO
Pode-se concluir que apesar da exploração do pré-sal ter um custo elevado, a boa qualidade do óleo e o seu alto valor comercial torna-o de grande interesse mundial. O pós sal, também é de interesse mundial, mesmo sendo um óleo pesado e de processamento mais complicado. 
As grandes jazidas de petróleo no Brasil movimentam a economia interna, por isso, devem-se levar em consideração todos os estudos realizados a cerca da exploração para se tornar possível aperfeiçoa-la, e assim, conseguir o menor custo possível.
BIBLIOGRAFIA
ABURTO, M.; CLYDE, R. The evolution od Rotary steerable pratices to drill faster, safer and cheper salt sections of Gulf od México. Paper SPE 11870, presented at the SPE/IADC Drilling Conference and Exihibition, March 2009.
CHANG, H. K.; ASSINE, M. L.; CORRÊA, F. S.; TINEN, J. T.; VIDAL, A. C.; KOIKE, L. “Sistemas Petrolíferos e Modelos de Acumulação de Hidrocarbonetos na Bacia de Santos”, in Revista Brasileira de Geociências, 38 (suplemento), 2008, pp. 29-46.
LEFFLER, W. L.; PATTAROZZI, R.; STERLING, G. Deepwater Petroleum Exploration & Production: A Nontechnical Guide. Pennwell Books, 2003.
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ROCHA, L. A. S.; AZEVEDO, C. T. de. Projetos de Poços de Petróleo: Geopressões e Assentamento de Colunas de Revestimentos. 2ª Edição, Editora Interciência Ltda, Rio de Janeiro, 562 páginas, 2009.
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