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Brasília-DF. Fundamentos de engenharia de Petróleo Elaboração Tiago Moreira Barbosa Produção Equipe Técnica de Avaliação, Revisão Linguística e Editoração Sumário APRESENTAÇÃO .................................................................................................................................. 4 ORGANIZAÇÃO DO CADERNO DE ESTUDOS E PESQUISA ..................................................................... 5 INTRODUÇÃO ..................................................................................................................................... 7 UNIDADE I MERCADO DE PETRÓLEO E GÁS ........................................................................................................... 9 CAPÍTULO 1 PANORAMA DO MERCADO NO BRASIL E NO MUNDO .............................................................. 9 CAPÍTULO 2 PRINCIPAIS REGIÕES PRODUTORAS DE PETRÓLEO ................................................................... 13 CAPÍTULO 3 PRINCIPAIS EMPRESAS PRODUTORAS E PRESTADORAS DE SERVIÇOS ........................................ 21 UNIDADE II EXPLORAÇÃO DE PETRÓLEO .............................................................................................................. 28 CAPÍTULO 1 PAPEL DE GEÓLOGOS E GEOFÍSICOS .................................................................................... 28 CAPÍTULO 2 IMPORTÂNCIA DO PLANEJAMENTO E EXECUÇÃO DA PERFURAÇÃO DE POÇOS ...................... 33 CAPÍTULO 3 EQUIPAMENTOS E FERRAMENTAS MAIS UTILIZADOS .................................................................. 46 UNIDADE III PRODUÇÃO DE PETRÓLEO ................................................................................................................. 49 CAPÍTULO 1 MECANISMOS DE PRODUÇÃO .............................................................................................. 50 CAPÍTULO 2 SISTEMAS DE PRODUÇÃO ...................................................................................................... 52 CAPÍTULO 3 ELEVAÇÃO E ESCOAMENTO .................................................................................................. 61 UNIDADE IV DESENVOLVIMENTO DE CAMPOS ........................................................................................................ 74 CAPÍTULO 1 ESTUDOS DE CASOS.............................................................................................................. 74 GLOSSÁRIO ....................................................................................................................................... 82 PARA (NÃO) FINALIZAR ...................................................................................................................... 83 REFERÊNCIAS .................................................................................................................................... 84 5 Apresentação Caro aluno A proposta editorial deste Caderno de Estudos e Pesquisa reúne elementos que se entendem necessários para o desenvolvimento do estudo com segurança e qualidade. Caracteriza-se pela atualidade, dinâmica e pertinência de seu conteúdo, bem como pela interatividade e modernidade de sua estrutura formal, adequadas à metodologia da Educação a Distância – EaD. Pretende-se, com este material, levá-lo à reflexão e à compreensão da pluralidade dos conhecimentos a serem oferecidos, possibilitando-lhe ampliar conceitos específicos da área e atuar de forma competente e conscienciosa, como convém ao profissional que busca a formação continuada para vencer os desafios que a evolução científico-tecnológica impõe ao mundo contemporâneo. Elaborou-se a presente publicação com a intenção de torná-la subsídio valioso, de modo a facilitar sua caminhada na trajetória a ser percorrida tanto na vida pessoal quanto na profissional. Utilize-a como instrumento para seu sucesso na carreira. Conselho Editorial 6 Organização do Caderno de Estudos e Pesquisa Para facilitar seu estudo, os conteúdos são organizados em unidades, subdivididas em capítulos, de forma didática, objetiva e coerente. Eles serão abordados por meio de textos básicos, com questões para reflexão, entre outros recursos editoriais que visam a tornar sua leitura mais agradável. Ao final, serão indicadas, também, fontes de consulta, para aprofundar os estudos com leituras e pesquisas complementares. A seguir, uma breve descrição dos ícones utilizados na organização dos Cadernos de Estudos e Pesquisa. Provocação Textos que buscam instigar o aluno a refletir sobre determinado assunto antes mesmo de iniciar sua leitura ou após algum trecho pertinente para o autor conteudista. Para refletir Questões inseridas no decorrer do estudo a fim de que o aluno faça uma pausa e reflita sobre o conteúdo estudado ou temas que o ajudem em seu raciocínio. É importante que ele verifique seus conhecimentos, suas experiências e seus sentimentos. As reflexões são o ponto de partida para a construção de suas conclusões. Sugestão de estudo complementar Sugestões de leituras adicionais, filmes e sites para aprofundamento do estudo, discussões em fóruns ou encontros presenciais quando for o caso. Praticando Sugestão de atividades, no decorrer das leituras, com o objetivo didático de fortalecer o processo de aprendizagem do aluno. Atenção Chamadas para alertar detalhes/tópicos importantes que contribuam para a síntese/conclusão do assunto abordado. 7 Saiba mais Informações complementares para elucidar a construção das sínteses/conclusões sobre o assunto abordado. Sintetizando Trecho que busca resumir informações relevantes do conteúdo, facilitando o entendimento pelo aluno sobre trechos mais complexos. Exercício de fixação Atividades que buscam reforçar a assimilação e fixação dos períodos que o autor/ conteudista achar mais relevante em relação a aprendizagem de seu módulo (não há registro de menção). Avaliação Final Questionário com 10 questões objetivas, baseadas nos objetivos do curso, que visam verificar a aprendizagem do curso (há registro de menção). É a única atividade do curso que vale nota, ou seja, é a atividade que o aluno fará para saber se pode ou não receber a certificação. Para (não) finalizar Texto integrador, ao final do módulo, que motiva o aluno a continuar a aprendizagem ou estimula ponderações complementares sobre o módulo estudado. 8 Introdução Todos que já tenham entrado em um automóvel ou ônibus têm a consciência de que sem petróleo não seria possível a sua locomoção. Afinal, gasolina e óleo diesel são derivados do petróleo. Talvez a maioria das pessoas saiba também que, na verdade, o chamado “ouro negro” está no dia a dia de todos nós, até daqueles que não possuem carro nem precisam pegar um ônibus. Basta dizer que esse mineral é a matéria prima do plástico. Entretanto, falar sobre o petróleo não é para muitos. Como ele se forma? Onde fica “escondido”? Como achá-lo? É fácil ou difícil produzi-lo? O que é exatamente um poço de petróleo e como se opera ele? Essas e outras centenas de perguntas não podem ser respondidas por quem nunca estudou o assunto ou por quem viu alguns poucos vídeos na internet. Isso é perfeitamente aceitável e compreensível. Embora a maior empresa do Brasil e uma das maiores do mundo em produção de petróleo exista há quase 60 anos, o primeiro curso de Engenharia de Petróleo Brasileiro foi criado praticamente ao mesmo tempo da chegada da internet em nosso país. Quando a primeira turma de engenheiros de petróleo se formou na Universidade Estadual do Norte Fluminense (UENF), o Brasil já era tetracampeão mundial de futebol e a nossa moeda, o Real. Por isso, se você está estudando para aprender mais sobre o mundo do petróleo, siga em frente que em breve você saberá responder a várias perguntas e será um potencial candidato a construir o mais novo e importante capítulo desta indústria em franca expansão no Brasil. Há muito o que fazer, e você também pode contribuir.Bons estudos. Objetivos » Promover o conhecimento básico dos processos petrolíferos. Tais processos incluem os estudos desde o reservatório à exportação dos fluidos para o continente. Ao final deste estudo, os alunos estarão aptos a conhecer detalhadamente como se comporta o mercado de óleo e gás e suas áreas de atuação. » Identificar as principais disciplinas que compõem a área de petróleo e gás. » Compreender como é o trabalho de desenvolvimento de um sistema de produção que vai viabilizar a exploração e produção de um campo de petróleo, independentemente de suas dimensões e volume. 9 UNIDADE IMERCADO DE PETRÓLEO E GÁS CAPÍTULO 1 Panorama do mercado no Brasil e no mundo Década de 1990, mais precisamente ano de 1997. Para quem não se recorda muito bem qual era a situação do mercado de petróleo nesse período, aí vão algumas informações. O preço do barril de petróleo era muito barato, cerca de 19 dólares. Só isso já seria motivo suficiente para que as empresas do mundo todo estivessem em situação difícil. Além disso, também em 1997, a lei atual do marco regulatório foi aprovada. Naquele ano, o Brasil era importador e sua principal empresa se encaminhava para completar quase uma década sem contratar profissionais por meio de concurso público. Você sabe dizer quantos cursos de graduação em Engenharia de Petróleo eram oferecidos no Brasil? Apenas um. E para finalizar, era alto o índice de endividamento externo. E como estará o setor de óleo e gás daqui a 30 anos? Ou 60 anos? Quem está certo: os que dizem que a época do “pico do petróleo” já passou e que agora fim do combustível é apenas um questão de (pouco) tempo devido à explosão do consumo e ao esgotamento das reservas; ou você acredita que não há motivos para preocupação porque o desenvolvimento do mundo vai continuar justificando um preço alto e ainda a evolução tecnológica será decisiva para explorar as reservas existentes? Para esses, a teoria do fim do petróleo já saiu da pauta, pois há tempos é anunciada e de fato nunca se concretizou. No mundo O registro da participação do petróleo na vida do homem remonta aos tempos bíblicos. Na antiga Babilônia, os tijolos eram assentados com asfalto e o betume era largamente utilizado pelos fenícios na calefação de embarcações. Os egípcios o usaram na pavimentação de estradas, para embalsamar os mortos e na construção de pirâmides, enquanto gregos e romanos dele lançaram mão para fins bélicos. No Novo Mundo, o petróleo era conhecido pelos índios pré-colombianos, que o utilizavam 10 UNIDADE I │ MERCADO DE PETRÓLEO E GÁS para decorar e impermeabilizar seus potes de cerâmica. Os incas, os maias e outras civilizações antigas também estavam familiarizados com o petróleo, dele se aproveitando para diversos fins. O início e a sustentação do processo de busca com crescente afirmação do produto na sociedade moderna datam de 1859, quando foi iniciada a exploração comercial nos Estados Unidos, logo após a célebre descoberta do Cel. Drake, em Tittusville, Pensilvânia, com um poço de apenas 21 metros de profundidade perfurado com um sistema de percussão movido a vapor, que produziu 2 m3/dia de óleo. Descobriu-se que a destilação do petróleo resultava em produtos que substituíam, com grande vantagem de lucro, o querosene obtido a partir do carvão e o óleo de baleia, que eram largamente utilizados para iluminação. Estes fatos marcam o início da era do petróleo. Em 1900, no Texas, o americano Anthony Lucas, utilizando o processo rotativo para perfuração de poços, encontrou óleo a uma profundidade de 354 metros. Este evento foi considerado um marco importante na perfuração e na história do petróleo. Nos anos seguintes, a melhoria dos projetos e da qualidade do aço, os novos projetos de brocas e as novas técnicas de perfuração possibilitam poços com mais de 10.000 metros de profundidade (THOMAS, 2001). No Brasil A história do petróleo no Brasil começa em 1858, quando o Marquês de Olinda assina o Decreto no 2.266 concedendo a José Barros Pimentel o direito de extrair mineral betuminoso para fabricação de querosene, em terrenos situados às margens do Rio Marau, na então província da Bahia. No ano seguinte, o inglês Samuel Allport, durante a construção da Estrada de Ferro Leste Brasileiro, observa o gotejamento de óleo em Lobato, no subúrbio de Salvador. Contudo, as primeiras notícias sobre pesquisas diretamente relacionadas ao petróleo ocorrem em Alagoas em 1891, em função da existência de sedimentos argilosos betuminosos no litoral. O primeiro poço brasileiro com o objetivo de encontrar petróleo, porém, foi perfurado somente em 1897, por Eugênio Ferreira Camargo, no município de Bofete, no estado de São Paulo. Este poço atingiu a profundidade final de 488 metros e, segundo relatos da época, produziu 0,5 m3 de óleo. Em 1938, inicia-se a perfuração do poço DNPM-163, em Lobato, BA, que viria a ser o descobridor de petróleo no Brasil, no dia 21 de janeiro de 1939. O poço foi perfurado com uma sonda rotativa e encontrou petróleo a uma profundidade de 210 metros. Apesar de ter sido considerado antieconômico, os resultados do poço foram de importância fundamental para o desenvolvimento das atividades petrolíferas no país. A partir de 1953, no governo do presidente Getúlio Vargas, foi instituído o monopólio estatal do petróleo com a criação da Petrobras, que deu partida decisiva nas pesquisas do petróleo brasileiro. O grande fato dos anos 1970, quando os campos de petróleo do Recôncavo Baiano já entravam na maturidade, foi à descoberta da província petrolífera da Bacia de Campos, RJ, através do campo de Garoupa. Nessa mesma década, outro fato importante foi a descoberta de petróleo na plataforma continental do Rio Grande do Norte, através do campo de Ubarana (THOMAS, 2001). 11 MERCADO DE PETRÓLEO E GÁS│ UNIDADE I A descoberta de um gigante A década de 1980 marcou a descoberta e o início da produção daquele que é o maior campo de petróleo já descoberto no Brasil. O campo de Marlim foi descoberto em 1985, durante a campanha de exploração de campos em águas profundas na Bacia de Campos. Por se tratar de vencer uma fronteira tecnológica na época, aliando uma produção em águas profundas ao desafio do desenvolvimento de um mega sistema de produção que pudesse extrair de forma eficiente uma quantidade de óleo tão significativa, a campanha exploratória do campo de Marlim foi bastante extensa. Foi preciso considerar o uso de diversas novas tecnologias que estavam sob desenvolvimento para que fosse uma operação do campo. Em 1986, a Petrobras, que até então comprava tecnologia, viu-se diante de viabilizar a produção em condições ambientais até então não exploradas. Após pesquisar no mercado e descobrir que não havia tecnologia disponível para esta profundidade e tendo que aumentar suas reservas, a empresa decidiu investir no desenvolvimento de novas tecnologias. Para isso foi criado então o Programa de Capacitação Tecnológica em Águas Profundas – PROCAP. Era um projeto extremamente ambicioso, pois, na época, a Petrobras explorava petróleo na faixa dos 150 metros e já tinha planos para os 1000 metros. Em um primeiro momento, a pequena, mas importante experiência prévia adquirida no desenvolvimento Bacia de Campos contribuiu para o primeiro óleo no início da década de 1990. As extensões do campo aliadas às características do reservatório requereram um grande número de poços submarinos, e por isso o plano de desenvolvimento foi baseado na implementação por fases em diversos períodos. Esse modelo, também usado em outros desenvolvimentos na Bacia de Campos, permitiu que houvesse um grande investimento de recursos para suportar a exploração e produção. O campo de Marlim está situado na parte nordeste da Bacia de Campos, aproximadamente a 110 km do Estado do Rio de Janeiro. Em 1992, entrou em operação um sistema de operação piloto consistido de uma plataforma e alguns poços. O sistema definitivodo campo foi desenvolvido com base nas informações dos sistemas pré-piloto e piloto, e como dito anteriormente, foi dividido em módulos. Foram cinco ao total, com o primeiro sendo implantado em 1994 através da plataforma P-18 e o último em 2000, com a operação do navio do tipo FPSO P-37, que possui capacidade de processamento de até 150.000 barris por dia. Ao todo foram instaladas nove unidades de produção, sendo cinco do tipo FPSO e quatro do tipo SS. A capacidade nominal de processamento do óleo atingiu quase 1.000.000 de barris por dia. Diversas tecnologias foram incorporadas no projeto de Marlim, sendo aplicadas até hoje em vários empreendimentos da Petrobras, como por exemplo, a utilização de poços horizontais em arenitos e desenvolvimento de árvores de natal molhadas. A produção no campo de Marlim atingiu um pico de 650.000 barris por dia em 2002, acima da previsão inicial. Até hoje os desafios continuam na lista de atividades dos responsáveis pela explotação do campo gigante, só que o foco agora é evitar um acentuado declínio já que trata-se de um campo com alto grau de maturidade. 12 UNIDADE I │ MERCADO DE PETRÓLEO E GÁS Figura 1. As plataformas do campo de Marlim Fonte: (LORENZATTO e outros, 2004) A produção de petróleo no Brasil cresceu de 750 m3/dia na época da criação da Petrobras para mais de 182.000 m3/dia no final dos anos 90, graças aos contínuos avanços tecnológicos de perfuração e produção na plataforma continental. Em 2011, a produção média no Brasil ficou em cerca de 2 milhões de barris por dia, e com o descobrimento dos campos gigantes do pré-sal, a Petrobras estima em seu plano de negócios 2012-2016 que a produção atinja mais do que o dobro em 2020, chegando a mais de 5 milhões de barris por dia. Vale a pena assistir ao documentário A história do petróleo – A era das grandes companhias, do canal History. 13 CAPÍTULO 2 Principais regiões produtoras de petróleo Descoberta dos campos de petróleo abaixo da enorme camada de sal. Sem dúvida, um momento histórico na exploração de petróleo no Brasil. Mas, o que isso significou em termos mundiais? Quantos campos desse mesmo porte já foram descobertos na história? Será que tanto alvoroço se justifica? Antes de responder a essas perguntas, vamos ver como se classifica um campo quanto ao seu tamanho. O quadro 1 mostra a distribuição de campos petrolíferos de acordo com o tamanho. Até hoje somente dois campos descobertos podem ser classificados como Mega gigante, ou seja, com reservas totais de mais 50 bilhões de barris. Nosso primeiro campo do pré-sal, Lula (ex-Tupi), pode ser considerado um campo Super gigante, pois seu volume original ultrapassa os cinco bilhões de barris. QUADRO 1. CLASSIFICAÇÃO DOS CAMPOS PETROLÍFEROS Qualidade do Campo EUR (milhões de barris) Tamanho Estados Unidos Total do Mundo AAAAAA > 50,000 Mega Gigante Nenhum 2 AAAA 5,000 – 50,000 Super Gigante 2 40 AAA 500 – 5,000 Gigante 46 328 AA 100 – 500 Maior 240 961 A 50 – 100 Grande 327 895 B 25 – 50 Médio 356 1,109 C 10 – 25 Pequeno 761 2,128 D 1 – 10 Muito pequeno 4,599 7,112 E 0.1 – 1 Minúsculo 9,533 10,849 F 0 – 0.1 Insignificante 11,021 11,751 ND 0 – 0.05 Outros pequenos 4,500 5,998 Qualidade A-F originalmente definida por AAP Total 31,385 41,164 Fonte:L.F.Ivanhoe e G.G.Leckie.”Óleo Global,Campos de Gás,Tamanhos registrados,Analizados’’,Jornal de Óleo e Gás,15 de fevereiro de 1993,pp.87-91. Entretanto, se compararmos ele ao maior campo de petróleo já descoberto no mundo, Ghawar, na Arábia Saudita, com nada menos do que 75 bilhões de barris, nem parece tão gigante assim. Na verdade Lula nem é o maior campo já descoberto no Brasil. Como pode- -se observar no quadro abaixo, o campo de Marlim, descoberto em 1985, passou da casa dos 10 bilhões de barris de petróleo e até hoje responde por uma parcela significativa da produção brasileira. No último capítulo desta apostila você conhecerá mais detalhes sobre o desenvolvimento deste campo gigante. 14 UNIDADE I │ MERCADO DE PETRÓLEO E GÁS QUADRO 2. OS MAIORES CAMPOS JÁ DESCOBERTOS (sem pré-sal) World Giant Oil Fields Field, Country Size estimate (billion barrels) Discovery Date Ghawar, Saudi Arabia 75-83 1948 Burgan, Kuwait 66-72 1938 Cantarell, Mexico 35 1976 Bolivar Coastal, Venezuela 30-32 1917 Safaniya-Khafji, Saudi Arabia / Neutral Zone 30 1951 Rumaillia, Iraq 20 1953 Tengiz, Kazakhstan 15-26 1979 Ahwaz, Iran 17 1958 Kirkuk, Iraq 16 1927 Marun, Iran 16 1963 Daging, China 16 1959 Gachsaran, Iran 15 1927 Aghajari, Iran 14 1936 Samotior, West Siberia, Russia 14-16 1961 Prudhoe Bay, Alaska, USA 13 1968 Kashagan, Kazakhstan 13 2000 Abqaiq, Saudi Arabia 12 1940 Romashkino, Russia 12-14 1948 Chicontepec, Mexico 12 1926 Berri, Saudi Arabia 12 1964 Zakum, UAE 12 1963 Manifa, Saudi Arabia 11 1957 Faroozan-Marjan, Saudi Arabia/Iran 10 1966 Marfim, Brazil 10-14 1985 Fonte:L.F.Ivanhoe e G.G.Leckie.”Óleo Global,Campos de Gás,Tamanhos registrados,Analizados’’,Jornal de Óleo e Gás,15 de fevereiro de 1993,pp.87-91. Onde está o petróleo? Quem observar com calma a tabela anterior vai verificar que quase todos os campos foram descobertos ainda no século passado. Devido ao seu tamanho e ao desenvolvimento de novas tecnologias, grande parte deles continua em plena produção e ainda com bastante óleo. O quadro a seguir mostra o tamanho das principais reservas ainda existentes no mundo. Como a data de referência é 2007, não estão incluídos os campos do pré-sal brasileiro. Isso quer dizer que, quando pudermos estimar qual o tamanho de todo o campo pré-sal, muito provavelmente o Brasil vai se posicionar na lista dos 10 maiores países em volume de reservas de petróleo a produzir. 15 MERCADO DE PETRÓLEO E GÁS│ UNIDADE I QUADRO 3 – AS MAIORES RESERVAS DO MUNDO World Giant Oil Fields Country January 2007 Reserves (1000 bbI) Cumulated Reserve (%) Saudi Arabia 259,800,000 19.7 Canada 179,210,000 33.3 Iran 136,270,000 43,7 Iraq 115,000,000 52.4 Kuwait 99,000,000 59.9 Abu Dhabi 92,200,000 66.9 Venezuela 80,012,000 73.0 Russia 60,000,000 77.5 Libya 41,464,000 80.7 Nigeria 36,220,000 83.4 Kazakhstan 30,000,000 85.7 United States 21,757,000 87.4 China 16,000,000 88.6 Qatar 15,207,000 89.7 Mexico 12,352,000 90.7 Algeria 12,270,000 91.6 Brazil 11,772,640 92.5 Angola 8,000,000 93.1 Norway 7,849,300 93.7 Azerbaijan 7,000,000 94.2 India 5,624,640 94.7 Oman 5,500,000 95.1 Sudan 5,000,000 95.5 Neutral Zone 5,000,000 95.8 Ecuador 4,517,000 96,2 Indonesia 4,300,000 96.5 Dubai 4,000,000 96.8 United Kingdom 3,875,000 97.1 Egipt 3,700,000 94.4 Malaysia 3,000,000 97.6 TOTAL WORLD 1,317,447,415 100 O mapa abaixo ilustra os números do quadro anterior, com sua distribuição em algumas regiões do mundo. Estima-se que com o pré-sal do Brasil, a parcela da América do Sul pode passar dos atuais 9% para cerca de 13%. 16 UNIDADE I │ MERCADO DE PETRÓLEO E GÁS Figura 2. Distribuição do “ouro negro” (reservas) PRADO, Maurício. Curso de gas-lift avançado, 2007. Relação reserva X produção Mas será que basta ter reservas? Não. É claro que sem elas, não há produção. Porém, sem uma avaliação técnica e econômica do campo, não é possível sequer avaliar se vale a pena começar a sua produção em definitivo. Em outras palavras, é preciso comprovar a sua comercialidade. O bom mesmo é ter uma reserva grande aliada a uma produção representativa. Por isso, na hora de avaliar se uma empresa operadora de petróleo possui um bom potencial, é preciso conhecer a relação reserva/produção, ou simplesmente R/P. O quadro a seguir mostra o tamanho das 30 maiores reservas no mundo e qual era a produção nos países considerando o ano de 2005. Quadro 4. RESERVAS COM PRODUÇÃO DIÁRIA World Giant Oil Fields Country January 2007 Reserves (1000 bbI) 2005 Production (1,000 bpd) Cumulated Production (%) Russia 60,000,000 9,190.0 12.7 Saudi Arabia 259,800,000 9,060.0 25.2 United States 21,757,000 5,178.4 32.4 Iran 136,270,0003,890.8 37.8 China 16,000,000 3,627.1 42.8 Mexico 12,352,000 3,334.2 47.4 Venezuela 80,012,000 2,705.8 51.1 Norway 7,849,300 2,697.6 54.8 Nigeria 36,220,000 2,406.7 58.2 Canada 179,210,000 2,368.8 61.4 17 MERCADO DE PETRÓLEO E GÁS│ UNIDADE I World Giant Oil Fields Country January 2007 Reserves (1000 bbI) 2005 Production (1,000 bpd) Cumulated Production (%) Abu Dhabi 92,200,000 2,300.0 64.6 Kuwait 99,000,000 2,130.0 67.6 Iraq 115,000,000 1,810.0 70.1 United Kingdom 3,875,000 1,678.0 72.4 Libya 41,464,000 1,640.0 74.6 Brazil 11,772,640 1,634.0 76.9 Algeria 12,270,000 1,351.7 78.8 Angola 8,000,000 1,238.1 80.5 Kazakhstan 30,000,000 994.2 81.9 Indonesia 4,300,000 945.0 83.2 Qatar 15,207,000 798.3 84.3 Malaysia 3,000,000 770.0 85.3 Oman 5,500,000 757.5 86.4 Egipt 3,700,000 695.0 87.3 India 5,624,640 659.1 88.3 Neutral Zone 5,000,000 580.0 89.1 Ecuador 4,517,000 532.0 89.8 Azerbaijan 7,000,000 443.3 90.4 Sudan 5,000,000 290.0 90.8 Dubai 4,000,000 102.0 90.9 TOTAL WORLD 1,317,447,415 72,362.1 100 O pré-sal De desconhecido a bilhete premiado. A mais nova fronteira da indústria do petróleo foi descoberta em 2007 e pode ser considerada a maior das últimas décadas, considerando-se apenas parte de seu volume. Para se ter uma ideia, o pré-sal já dobrou as reservas de petróleo do país, considerando uma estimativa extremamente conservadora. O valor de cerca de 30 bilhões de barris pode chegar ao inacreditável número de 100 bilhões. Se isso se concretizar, o Brasil, sem dúvida, fará parte da elite dos produtores de petróleo do mundo, uma verdadeira potência energética mundial. Porque pré-sal? Os reservatórios com óleo que estão localizados abaixo da camada de sal, como mostra a figura abaixo, são assim chamados porque se formaram em camadas de rocha que se depositaram numa época anterior a deposição do sal, proveniente da água salgada do mar que hoje é conhecido como Oceano Atlântico. Portanto, a matéria orgânica que deu origem ao petróleo dos reservatórios do pré-sal é de origem terrestre, do tempo em que os continentes americano e africano eram unidos. Já o petróleo produzido a partir dos reservatórios localizados acima da camada de sal, isto é, do pós-sal, são de origem marinha. Isso explica em parte a melhor qualidade do petróleo do pré-sal. 18 UNIDADE I │ MERCADO DE PETRÓLEO E GÁS FIGURA 3. O DESAFIO DO PRÉ-SAL PRADO, Maurício. Curso de gas-lift avançado, 2007. Em abril de 2010, o então presidente da Petrobras José Sergio Gabrielli Azevedo, participou do Seminário Nordeste sobre pré-sal, onde reforçou papel estratégico que o novo marco regulatório trará para a companhia. Ele intensificou a ideia de que o crescimento econômico depende também do avanço da indústria do petróleo e que já é possível perceber esse crescimento. Como exemplo, citou a recuperação da indústria naval brasileira, com novos estaleiros pelo país. As características do polo pré-sal da Bacia de Santos, como a localização em águas ultra profundas, a existência de uma camada de sal que chega a cerca de dois quilômetros de espessura e centenas de quilômetros de distância da costa, tornam aquela província sem similar, no mundo, e constituem um desafio tecnológico sem precedentes na indústria. As dificuldades para o desenvolvimento da produção do polo passam, entre muitas outras, pela definição do melhor modelo geológico a ser adotado, pela geometria de poço mais econômica e adequada aos reservatórios, pela garantia de escoamento do petróleo pelos dutos. No caso de Lula, a maior acumulação encontrada naquela província, até agora, é preciso definir, ainda, soluções para outras questões técnicas importantes como, por exemplo, o tratamento ideal do dióxido de carbono (CO2) produzido. Além disso, como os primeiros testes realizados indicam presença maciça de gás associado, em toda a área, outro grande desafio será conceber e desenvolver plantas e métodos para processar e exportar o gás produzido a distâncias que chegam a aproximadamente 300 quilômetros da costa. 19 MERCADO DE PETRÓLEO E GÁS│ UNIDADE I Figura 4. A província do pré-sal <http://diariodopresal.wordpress.com/tag/interesse-internacional-no-pre-sal/> Como podemos observar na figura acima, a área total da província do pré-sal que se conhece hoje é de quase 15.000 km2. Dessa área, menos de 30% já foi concedida, ou seja, já está entregue a uma ou mais empresas que detém o direito de explorar comercialmente o petróleo daquela área por um determinado período de concessão (por exemplo, 25 anos). A grande maioria restante (71,97%) ainda possui apenas um único dono, o governo brasileiro. Cabe a ele decidir como vai conceder esse direito, mediante sempre a uma compensação por parte da(s) empresa(s), sendo o mais conhecido, o royalty. Na verdade o governo já escolheu a forma como vai conceder o “bilhete premiado”, por meio do projeto de lei que altera o regime para a exploração do pré-sal no Brasil, passando de concessão para partilha. Por que bilhete premiado? Para entender melhor porque se fala tanto essa expressão para se referir aos campos gigantes do pré-sal, é preciso analisar o desempenho da Petrobras (disparada a maior operadora do pré-sal e empresa responsável por sua descoberta) em sua campanha de perfuração de poços naquela área. Enquanto a média mundial de sucesso na perfuração dos poços não ultrapassa os 40%, a taxa de sucesso da Petrobras considerando os 30 primeiros poços perfurados entre as Bacias de Santos e do Espírito Santo foi de nada menos do que 87%, ou seja, de cada 10 poços, pelo menos em 8 deles foi localizado algum acúmulo de hidrocarbonetos. E se restringirmos essa procura somente a Bacia de Santos, onde estão localizados os maiores campos com comercialidade declarada, para os 13 primeiros poços o índice foi simplesmente 100%. Somente os campos de Lula e Iara juntos possuem um volume de petróleo estimado de 8 a 12 bilhões de barris. Sem dúvida é muito petróleo. 20 UNIDADE I │ MERCADO DE PETRÓLEO E GÁS Para antecipar esse óleo todo, a Petrobras criou, no final de 2007, um programa multidisciplinar, que acompanhará as várias fases de desenvolvimento da área. Em parceria com universidades brasileiras e internacionais, além da cadeia de fornecedores, o PROSAL (Programa Tecnológico para o Desenvolvimento da Produção dos Reservatórios do Pré-sal) cuida da gestação e desenvolvimento de tecnologias para viabilizar o aproveitamento das novas descobertas. Além disso, para o caso do campo localizado na bacia do Espírito Santo, batizado de Parque das Baleias, o início da produção pôde ser imediata, já que havia uma plataforma de produção bem próxima à área, produzindo petróleo dos reservatórios acima da camada de sal. Cuidado com os poços A área de engenharia de poços é um exemplo do pioneirismo das soluções que vêm sendo elaboradas para o pré-sal. Os técnicos têm se debruçado sobre questões inéditas, como o desvio das perfurações dentro da zona de sal. Construir poços em estratos geológicos em que a espessura salina chega a dois quilômetros é uma operação delicada e incomum na indústria do petróleo. Além disso, esses poços devem ter revestimento especial que garanta sua integridade ao longo da vida útil do campo, resistindo ao peso que a camada de sal impõe ao poço. Vale lembrar que, devido ao alto valor do investimento, espera-se que um poço de produção na área dure, no mínimo, 27 anos. ACESSE O SITE DA AGÊNCIA NACIONAL DE PETRÓLEO, GÁS E BIOCOMBUSTÍVEIS PARA SABER MAIS SOBRE O TRABALHO DESTA AGÊNCIA. <WWW.ANP.GOV.BR>. Assista ao excelente documentário do canal Discovery, chamado O desafio do pré-sal. Faça um resumo listando os principais desafios para a exploração e produção desta nova fronteira tecnológica, sugerindo algumas ações que poderiam contribuir para o sucesso do empreendimento. 21 CAPÍTULO 3 Principais empresas produtoras e prestadoras de serviços Operadoras Fundada em 1953, pelo então presidenteGetúlio Vargas, através da Lei no 2004, a empresa Petróleo Brasileiro SA é hoje uma das maiores do mundo no setor energético. As operações de exploração e produção de petróleo, bem como as demais atividades ligadas ao setor de petróleo, gás natural e derivados, à exceção da distribuição atacadista e da revenda no varejo pelos postos de abastecimento, foram conduzidas pela Petrobras de 1954 a 1997, período em que a empresa tornou-se líder na comercialização de derivados no país. Depois de exercer por mais de 40 anos, em regime de monopólio, o trabalho de exploração, produção, refino e transporte do petróleo no Brasil, a Petrobras passou a competir com outras empresas estrangeiras e nacionais em 1997, quando o presidente Fernando Henrique Cardoso sancionou a Lei no 9.478, de 6 de agosto de 1997. A lei regulamentou a redação dada ao artigo 177, §1o da Constituição da República pela Emenda Constitucional no 9 de 1995, permitindo que a União contratasse empresas privadas para exercê-lo. A Petrobras é referência internacional na exploração de petróleo em águas profundas, para a qual desenvolveu tecnologia própria, pioneira no mundo, sendo a líder mundial deste setor. O seu projeto Roncador recebeu, em março de 2001, o Distinguished Achievement Award - OTC’2001, tornando-se uma referência tecnológica para o mundo do petróleo e confirmando a liderança da Petrobras em águas profundas. Tão famoso quanto este prêmio é o Centro de Pesquisas Leopoldo Américo Miguez de Mello, ou simplesmente, CENPES. Localizado na ilha do fundão, no Rio de Janeiro, está dentro da cidade universitária da maior universidade do Estado, a Universidade Federal do Rio Janeiro. É do centro a responsabilidade de planejar, coordenar, executar, promover e acompanhar as atividades de P&D e de engenharia básica relacionadas com a indústria do petróleo e outras fontes de energia. Além disso, o CENPES também é responsável por constituir e manter relacionamento com a comunidade de Ciência e Tecnologia (C&T), por meio de universidades e centros de pesquisa do país; Prestar assistência técnica e executar serviços centralizados nas áreas de informação técnica e propriedade industrial (marcas e patentes); e propor diretrizes em tecnologia e inovação para a Petrobras, sempre em parceria com seus “clientes”, isto é, as unidades produtoras da empresa e sua sede. 22 UNIDADE I │ MERCADO DE PETRÓLEO E GÁS Recentemente foi inaugurado o novo CENPES, na verdade uma expansão com instalações mais modernas e que terão papel fundamental no desenvolvimento das tecnologias necessárias para vencer todos os desafios da produção dos campos localizados em águas ultra profundas, com destaque, é claro, para o pré-sal. Com mais de 60 mil empregados próprios e uma cadeia de milhares de fornecedores, a Petrobras também está em franca expansão. Afinal, de acordo com seu último Plano de Negócios (2012-2016), a previsão é de que a produção de óleo e gás dobre de tamanho até 2020. Para ter-se uma ideia da importância da empresa para o país, sem ela, um terço do Programa de Aceleração do Crescimento (PAC) não teria ocorrido. Somente entre 2007 e 2010, estima-se que tenham saído da Petrobras nada menos do que 150 bilhões de dólares de investimento. Á medida que a produção avançar no pré-sal, sua importância na economia crescerá ainda mais. Estima-se que suas encomendas de bens e serviços somarão US$ 400 bilhões em dez anos. Os empregos diretos e indiretos devem crescer para 2,1milhões. Em 2020, quando a extração no oceano estiver a todo vapor, calcula-se que a empresa e seus fornecedores responderão por 20% da riqueza gerada no país. Shell Segunda maior produtora de petróleo do Brasil, a anglo-holandesa Shell é uma empresa global de energia com cerca de 100 mil funcionários em mais de 90 países e territórios. No Brasil, a Shell emprega 2 mil pessoas e está envolvida em diversas áreas de negócio. No segmento upstream, a Shell participa em 13 concessões exploratórias (8 offshore, 5 onshore), 6 dessas operadas pela Shell e 3 na região do pré-sal (BM-S-8, BM-S-54 e BM-S-45). Existem ainda, quatro campos em desenvolvimento (Atlanta, Oliva, Nautilus, Argonauta-ON) e cinco em produção (Bijupirá, Salema, Argonauta BW, Ostra e Abalone). A Shell possui também uma fábrica de lubrificantes na Ilha do Governador. Desde 2003, atua na Bacia de Campos (RJ), nos campos de Bijupirá e Salema, tendo produzido, em 2008, uma média de 28 mil barris de óleo relativamente leve (28º-31º API) e 445 mil metros cúbicos de gás por dia. O petróleo é armazenado na plataforma FPSO Fluminense, cuja capacidade de armazenamento é de 1,3 bilhão de barris/dia. Já em relação ao gás, parte é utilizada na geração de energia da própria plataforma e parte segue por duto para a P-15, plataforma de Petrobras (parceira da Shell no projeto, com 20% de participação). Fechou o ano de 2008 presente em 15 blocos. A mais nova aquisição foi feita em dezembro de 2008, na 10ª Rodada de Licitação da Agência Nacional de Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP), quando foram arrematados cinco blocos localizados na Bacia de São Francisco (MG). A área marca o início do investimento da Shell em blocos onshore (em terra) em terra adquiridos no país. Ainda em 2008, as atenções da área se voltaram para a preparação do Parque das Conchas (BC-10), na Bacia de Campos, na costa do Estado do Espírito Santo, para a extração do primeiro óleo em julho de 2009. A plataforma, com capacidade para processar 100 mil barris de petróleo e 1,4 milhão de metros cúbicos de gás por dia, chegou ao país no fim de 2008. 23 MERCADO DE PETRÓLEO E GÁS│ UNIDADE I A alta complexidade dos campos descobertos no Parque das Conchas (BC-10) levou à combinação inovadora de uma série de tecnologias, como a instalação de equipamentos que dispensam o uso de sonda de perfuração; e a utilização de risers (dutos) com flutuadores para reduzir o peso na conexão com a plataforma. A Shell também investe em projetos de pesquisa com universidades brasileiras, como o de modelagem estratigráfica de reservatórios, realizado em parceria com a Universidade Federal do Rio Grande do Sul. Veja o quadro abaixo. Quadro 5. Portfólio dos Projetos em Desenvolvimento ou Operação no Brasil Blocos em produção Operador Participação da Shell Bijupirá & Salema (Bacia de Campos) Shell 80% BC-10 (Bacia de Campos) Shell 50% Blocos em desenvolvimento Operador Participação da Shell BS-4 (Bacia de Santos) Shell 40% Blocos em exploração Operador Participação da Shell Offshore BM-S-8 (Bacia de Santos) Petrobras 20% BM-C-31 (Bacia de Campos) Petrobras 20% BM-S-45 (Bacia de Santos) Petrobras 40% BM-ES-23 (Bacia do Espírito Santo) Petrobras 35% BM-ES-27 (Bacia do Espírito Santo) Petrobras 17,5% BM-ES-28 (Bacia do Espírito Santo) Shell 82,5% BM-S-54 (Bacia de Santos) Shell 100% Onshore SFT-80 (Bacia de S. Francisco) Shell 100% SFT-81 (Bacia de S. Francisco) Shell 100% SFT-82 (Bacia de S. Francisco) Shell 100% SFT-83 (Bacia de S. Francisco) Shell 100% SFT-93 (Bacia de S. Francisco) Shell 100% Fonte: <http://www.shell.com/home/content/bra/products_services/solutions_for_businesses/ep/about_ep_brazil/#subtitle_3> A americana Chevron é outro gigante multinacional que já produz petróleo nos campos marítimos brasileiros. Presente no país há muito tempo por meio dos postos de combustíveis, a empresa desenvolve muitos projetos na área de Exploração e Produção de Petróleo, como pode ser vista a seguir. 24 UNIDADE I │ MERCADO DE PETRÓLEO E GÁS A Chevron tem trabalhado fortemente no interesse em incrementar sua participação nos campos de petróleo no Brasil. Durante o ano de 2011, a produção média diária foi de 71.000 barris de óleo e 28 milhões de pés cúbicos de gás natural. A empresa possui ainda participação direta em campos de águas profundas na Bacia de Campos, como Frade, Papa--Terra e Maromba. No caso do campo de Frade, a empresa é a operadora com 51,7% de participação. O campo está localizado auma lamina de água de aproximadamente 3.700 pés, a cerca de 370 km a nordeste do Rio de Janeiro, na Bacia de Campos. Frade é um desenvolvimento submarine com poços ligados diretamente a um navio FPSO. O projeto consta de 11 poços produtores e 4 poços injetores, o que significa em termos de produção a uma vazão máxima diária de 80.000 barris de óleo e 34 milhões de pés cúbicos de gás natural. O primeiro óleo do campo de Frade foi anunciado em 2009. Desenvolvimento em Papa-Terra e Maromba Ainda na Bacia de Campos, a Chevron é não operadora nos campos de Papa-Terra e Maromba. O campo de Papa-Terra está localizado a aproximadamente 1200 metros de lamina de água. Seu plano de desenvolvimento prevê a utilização de 2 Unidades Estacionárias de Produção, sendo 1 FPSO e uma Tension Leg Plataform (TLP), com capacidade para produzir 140.000 barris de óleo por dia. A maior parte da produção do campo é de óleo pesado. Os poços com óleo leve serão interligados diretamente ao FPSO. Chevron detém participação de 37,5% no campo. O desenvolvimento do campo de Maromba foi sendo avaliado no início de 2012. Chevron tem participação de 30% neste campo, que é operado pela Petrobras. Lubrificantes A Chevron vem conquistando espaço no Brasil também na área de lubrificantes, mercado considerado chave para companhia. Por isso, ela opera atualmente uma unidade fabril no Rio de Janeiro responsável pela produção de 1 bilhão de barris de óleos lubrificantes por ano. Outra planta, em São Paulo, produz 15 mil toneladas de lubrificantes comerciais, além de outros produtos. Os lubrificantes Havoline® e Ursa® são reconhecidos como líderes de mercado. Maior empresa prestadora de serviços do setor de O&G do mundo, a Schlumberger opera no Brasil desde 1945, oferecendo soluções tecnológicas para os desafios da indústria de óleo e gás local. Hoje a companhia possui operações em 12 lugares espalhados pelo país e emprega mais de duas mil pessoas no Brasil. 25 MERCADO DE PETRÓLEO E GÁS│ UNIDADE I A Schlumberger é a líder mundial no fornecimento de tecnologia, gerenciamento de projetos integrados e soluções de informação para clientes que atuam na indústria global de óleo e gás. Com aproximadamente 105 mil empregados, representando mais de 140 nacionalidades e trabalhando em cerca de 80 países, a empresa fornece o mais amplo espectro de produtos e serviços para a indústria, da exploração à produção. Destaque A Schlumberger foi a primeira grande empresa a inaugurar um centro de pesquisas na ilha do fundão, no Rio de Janeiro. O novo centro, que iniciou os trabalhos em dezembro de 2010, possui um centro de pesquisas em geoengenharia, um centro de tecnologia em geoengenharia e um hub de geosoluções, além de laboratórios de reservatórios. Cada elemento preenche uma necessidade chave em exploração e desenvolvimento de reservatórios em águas profundas e no pré-sal. O centro de pesquisas, projetado para trabalhar em estreita colaboração tanto com os clientes como com as universidades, vai realizar pesquisa e desenvolvimento para aprimorar o entendimento da indústria sobre as formações do pré-sal e a otimização do seu desenvolvimento. O centro de tecnologia em geoengenharia vai desenvolver fluxos de trabalho e aplicativos utilizando a plataforma de desenvolvimento de software Ocean* e o software Petrel*, que oferece soluções da sísmica à simulação. Soluções regionais para a integração de dados de sísmica e outras técnicas serão desenvolvidas no WesternGeco GeoSolutions, enquanto três laboratórios de reservatórios fornecerão instalações para testar e avaliar rochas e fluidos de reservatórios sob condições controladas para diversas aplicações, incluindo a construção de poços e o estímulo de reservatórios. O Centro de Pesquisas em Geoengenharia da Schlumberger no Brasil possui 10 mil m2 e é a primeira instalação do tipo, da Schlumberger, no Hemisfério Sul. Quando o quadro de empregados estiver totalmente preenchido, até 300 cientistas, engenheiros e técnicos, funcionando em grupos multidisciplinares e colaborativos, vão trabalhar para desenvolver soluções inovadoras para os desafios técnicos associados às complexas formações encontradas nas águas profundas da costa brasileira. Dando continuidade a um tema que agora envolve os centros de pesquisa da Schlumberger, as novas instalações do Brasil estão localizadas perto da experiência acadêmica de vanguarda da Universidade Federal do Rio de Janeiro e no mesmo campus que abriga o centro de pesquisas da Petrobras, CENPES. Fundada em 1919, a partir do legado das quatro empresas, a Halliburton de hoje é uma das maiores empresas de serviços para campos petrolíferos do mundo e um dos principais prestadores de serviços de engenharia e construção. A corporação emprega mais de 70.000 empregados em aproximadamente 80 países, manifestando uma presença global extensa com capacidades comprovadas. A companhia é marcada por oferecer inúmeras soluções para todo o ciclo de vida de um campo de petróleo, desde o reservatório, ajudando a localizar as acumulações de hidrocarbonetos e 26 UNIDADE I │ MERCADO DE PETRÓLEO E GÁS gerenciando os dados geológicos, passando pelas ótimas ferramentas e tecnologias para perfuração e avaliação das formações, construção de poços e completação, até chegar finalmente nos aplicativos que permitem uma otimização da produção dos poços. Destaque Sperry Drilling está liderando a indústria na perfuração de poços mais rápidos, seguros e com mais precisão. O objetivo é otimizar a eficiência de perfuração por meio do aumento da taxa de penetração e de redução tempos não produtivos. Operações em tempo real são fundamentais para a entrega – de operar remotamente equipamentos para soluções de consultoria. Soluções disponíveis. » Perfuração Direcional » Perfuração Otimização » Medidas While Drilling » Logging While Drilling » Perfuração de pressão otimizada » Sistemas Multilaterais » Serviços em tempo real Uma das maiores companhias de serviços do mundo na indústria do petróleo, a Weatherford opera em mais de 100 países e emprega mais de 50.000 pessoas em todo mundo. No Brasil, assim como suas principais concorrentes, mantém em Macaé sua maior base operacional, onde trabalham mais de 1000 colaboradores nas linhas de produtos mais importantes desde a perfuração até a otimização de campo de petróleo através de um dos melhores aplicativos computacionais da indústria. Destaque A Weatherford é a principal companhia provedora de soluções para elevação artificial. É a única que possui equipamentos e serviços para todos os métodos, desde o mais utilizado no mundo (Bombeio Mecânico) até o responsável pela maior parte da produção no Brasil, o gás -lift. Para melhor atender as linhas de produtos ligadas à elevação artificial, a empresa possui duas fábricas no Brasil. No município de São Leopoldo – RS, está instalada a fábrica de equipamentos para o método Bombeio de Cavidades Progressivas, entre eles bombas, rotores e cabeçotes. E no 27 MERCADO DE PETRÓLEO E GÁS│ UNIDADE I município do Rio de Janeiro, fica uma novíssima fábrica de Unidades de Bombeio (mais conhecida como “cavalo de pau”). No mesmo local, funcionava uma antiga fábrica brasileira do mesmo equipamento. Pesquise sobre o mercado de equipamentos submarinos e de sondas. envie ao tutor seu “guia” para quem quer saber mais sobre esses importantes itens. 28 UNIDADE IIEXPLORAÇÃO DE PETRÓLEO CAPÍTULO 1 Papel de geólogos e geofísicos O Petróleo O petróleo é uma substância oleosa, inflamável, menos densa que a água, com cheiro característico e de cor variando entre o negro e o castanho escuro. Embora objeto de muitas discussões no passado, hoje se tem como certa a sua origem orgânica, sendo uma combinação de moléculas de carbono e hidrogênio. Admite-se que esta origem esteja ligada à decomposição dos seres que compõem o plâncton – organismos em suspensão nas águas doces ou salgadas tais como protozoários, celenterados e outros organismos– causados pela pouca oxigenação e pela ação de bactérias. Estes seres decompostos foram, ao longo de milhões de anos, se acumulando no fundo dos mares e dos lagos, sendo pressionados pelos movimentos da crosta terrestre e transformaram-se na substância oleosa que é o petróleo. Ao contrário do que alguns pensam, o petróleo não permanece na rocha que foi gerado – a rocha matriz – mas desloca-se até encontrar um terreno apropriado para se concentrar. Esses terrenos são denominados bacias sedimentares, formadas por camadas ou lençóis porosos de areia, arenitos ou calcários. O petróleo aloja-se ali, ocupando os poros rochosos. Ele acumula-se, formando jazidas. Ali, são encontrados o gás natural, na parte mais alta, e petróleo e água, na parte mais baixa. Figura 5. Distribuição dos fluidos em uma estrutura geológica 29 EXPLORAÇÃO DE PETRÓLEO │ UNIDADE II Em meados do século XIX, a necessidade de combustível para iluminação (principalmente querosene, mas em algumas áreas, gás natural) levou ao desenvolvimento da indústria do petróleo. Principalmente no século XIX, o crescimento do transporte motorizado fez com que a demanda crescesse muito rapidamente. Hoje em dia, o petróleo fornece uma grande parte da energia mundial utilizada no transporte e é a principal fonte de energia para muitas outras finalidades. O petróleo tornou-se fonte de milhares de produtos petroquímicos. A palavra petróleo vem do latim, petra e oleum, correspondendo à expressão “pedra de óleo”. O petróleo ocorre na natureza ocupando vazios, existentes entre os grãos de areia na rocha, ou pequenas fendas com intercomunicação, ou mesmo cavidades também interligadas. Estudos arqueológicos mostram que a utilização do petróleo iniciou-se 4000 anos antes de Cristo, sob diferentes denominações, tais como betume, asfalto, alcatrão, lama, resina, azeite, nafta, óleo de São Quirino, nafta da Pérsia, entre outras. A moderna era do petróleo teve início em meados do século XIX, quando um norte-americano conhecido como Coronel Drake encontrou petróleo a cerca de 20 metros de profundidade no oeste da Pensilvânia, utilizando uma máquina perfuratriz para a construção do poço. Os principais objetivos eram então a obtenção de querosene e lubrificantes. Nessa época, a gasolina resultante da destilação era lançada aos rios (prática comum na época) ou queimada, ou então, misturada ao querosene por ser um explosivo perigoso. Entretanto, a grande revolução do petróleo ocorreu com a invenção dos motores de combustão interna e a produção de automóveis em grande escala, que deram à gasolina (obtida a partir do refino do petróleo) uma utilidade mais nobre. O termo petróleo, a rigor, envolve todas as misturas naturais de compostos de carbono e hidrogênio, os denominados hidrocarbonetos, incluindo o óleo e o gás natural, embora seja também empregado para designar apenas os compostos líquidos. O petróleo é formado em depressões da crosta terrestre após o acúmulo de sedimentos trazidos pelos rios das partes mais elevadas, ao seu redor, em ambiente aquoso. A imagem mais facilmente compreensível depressões, ou bacias sedimentares, dessas uma bacia sedimentar é a de uma ampla depressão coberta de água, seja um lago ou um mar que sofre rebaixamento contínuo no tempo geológico. Dentre diversas teorias existentes para explicar a origem do petróleo, a mais aceita, atualmente, é a de sua origem orgânica, ou seja, tanto o petróleo como o gás natural, são combustíveis fósseis, da mesma forma que o carvão. Sua origem se dá a partir de matéria orgânica, animal e vegetal (principalmente algas), soterrada pouco a pouco por sedimentos caídos no fundo de antigos mares ou lagos. Entretanto, mesmo assim a matéria orgânica desses tecidos passou por drásticas modificações, graças à temperatura e à pressão causada pelo soterramento prolongado, de modo que praticamente só restaram o carbono e o hidrogênio, que, sob condições adequadas, combinaram-se para formar o petróleo ou gás. A grande diferença entre a formação do carvão mineral e dos hidrocarbonetos é a matéria-prima, ou seja, principalmente material lenhoso para o carvão e algas para os hidrocarbonetos, o que é definido justamente pelo ambiente de sedimentação. Normalmente, o petróleo e o gás coexistem, porém, dependendo das condições de pressão e temperatura, haverá maior quantidade de um ou de outro. Para que grandes quantidades de petróleo se formem, é necessária a presença de três fatores: vida exuberante, contínua deposição de sedimentos, 30 UNIDADE II │ EXPLORAÇÃO DE PETRÓLEO principalmente argilas, concomitante com a queda de seres mortos ao fundo da bacia e, finalmente, o rebaixamento progressivo desse fundo, para que possam ser acumulados mais sedimentos e mais matéria orgânica sobre o material já depositado. A exploração De um modo geral, a fase exploratória mais dispendiosa é a da perfuração de poços. A decisão de perfurá-los é antecedida de extensa programação e elaboração de estudos, que permitam um conhecimento tão detalhado quanto possível das condições geológicas presentes na região, tanto na superfície como em subsuperfície. As perfurações se orientarão, assim, para as áreas que tenham, de fato, as maiores possibilidades de conter acumulações de óleo ou gás. Para localizar o petróleo ou gás numa bacia sedimentar, os especialistas firmam-se em dois princípios fundamentais: 1) o petróleo se aloja numa estrutura localizada na parte mais alta de um compartimento de rocha porosa, isolada por camadas impermeáveis. Essa estrutura é denominada armadilha ou trapa; 2) essas estruturas são resultantes de modificações sofridas pelas rochas ao longo do tempo geológico, especialmente a sua deformação, através do desenvolvimento de dobras e falhas na crosta terrestre. Os diversos estágios da pesquisa petrolífera orientam-se por fundamentos de duas ciências: a Geologia e a Geofísica. A aplicação da Geologia à pesquisa do petróleo e gás natural é de extrema importância, porque essa ciência explica o porquê da ocorrência do hidrocarboneto em determina localidade. Explica também sua origem, a que tipo de rocha se associa e quais os eventos geológicos responsáveis pela formação de uma jazida economicamente aproveitável. Após minuciosos estudos geológicos é que se pode saber se há ou não conveniência na aplicação de grandes capitais destinados à procura e exploração do petróleo. O geólogo especializado nessa área de atuação participa em todas as fases da pesquisa. Faz o reconhecimento da bacia sedimentar, localiza e estuda as estruturas mais potenciais ao acúmulo de petróleo ou gás e presta assessoria ao geofísico, com informações geológicas, necessárias à interpretação dos resultados sísmicos. O geólogo do petróleo coordena, no campo, o conjunto de profissionais envolvidos nos trabalhos de exploração, supervisiona todas as fases do processo de pesquisa, mantém-se presente durante a perfuração do poço pioneiro, examina as amostras coletadas, verifica e elabora os testes pertinentes a cada indício de óleo em profundidades diferentes, que vão sendo atingidas através da perfuração. Após a consumação do poço pioneiro, o geólogo continua se fazendo presente junto ao agrupamento, até que seja demarcado definitivamente o campo de petróleo encontrado. Na aplicação de estudos geológicos para prospecção e pesquisa de petróleo são utilizados diversos métodos geofísicos (sísmica, gravimetria, magnetometria, imagens de satélite). O petróleo é encontrado tanto no subsolo marinho como no terrestre, sobretudo nas bacias sedimentares, mas também em rochas do embasamento cristalino. São estudadas as rochas reservatórios e as rochas selantes através de sedimentologia e estratigrafia, e na caracterização das armadilhas os estudos das estruturas que permitem acumulações econômicas. Na perfuração de um poço de petróleo são descritas as rochas atravessadas, buscando também indícios de hidrocarbonetos. Posteriormente são utilizadas ferramentas que investigampropriedades 31 EXPLORAÇÃO DE PETRÓLEO │ UNIDADE II radioativas, elétricas, magnéticas e elásticas das rochas da parede do poço (perfilagem) as quais permitem identificar e avaliar a presença de hidrocarbonetos. A geologia do petróleo trata principalmente da avaliação de sete elementos chave em bacias sedimentares. » Rocha reservatório » Reservatório » Trapa » Selo » Tempo » Migração » Maturação Em geral, todos estes elementos devem ser avaliados através de uma “janela” limitada para o mundo subterrâneo, fornecido por um (ou possivelmente mais) poços de exploração. Avaliação da fonte utiliza os métodos de geoquímica para quantificar a natureza das rochas ricas em compostos orgânicos que contêm os precursores dos hidrocarbonetos, de forma que o tipo e a qualidade dos hidrocarbonetos expelidos possam ser avaliados. O reservatório é uma unidade litológica porosa e permeável ou conjunto de unidade que retém as reservas de hidrocarbonetos. A análise de reservatórios no mais simples nível requer uma avaliação da sua porosidade (para calcular o volume de hidrocarbonetos in situ) e sua permeabilidade (para calcular quão facilmente os hidrocarbonetos irão fluir fora dele). Algumas das disciplinas chaves usadas na análise de reservatórios são os campos da estratigrafia, sedimentologia, e engenharia de reservatórios O selo, ou rocha selante, é uma unidade com baixa permeabilidade que impede o escape de hidrocarbonetos da rocha reservatório. Selos comuns incluem evaporitos, gredas e folhelhos. A análise de selos envolve a avaliação de sua espessura e extensão, de modo que sua eficácia pode ser quantificada. A trapa é a característica estratigráfica ou estrutural, que garante a justaposição do reservatório e selo de tal forma que os hidrocarbonetos permanecem presos no subsolo, em vez de fugir (devido à sua natural flutuabilidade) e se perderem. A análise da maturação envolve a avaliação da história termal da rocha fonte de maneira a produzir predições da quantidade e cronologia da geração e expulsão dos hidrocarbonetos. Finalmente, cuidadosos estudos de migração revelam informação sobre como hidrocarbonetos movem-se da fonte ao reservatório e ajudam a quantificar a fonte (ou “a cozinha”) dos hidrocarbonetos em uma área em particular. 32 UNIDADE II │ EXPLORAÇÃO DE PETRÓLEO Figura 6. Como localizar petróleo na formação Figura modificada de Decifrando a Terra (TEIXEIRA, et al. 2000) 33 CAPÍTULO 2 Importância do planejamento e execução da perfuração de poços Introdução Nenhum poço é perfurado sem problemas. Durante a fase de projeto deve-se obter o máximo de informações da locação e dos riscos à perfuração para evitar que se tornem grandes problemas, às vezes problemas insolúveis. Uma das práticas adotadas é integrar todas as disciplinas da Engenharia, da Geologia e da Geofísica necessárias para projeto e construção de um poço de petróleo. Desse encontro multidisciplinar deve-se extrair um projeto de poço capaz de compreender bem toda mecânica envolvida na fase de construção que possa minimizar riscos às pessoas, aos equipamentos e com custos competitivos. O engenheiro responsável pelo projeto deve ser capaz de entender bem todas as disciplinas envolvidas e gerenciar os impactos que cada atividade exerce sobre as demais com o intuito de atender as demandas do projeto e otimizar a perfuração. Por exemplo, a otimização dos parâmetros de perfuração em projeto, na prática pode produzir vibrações na coluna de perfuração que não são toleradas pelos equipamentos de perfilagem durante a perfuração comprometendo a aquisição de dados das formações e(ou) danificando as ferramentas. Formações e litologias O interesse geológico do Engenheiro de Perfuração é entender as propriedades in situ da rocha (Propriedades Físicas: topos, idade, falhas, porosidade, dureza, abrasividade e propriedades elásticas; Propriedades Químicas: litologia e composição mineralógica e, Propriedades Térmicas), identificar obstáculos e analisar na seção geológica e sísmica os objetivos propostos. O conhecimento da composição mineralógica, idade e topos das formações e os chamados obstáculos à perfuração (zonas de pressão anormal, zonas de perda de circulação, falhas, mobilidade etc.) e os dados dos poços de correlação serão usados para otimizar a configuração do poço e entendimento dos problemas que poderão ocorrer durante a construção do poço. Quando houver muitos obstáculos e a trajetória do poço for complexa, a solução é dividir a coluna litológica em extratos individualizados com análise detalhada de todos os aspectos que podem interferir na construção do poço. Idades geológicas Quando é feita a análise da Seção Geológica que será perfurada associamos os riscos à perfuração (ex.: dureza e abrasividade de rocha, geopressões, falhas etc.) com eventos que possam correlacionar os poços. Uma maneira é subdividir a coluna litológica amarrando os eventos. Rochas mais antigas são mais duras e compactas porque foram submetidas a maiores soterramentos. 34 UNIDADE II │ EXPLORAÇÃO DE PETRÓLEO Poços verticais e direcionais Um poço é direcional quando o objetivo a atingir não se encontra na mesma vertical da locação da sonda, sendo necessário utilizar técnicas especiais não empregadas na perfuração de poços verticais. Os procedimentos para uma perfuração direcional são bem específicos, desde a elaboração do projeto até a execução da perfuração propriamente dita. Aplicações Controle de poços verticais Quando um poço vertical ultrapassa alguns limites de inclinação predeterminados, torna- se necessário proceder como na perfuração de poços desviados, sendo, em casos extremos, imprescindível à correção orientada da trajetória do poço ou até o abandono de parte do mesmo e posterior desvio de modo a mantê-lo próximo à vertical. Figura 7. Controle de Poços Verticais Thomas, 2004. Locações inacessíveis Existem casos em que é impossível, ou antieconômica, a utilização de uma locação para perfurar um poço vertical. Construções, morros e lagos são exemplos desses obstáculos que podem vir a tornar um poço direcional a solução única ou mais econômica. Outro exemplo que aqui se encaixa é a perfuração de poços direcionais da praia, visando objetivos na plataforma continental. 35 EXPLORAÇÃO DE PETRÓLEO │ UNIDADE II Figura 8. Locações inacessíveis Figura 9. Perfuração em domo salino Fonte: HALLIBURTON ENERGY. Apostila de Perfuração, 2005. Perfuração por meio de domo salino A perfuração por meio de um domo salino pode acarretar problemas que comprometem a estabilidade do poço. Nesses casos um poço direcional pode atingir esse objetivo específico sem atravessar o domo salino. Poços em estruturas múltiplas São os poços perfurados a partir de estruturas como as plataformas fixas ou templates, contendo várias guias para desenvolver os campos de óleo e(ou) gás. Esta tem sido a solução encontrada para viabilizar o desenvolvimento de vários campos na plataforma continental. Figura 10. Perfuração a partir de estruturas múltiplas Figura 11. Poços de alívio Fonte: HALLIBURTON ENERGY. Apostila de Perfuração, 2005. 36 UNIDADE II │ EXPLORAÇÃO DE PETRÓLEO Poços de alívio Esta aplicação se faz necessária quando se deseja atingir ou se aproximar, o máximo possível, de um poço em blowout na formação produtora, e injetar fluido pesado ou água a fim de eliminar a erupção. Nesses casos tornam-se necessárias técnicas as mais sofisticadas, utilizando os equipamentos disponíveis de maior precisão possível. Direcionais “naturais” Existem casos em que a tendência de desvio dos sedimentos é tão acentuada que a perfuração de um poço vertical se torna muito difícil, onerando o custo final do poço devido ao controle necessário. Caso se conheça a tendência das camadas, a sonda pode ser deslocada de modo a permitir que os desvios causados durante a perfuração, levem ao objetivo desejado. Ultimamente esta técnica vem sendo amplamenteutilizada em campos de terra, especialmente na Bahia onde áreas com muitas falhas geológicas provocam afastamentos consideráveis dos poços com relação à vertical que passa pelo objetivo. Poços horizontais Esta é uma técnica antiga (1929), mas que tem tido um grande desenvolvimento recente, depois do desenvolvimento de conjuntos orientáveis (Steerable Systems) de motores de fundo com deflexão no corpo (Steerable Motors W/ Bent Housings). Tem uma aplicação muito grande na perfuração de calcários fraturados verticalmente ( Ex.: AUSTIN CHAULK), em zonas produtoras de pequena espessura ou de baixa permeabilidade com o intuito de aumentar a área exposta à produção, para evitar a formação de cones de água e algumas outras aplicações. Figura 12. Tipos de Poços Horizontais Fonte: HALLIBURTON ENERGY. Apostila de Perfuração, 2005. 37 EXPLORAÇÃO DE PETRÓLEO │ UNIDADE II Poços de longa extensão (Extended reach wells) Considera-se um poço de longa extensão aquele em que a distância base/objetivo é duas vezes maior do que a diferença entre a profundidade vertical do objetivo e do KOP. Costuma-se projetá-los com raio longo para minimizar o efeito do torque e do arraste. São poços que exigem cuidados especiais no que diz respeito à limpeza e dimensionamento de colunas de perfuração e capacidades da sonda. Em geral as inclinações ficam acima de 80º. Poços de projetista (Designer wells) São projetados quando a direção requerida para entrar e atravessar a zona produtora não coincide com a direção base/alvo. Neste caso, além de fazer uma curva para o ganho de inclinação, é necessária uma alteração gradual na direção do poço. Todas as considerações feitas para os poços de grande afastamento são válidas, também, para os poços de projetista. Para esses casos, assim como para os poços de grandes afastamentos, em geral, a aplicação de ferramentas defletoras rotativas (Rotary Steerables – RST) torna-se obrigatória. Figura 13. Designer Well Fonte: MATOS, João Siqueira. Métodos de Elevação, 1998. 38 UNIDADE II │ EXPLORAÇÃO DE PETRÓLEO Projeto de poços direcionais O projeto consiste na determinação da trajetória que o poço deverá seguir para atingir o objetivo. Para se elaborar o projeto do perfil de um poço direcional, devemos inicialmente coletar as informações necessárias ao cálculo e à adequação do perfil às diversas formações que serão atravessadas durante a perfuração. Como principais elementos para a definição do perfil direcional, podemos destacar: Coordenadas UTM (Universal Transversa de Mercator) da locação da sonda (base) e do objetivo Normalmente as coordenadas do objetivo são obtidas por intermédio do departamento responsável pelo estudo do reservatório na área onde se situa o poço. Já as coordenadas da locação da sonda, no caso de poços em terra, são escolhidas tendo como critério a facilidade de acesso, proximidade com o alvo etc., sendo definidas conjuntamente pelos setores de engenharia e de perfuração direcional. As locações das sondas de mar são definidas após estudos que levam em conta a melhor vinculação dos poços, a existência de oleodutos e gasodutos na área, correntes marítimas, direção preferencial dos ventos, lâmina d’água etc. De posse dessas coordenadas UTM (sondas e objetivo) calcula-se o afastamento horizontal da sonda ao objetivo e a direção deste afastamento, segundo as fórmulas abaixo: D - Afastamento Base - objetivo Azimute - Direção Base - Objetivo x1 - Coordenada Norte do objetivo y1 - Coordenada Leste do objetivo x2 - Coordenada Norte da Base y2 - Coordenada Leste da Base Coluna geológica prevista, profundidade vertical do objetivo e profundidade vertical final Além das profundidades verticais do objetivo e final, a Exploração juntamente com Reservatórios deverá fornecer a coluna geológica prevista, contendo as seguintes informações: composições de minerais, “dip” de camadas, falhas geológicas, topos de formações e pressões nos reservatórios. 39 EXPLORAÇÃO DE PETRÓLEO │ UNIDADE II De posse desses dados, podemos determinar a profundidade para o desvio orientado do poço (Kick off Point), a partir da qual será iniciada a seção de crescimento de inclinação (Build Up). Determinação do ponto de desvio orientado do poço (KOP) e seção de crescimento de inclinação (Build up) Esses dois itens do projeto devem ser determinados dentro de formações de dureza e composição compatíveis com a utilização de ferramenta defletora e a taxa de ganho de inclinação desejada. Formações moles e médias são preferíveis. Devem ser evitadas formações muito moles, principalmente com sedimentos inconsolidados, devido à possibilidade de desmoronamento e dificuldade de ganho de inclinação mesmo usando motor de fundo. Por outro lado as formações duras deverão ser evitadas devido às limitações de parâmetros impostas pelo motor de fundo (baixo peso, alta rotação) diminuindo consideravelmente a taxa de penetração e a vida útil da broca. As formações plásticas podem gerar problemas de enceramento de broca e dificuldade para orientação do motor de fundo. Neste caso a escolha do fluido e suas características é a chave para o sucesso. Preferencialmente, devemos projetar o KOP o mais próximo possível da superfície. Esse procedimento é indicado devido às facilidades encontradas para orientar os motores de fundo ou colunas de jateamento e à menor dureza das formações. Também, como consequência, obtém-se poços de menor inclinação. Deve-se evitar que KOP próximo à superfície resulte em poços de muito baixa inclinação (menor que 20º), pois estes, de um modo geral, são de difícil controle direcional, podendo ser necessário executar várias correções de trajetória, causando problemas mecânicos ao poço, além de onerar seu custo. Obs.: Dependendo do perfil escolhido para o poço (como veremos adiante) haverá necessidade de provocar, durante a perfuração, a sua perda de inclinação. Esta perda de inclinação provocada (Drop-off) não deve ser programada em formações duras. Análise dos poços de correlação A partir dos poços de correlação, são coletadas informações que afetaram direta ou indiretamente a sua perfuração, tais como: tendência natural das formações, colunas utilizadas, parâmetros, melhores pontos para desvios, zonas de perda de circulação, zonas onde ocorreram prisões e outras limitações impostas pela área. 40 UNIDADE II │ EXPLORAÇÃO DE PETRÓLEO Escolha do perfil do poço Gradientes de “build up” e de “drop-off”, tipos de equipamentos direcionais disponíveis, formações a serem atravessadas, programa de revestimento e fluido de perfuração, ângulo máximo de inclinação a ser atingido, afastamento e profundidade vertical do objetivo, são alguns dos fatores que determinam o tipo do perfil direcional a ser empregado. Existem basicamente três tipos de perfil de poços direcionais. TIPO I (SLANT) Deve ser escolhido quando o afastamento horizontal é grande em relação à profundidade do poço e o KOP deve ser feito próximo à superfície. Caracteriza-se por ter um trecho de crescimento de inclinação (build-up), com taxa constante, e termina com um trecho de inclinação constante (Slant), passando pelo centro do alvo, prosseguindo até atingir a profundidade final. Esse é o perfil básico dos poços de grande afastamento. É o mais comumente usando devido a maior facilidade de execução, ter o KOP mais próximo da superfície, facilitando a orientação da ferramenta defletora e possibilitando economia no tempo de manobra e no custo final do poço. Figura 14. Poço Slant Figura 15. Poço em “S” Fonte: HALLIBURTON ENERGY. Apostila de Perfuração, 2005. TIPO II (POÇO EM “S”) Pode ser escolhido sempre que o afastamento horizontal for pequeno em relação à profundidade do poço e o KOP deve ser feito próximo à superfície. É preferido em substituição a um poço que, quando calculado para o Tipo I, resulte em baixa inclinação final, portanto de difícil controle direcional. Caracteriza-se por ter, após os intervalosde “build-up” e inclinação constante, um intervalo de perda de inclinação à taxa constante (Drop-off) até atingir a vertical ou uma inclinação próxima a esta. 41 EXPLORAÇÃO DE PETRÓLEO │ UNIDADE II Como inconveniências, na execução deste tipo de perfil, destacamos: alto desgaste das colunas de perfuração e de revestimento, aumento da possibilidade de formação de chaveta e consequente prisão de coluna. No ponto de vista econômico, pode implicar no uso de mais um revestimento para cobrir o trecho em “drop-off”. TIPO III Assemelha-se ao tipo I com a diferença de o KOP ser mais profundo. Caracteriza-se por terminar na fase de build-up, sem o trecho de inclinação constante. São utilizados em geral para aproveitamento de poços verticais secos. Como o KOP é profundo, pode ser necessária à utilização de ferramentas especiais na orientação da ferramenta defletora. Figura 16. Poço Kop Profundo Fonte: HALLIBURTON ENERGY. Apostila de Perfuração, 2005. Mapeamento dos poços da área É necessário que se faça o levantamento de todos os poços já perfurados na área, mapeando-os com a finalidade de evitar, durante a execução do projeto, aproximação que possa levar à colisão com estes poços. Este mapa das projeções dos poços no plano horizontal é conhecido como Spider. No caso de estruturas múltiplas, é necessário que se vincule cada guia a um objetivo, com a finalidade de minimizar as possibilidades de cruzamento de poços e os riscos de colisões. Essas guias deverão ser numeradas e relacionadas com suas coordenadas UTM. 42 UNIDADE II │ EXPLORAÇÃO DE PETRÓLEO Softwares para cálculos de projetos Para os cálculos dos projetos de poços direcionais são utilizados softwares desenvolvidos localmente ou outros fornecidos por companhias de perfuração direcional. O software COMPASS da empresa Landmark possibilita projetar, acompanhar e armazenar com todos os recursos necessários a perfuração de poços. Definição das profundidades das sapatas dos revestimentos As profundidades das sapatas e os diâmetros dos revestimentos são definidos de forma que os trechos curvos (build-up e drop-off) sejam revestidos logo que executados, visando à estabilidade e segurança do poço. Valores usuais para a definição de um projeto de perfuração direcional Taxa de build-up A taxa de build-up mais comumente usada é de 2º/30m que implica um raio de curvatura de 859,44m e normalmente não tem apresentado problemas. Taxas tão fortes como 3º/30m ou superiores só deverão ser usadas quando for imperativo um crescimento mais rápido da inclinação. Esta taxa define o tipo de poço horizontal que se pretende perfurar. Para taxas entre 1º/30m e 10º/30m os poços são considerados de Raio Longo, entre 11º/30m e 35º/30m, de Raio Médio. Os Poços de Raio Curto necessitam ferramentas especiais, mais flexíveis e as taxas são muito altas, na faixa de 100º/30 m. Ao se perfurar poços de raio médio, com ferramentas convencionais, cuidados redobrados devem ser tomados com relação ao controle da limpeza, do torque e do arraste (drag). Quanto maior a taxa de ganho de inclinação, menores os afastamentos possíveis de se alcançar. Taxa de drop-off Para um mesmo projeto, a taxa de drop-off escolhida é normalmente menor do que a taxa de build- up utilizada. Exemplo: para taxa de build-up de 2º/30m usar taxa de drop-off de 1º/30m, ou menor. Dog leg e Dog leg severity O Dog Leg é o resultado da variação da trajetória do poço detectada através de registros de inclinação e direção entre duas estações. Como essa variação, se muito brusca, pode acarretar problemas sérios 43 EXPLORAÇÃO DE PETRÓLEO │ UNIDADE II para o poço, é necessário um acompanhamento avaliando a cada registro a sua intensidade. Para proceder a essa avaliação faz-se necessária uma unidade padrão (graus/100 pés ou graus/30m) a partir da qual se pode estabelecer comparações com valores preestabelecidos de dog-leg. O dog leg expresso nessa unidade é conhecido como Dog Leg Severity (DLS). Um limite seguro para o Dog Leg Severity depende da formação que está sendo perfurada, do diâmetro do poço, do diâmetro dos componentes da coluna de perfuração, do diâmetro do revestimento a ser descido etc. Deve-se evitar que sejam criados Dog Legs acima de 3º/100` em poços de 9 1/2” ou de diâmetros menores. Para poços com diâmetros de 12 ¼ “ ou maiores, evitar Dog Legs de 5º/30m ou superiores. Esses limites não são definitivos e podem ser alterados dependendo da experiência registrada em cada área. O Dog Leg Severity (DLS) é calculado pela seguinte fórmula: Onde: DLS. = “Dog Leg Severity” (graus/30 m) » I1 = inclinação do 1o registro em graus » I2 = inclinação do 2o registro em graus » D1 = azimute do 1o registro em graus » D2 = azimute do 2o registro em graus » Pm= intervalo entre os dois registros em metros. Tolerância de aproximação do objetivo O alvo a ser atingido por um poço é uma área em torno do objetivo, podendo essa ser circular ou não. Normalmente considera-se um círculo com um raio de tolerância predeterminado. A tolerância de aproximação depende do tamanho da malha do campo a ser desenvolvido e das finalidades para as quais o poço está sendo perfurado. Nos campos maduros, em função do estreitamento das malhas, a tolerância fica, em alguns casos, muito reduzida e a forma da área em torno do objetivo aonde é aceitável entrar com o poço varia muito. Controle de verticalidade Em um poço vertical, onde seu objetivo ou alvo está verticalmente abaixo da sonda, o ângulo com a vertical (inclinação) deve ser minimizado devido a uma série de problemas. Se esse ângulo não ultrapassar 3 graus, diz-se que a verticalidade é ótima. Se ele está entre 3o e 5o próximo à profundidade final do poço, a verticalidade é considerada boa, desde que não comprometa as 44 UNIDADE II │ EXPLORAÇÃO DE PETRÓLEO condições mecânicas do poço ou o raio de tolerância do seu objetivo. Entretanto, os procedimentos operacionais adotados em algumas empresas definem o valor de 3o como o limite para o início do controle da verticalidade do poço, principalmente se ele é profundo. A determinação da inclinação é feita normalmente por meio de instrumentos chamados inclinômetros lançados no interior da coluna de perduração ao início da manobra para retirada da broca. Esses intervalos para registro possuem comprimentos normalmente entre 100 e 150 metros. Estes instrumentos só medem a inclinação. Se a determinação da direção do poço é necessária, instrumentos de registros mais sofisticados devem ser utilizados. Poços verticais que apresentam inclinações excessivas podem trazer dificuldades na fase de perfuração do poço e durante a sua fase produtiva. As mais comuns são: a. imprecisão das informações geológicas; b. falha em se atingir o objetivo projetado; c. possibilidade de perfurar o poço fora do limite da concessão; d. problemas observados durante a perfuração como arraste e torque altos, desgaste do revestimento e coluna de perfuração e aumento da possibilidade de prisão por diferencial e e. problemas observados durante a produção do poço devido ao desgaste da haste de bombeio mecânico e coluna de produção. As causas mais prováveis de desvio são as inclinações e durezas das formações, as características mecânicas da coluna de perfuração e os parâmetros mecânicos. As inclinações das formações junto com as mudanças de dureza durante a perfuração tendem a inclinar a broca desviando o poço da vertical. A rigidez da coluna de perfuração influencia a tendência de ganhar ângulo. Assim, comandos com diâmetros grandes e próximos ao diâmetro do poço produzem desvios menores da vertical. Uma maneira de aumentar a rigidez da coluna é utilizar estabilizadores. Esses aparelhos, se com lâminas desgastadas podem, entretanto, levar a desvios da vertical. A utilização de ferramentas que geram redução de rigidez da coluna logo acima da broca, tais como subcestas, shock subs, e subs de garrafa pode também provocar desvios indesejáveis. O aumento
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