I

A ANÁLISE DE RISCO NA AVALIAÇÃO DO

DESENVOLVIMENTO DE POÇOS DE PETRÓLEO E O

ESTUDO PROBABILÍSTICO DE TEMPOS DE OPERAÇÕES

DAS INTERVENÇÕES

Luiz Eduardo Telles Lopes Freitas Bittencourt

Projeto de Graduação apresentado ao curso de Engenharia

de Petróleo da Escola Politécnica, Universidade Federal do

Rio de Janeiro, como parte dos requisitos necessários à

obtenção do título de Engenheiro. Orientador: Regis da

Rocha Motta, Ph.D.

Rio de Janeiro

Novembro de 2019

II

III

Bittencourt, Luiz Eduardo Telles Lopes Freitas

A Análise De Risco Na Avaliação do Desenvolvimento De Poços

De Petróleo e o Estudo Probabilístico De Tempos De Operações Das

Intervenções / Luiz Eduardo Telles Lopes Freitas Bittencourt – Rio de

Janeiro: UFRJ/ Escola Politécnica, 2019.

XII, 59 p .: il .; 29,7cm

Orientador: Regis da Rocha Motta

Projeto de Graduação – UFRJ / Escola Politécnica / Curso de

Engenharia de Petróleo, 2019.

Referências Bibliográficas: p.58-59

1. Contextualização. 2. Metodologia. 3. Levantamento de Dados

e Simulações. 4. Experimentos com o Modelo. I. Motta, Regis da Rocha.

II. Universidade Federal do Rio de Janeiro, UFRJ, Escola Politécnica,

Engenharia de Petróleo. III. A Análise De Risco Na Avaliação do

Desenvolvimento de Poços De Petróleo e o Estudo Probabilístico De

Tempo De Operações Das Intervenções Utilizando Um Software De

Simulação de Monte Carlo.

IV

Dedico esse trabalho aos meus

pais Sulamy e Bruno, minha avó

Melly, meus irmãos e ao Berguer

que sempre me deram suporte e

me fizeram acreditar em mim.

Luiz Eduardo Telles Lopes

Freitas Bittencourt

V

Agradecimentos

Dedico esse trabalho à minha família, em especial à minha mãe Sulamy e minha avó Melly que

sempre foram minha base.

Aos meus irmãos que são meu escape familiar para desabafar. Ao meu pai que me incentivou a

não desistir. Ao Berguer que é meu porto seguro nas horas mais difíceis e minha felicidade nas

horas mais alegres.

Agradeço, também, a todos os meus amigos, que foram essenciais no suporte nos momentos

difíceis.

Ao orientador Regis Motta, ofereço um agradecimento pela ajuda na realização desse trabalho.

Luiz Eduardo Telles Lopes Freitas Bittencourt

VI

Resumo do Projeto de Graduação apresentado à Escola Politécnica da UFRJ como parte dos

requisitos necessários para a obtenção do grau de Engenheiro de Petróleo.

A ANÁLISE DE RISCO NA AVALIAÇÃO DO DESENVOLVIMENTO DE POÇOS DE PETRÓLEO E O ESTUDO PROBABILÍSTICO DE TEMPOS DE OPERAÇÕES DAS

INTERVENÇÕES

Luiz Eduardo Telles Lopes Freitas Bittencourt

Novembro/2019

Orientador: Regis da Rocha Motta

Curso: Engenharia de Petróleo

Os investimentos em análise de risco têm crescido potencialmente nos últimos anos. No setor do

petróleo, onde os cenários contêm muitas incertezas, essa análise se torna essencial para o

sucesso do desenvolvimento dos campos explorados.

Nesse trabalho, o risco analisado será mensurado em termos de tempo de operações. Serão

apresentados conceitos que embasam a metodologia usada, que utiliza o método de Monte Carlo

para simular os tempos das operações das intervenções de petróleo e averiguar a melhor

alternativa levando em consideração os riscos e incertezas inerentes aos projetos dos poços.

Palavras-chave: Análise de Risco, Simulação Estatística, Método de Monte Carlo, Distribuição

de Probabilidade.

VII

Abstract of Undergraduate Project presented to POLI/UFRJ as a partial fulfillment of the

requirements for the degree of Petroleum Engineer.

RISK ANALYSIS IN POL WELL DEVELOPMENT ASSESSMENT AND PROBABILITY

STUDY OF OPERATION TIMES

Luiz Eduardo Telles Lopes Freitas Bittencourt

November/2019

Advisor: Regis da Rocha Motta

Course: Petroleum Engineering

Investments in risk analysis have potentially grown in recent years. In the oil sector, where

scenarios contain many uncertainties, this analysis becomes essential for the successful

development of the explored fields.

In this paper, risks will be measured in terms of operation times. Concepts will be presented to

support the methodology used, which uses the Monte Carlo method to simulate the times of

operations of petroleum interventions and ascertain the best alternative taking into account the

risks and uncertainties inherent to well designs.

Keywords: Risk Analysis, Statistic Simulation, Monte Carlos Method, Probability Distribution

VIII

Sumário

Índice de Figuras ............................................................................................................................. x

Índice de Tabelas .......................................................................................................................... xii

1. Introdução ............................................................................................................................... 1

1.1. Objetivo .......................................................................................................................... 3

1.2. Organização do Texto ..................................................................................................... 3

2. Contextualização ..................................................................................................................... 4

2.1 O Petróleo ............................................................................................................................. 4

2.2 Importância Econômica......................................................................................................... 5

2.3 Reservas................................................................................................................................. 9

2.4 Tipos de Intervenção em Poços de Petróleo........................................................................ 10

2.5 Análise de Risco no Desenvolvimento de Campo de Petróleo............................................ 11

3. Metodologia ........................................................................................................................... 17

3.1 Conceitos ............................................................................................................................. 17

3.2 Simulação de Monte Carlo .................................................................................................. 27

3.3 Metodologia ........................................................................................................................ 29

4. Levantamento de dados e simulações .................................................................................... 34

4.1. Perfuração ..................................................................................................................... 34

4.2. Completação .................................................................................................................. 40

4.3. Avaliação Exploratória .................................................................................................. 44

4.4. Workover ....................................................................................................................... 47

5. Experimentos com o Modelo ................................................................................................ 52

6. Conclusões ............................................................................................................................

55

Referências .................................................................................................................................... 57

IX

X

Índice de Figuras

Figura 2-1: Variação do preço do barril de petróleo (US$). MacroTrends (2019).......................... 8

Figura 2-2: Reservas de óleo por país. Modificado de BBC Brasil (2019)...................................... 9

Figura 3-1: Distribuição Uniforme. Dávila (2017)..........................................................................20

Figura 3-2: Distribuição Normal. Modificado de Freund (2006).................................................. 21

Figura 3-3: Comportamento de parâmetros na distribuição Normal. Artes (2017)...................... 21

Figura 3-4: Distribuição Lognormal. Wikipédia (2017)................................................................ 22

Figura 3-5: Distribuição Triangular. Wikipédia (2017)................................................................. 23

Figura 3-6: Distribuição Beta/PERT. Modificado de Milton P. Borba (2015)............................... 24

Figura 3-7: Comparação distribuição Beta/PERT versus Triangular ............................................ 25

Figura 3-8: Distribuição Stepped. Leatherby, Codling (2013) ...................................................... 26

Figura 3-9: Percentis gerados após as simulações do software. ................................................. 32

Figura 3-10: Exemplo de Curva S. ResearchGate (2019) .............................................................. 32

Figura 4-1: Curva S para a intervenção de perfuração .................................................................. 39

Figura 4-2: Porcentagem dos tempos perdidos (riscos) nos tempos planejados e executados ...... 40

Figura 4-3: Curva S para a intervenção de completação ............................................................... 43

Figura 4-4: Porcentagem dos tempos perdidos (riscos) nos tempos planejado e executado ......... 44

Figura 4-5: Curva S para a intervenção de avaliação exploratória ................................................ 46

Figura 4-6: Porcentagem dos tempos perdidos (riscos) nos tempos planejado e executado ......... 47

Figura 4-7: Curva S para a intervenção de workover .................................................................... 50

Figura 4-8: Porcentagem dos tempos perdidos (riscos) nos tempos planejado e executado ......... 51

XI

Índice de Tabelas

Tabela 3-1: Comparação distribuições de probabilidade. Leatherby, Codling (2013) ....................27

Tabela 3-2: Exemplo de mapeamento de riscos ..........................................................................30

Tabela 3-3: Exemplo do impacto gerado pelos riscos .................................................................31

Tabela 4-1: Riscos mapeados para intervenção de perfuração. ............................................................... 36

Tabela 4-2: Tempos estatísticos simulados pelo software para a intervenção de perfuração ......... 38

Tabela 4-3: Porcentagem dos riscos em diferentes percentis ................................................................... 38

Tabela 4-4: Riscos mapeados para a intervenção de completação ......................................................... 42

Tabela 4-5: Tempos estatísticos simulados pelo software para a intervenção de completação ..... 42

Tabela 4-6: Porcentagem dos riscos em diferentes percentis ................................................................... 42

Tabela 4-7: Riscos mapeados para a intervenção da avaliação exploratória ....................................... 45

Tabela 4-8: Tempos estatísticos simulados pelo software para a intervenção de avaliação

exploratória ............................................................................................................................................................. 46

Tabela 4-9: Porcentagem dos riscos nos diferentes percentis .................................................................. 46

Tabela 4-10: Riscos mapeados para a intervenção de workover ............................................................. 48

Tabela 4-11: Tempos estatísticos simulados pelo software para a intervenção de workover ......... 49

Tabela 5-1: Comparação entre tempos antes e após o experimento - perfuração .............................. 52

Tabela 5-2: Coparação entre tempos antes e após o experimento - completação .............................. 53

Tabela 5-3: Comparação entre tempos antes e após o experimento – avaliação exploratória ....... 53

Tabela 5-4: Comparação entre os tempos antes e após o experimento - workover ........................... 54

1

1. Introdução

A exploração de petróleo pode ter seu sucesso segundo dois aspectos: o aspecto

geológico (ou técnico) e o aspecto econômico (comercial). O geológico diz respeito à descoberta

de um campo que seja atrativo o suficiente para que seja feito um prospecto e testar o seu real

potencial econômico. Depende de como é formulado o modelo de acumulações, dos dados

disponíveis sobre o campo e das incertezas de fatores como geração, reservatório, alimentação,

retenção e eficiência de acumulações. Já o sucesso do aspecto econômico é alcançado quando o

resultado desses testes mostra que um campo pode ter um retorno financeiro interessante levando

em consideração fatores operacionais, sócio-políticos, geográficos e geológicos.

Segundo Miall (1997) a aplicação dos conceitos da estratigrafia de seqüências tem valor

considerável para a predição da distribuição e heterogeneidades de reservatórios. A incerteza

sobre a existência do fator reservatório é relativa ao nível de conhecimento do modelo

deposicional e ao entendimento da gênese e geometria das seqüências. Estudos completos,

envolvendo sísmica de reflexão, poços, analogia com áreas aflorantes, informações

paleontológicas e simulação numérica, implicam em resultados mais confiáveis.

A estratégia de desenvolvimento de campos de petróleo e a configuração dos sistemas de

produção, em conformidade com as práticas da indústria requer uma avaliação e uma análise das

variadas possibilidades de opções. A exploração e desenvolvimento de campos de petróleo são

eventos que necessitam de uma análise minuciosa antes de ocorrerem. Visto que as

profundidades dos campos chegam a mais de 6000 metros de profundidade, as incertezas que

rodeiam um projeto de desenvolvimento são inúmeras.

Antes de ser perfurado então, um processo de análise dos custos para as operações,

incluindo aluguel de sondas, equipamentos, materiais, recursos humanos e demais gastos, deve

ser realizado para avaliar a viabilidade econômica do projeto em questão.

A questão chave é estruturar as decisões exploratórias de tal modo que a maioria dos erros fique

nas etapas de prospecção regional e de semi-detalhe, sem evoluir para a fase de prospecção local,

que envolve um investimento relativamente mais alto.

É nessa etapa que entra a Análise de Risco, que realiza o processo de obtenção dos dados

disponíveis para o tempo e o custo das operações referentes a um determinado projeto e utiliza

uma metodologia para analisá-los a fim de auxiliar em um melhor processo decisório. análise das

incertezas constitui um dos elementos-chave das atividades de exploração e produção de

2

petróleo. No passado, em decorrência do estágio evolutivo e da disponibilidade de prospectos de

óleo e gás mais facilmente identificáveis, a maioria dos processos decisórios para análise de

riscos ainda podia ser realizada de forma simples e intuitiva. Além disso, os desafios na indústria

do petróleo não se apresentavam de forma tão diversa e contraditória como se mostram na

atualidade. Por exemplo, até recentemente, na análise dos riscos envolvidos na exploração e

produção bastava a observação das variáveis geológicas mais relevantes (volumes, dinâmica das

acumulações, etc...) e das tendências gerais do mercado (o preço do óleo, a demanda de

derivados, etc...), a tal ponto que a possibilidade de descoberta de boas jazidas afastava a

necessidade de uso de metodologias complexas e mais abrangentes. Entretanto, esse cenário

alterou-se drasticamente em função da diminuição dos indícios de jazidas de petróleo mais fáceis

de serem encontradas e de baixos custos, da crescente globalização dos negócios e do

envolvimento de diversos agentes, tornando o processo de tomada de decisão na exploração

bastante complexo e nem sempre de fácil solução.

A análise de risco normalmente pode ser feita de duas formas distintas: a análise

quantitativa e a análise qualitativa de risco. Na análise quantitativa, constrói-se um modelo de

risco lançando mão de ferramentas estatísticas de simulação de determinadas situações. É muito

importante que nesse cálculo sejam lançadas variáveis aleatórias e que seja feito de maneira

bastante realista para que o resultado possa ser o mais aproximado de possíveis adversidades que

possam acontecer. Já na vertente qualitativa, o analista de risco irá identificar e definir as

incertezas inerentes ao negócio de maneira escrita, sempre avaliando a extensão do impacto e

propondo medidas de correção para uma eventual necessidade caso elas aconteçam. Praticamente

todas as grandes empresas necessitam de uma avaliação dos riscos de seu negócio, especialmente

aquelas ligadas ao mercado financeiro, onde a avaliação estatística deve estar presente de forma

contínua e abrangente. Desse modo, podemos concluir que a análise de risco é um fator

fundamental para ser levado em consideração pelo responsável por uma companhia, pois fatos

inesperados e adversos podem sempre acontecer, sendo extremamente importante estar

preparado para os mesmos.

Para tal, geralmente é usado um software para auxiliar nos cálculos propostos. O software

usa como metodologia de cálculo a simulação de Monte Carlo. Um estudo de caso será

desenvolvido para demonstrar as vantagens de se realizar essa análise.

3

1.1. Objetivo

O objetivo dessa dissertação é elucidar a importância na análise de risco no desenvolvimento

de projetos de poços de petróleo. Ao fim do estudo, espera-se obter a análise da confiabilidade

do processo para aplicação na tomada de decisão de um projeto de poço.

1.2. Organização do Texto

Esse trabalho será dividido em seis capítulos. Onde o primeiro capítulo apresentado

compreende a introdução com a motivação e o objetivo, além de apresentar uma revisão da

literatura e mostrar a importância do assunto apresentado no setor de poços de petróleo.

No capítulo dois será apresentada uma contextualização sobre a exploração e desenvolvimento

de campos de petróleo, uma análise econômica do setor petrolífero, os conceitos da análise de

risco, suas vantagens e aplicabilidades no mercado do petróleo.

No capítulo três será realizado o desenvolvimento da metodologia que será utilizada para

desenvolvimento das simulações além dos conceitos necessários para o seu desenvolvimento.

Também será mostrada a metodologia para o levantamento de dados a serem utilizados nas

simulações.

No capítulo quatro, é feito o levantamento dos dados, sua modelagem e sua utilização no

estudo de caso assumido, além das simulações no software utilizado e sua aplicabilidade nos

projetos avaliados.

No capítulo cinco será apresentado variações no modelo considerado apresentando os

diferentes resultados.

No capítulo seis ocorrerá a conclusão e recomendações.

4

2. Contextualização

2.1. O Petróleo

Um campo de petróleo pode se expandir em grandes trechos de terra ou mar, uma vez que os

reservatórios são encontrados em extensas áreas abaixo da superfície da terra. Portanto, pode-se

perfurar vários poços em um mesmo campo de petróleo.

Um planejamento estruturado deve ser realizado antes do início da sua exploração. O

dimensionamento adequado da capacidade de produção de um campo depende das condições

geológicas, de reservatório, das propriedades dos fluidos envolvidos, bem como dos custos dos

equipamentos. Essa análise é feita na etapa de exploração do campo.

Nessa etapa, todo uma infraestrutura é necessária para realizar as atividades na região em

questão. Os poços necessitam de um grande investimento para a perfuração, avaliação

exploratória, completação e workovers, demandando equipamentos de alta complexidade para a

extração dos hidrocarbonetos.

Para a exploração em ambiente onshore, a profundidade do reservatório a ser explorado é o

parâmetro mais importante para a seleção da sonda apropriada para a intervenção. Já em poços

offshore, acrescenta-se variáveis como profundidade da lâmina d’água, condições climáticas e

logísticas da região. Segundo BretRouzaut e Favennec (2011), as plataformas offshore podem ser

fixas, para águas rasas, semissubmersíveis ou estruturas flutuantes com posicionamento

dinâmico como os navios-sonda. BretRouzaut e Favennec (2011) ainda afirmam que dois fatores

têm importância na limitação da exploração: o fator político da região explorada visto que muitas

zonas não são abertas à exploração e o fator técnico, quando não há tecnologia disponível

suficiente para exploração em alguma zona.

Uma vez atingindo o sucesso na exploração, o desenvolvimento do campo também demanda

bastante recursos financeiros. Após a perfuração do poço pioneiro e estruturação do poço, com

todos os revestimentos cimentados, faz-se a avaliação exploratória que consiste em coletar

informações mais precisas sobre o conteúdo do reservatório através de perfilagens e análises do

comportamento dos fluidos e da formação. Concluído esse estudo o poço está pronto para ser

completado.

A completação é a estruturação de um poço perfurado a fim de ser possível a produção dos

fluidos nele contido. Nessa etapa são instalados os equipamentos para controlar o fluxo de

hidrocarbonetos e extrair os fluidos. Com base nas informações obtidas e desenvolvimento

5

observado no poço pioneiro, realiza-se, através de correlações, a perfuração dos demais poços

em um reservatório.

2.2 Importância Econômica

Muito antes mesmo de ter a importância na economia mundial como hoje, o petróleo já

tinha utilidade na civilização. Desde a antiguidade o petróleo ocorria de maneira natural na

natureza em regiões do Oriente Médio e era, por exemplo, usado nos cuidados com couro e nas

colagens de ladrilhos. Por exemplo, o descobridor Marco Polo descreveu em uma de suas cartas

o mercado de petróleo em Baku, no atual Azerbaijão; alguns historiadores defendem a ideia de

que o óleo bruto teria sido usado como argamassa no templo do Rei Salomão (YERGIN, 1994).

Depois passou a ser utilizado na lubrificação de carruagens, embalsamento e fins

medicinais por suas propriedades antissépticas, laxantes e cicatrizantes, além de que era

considerado que funcionava contra doenças respiratórias, musculares e estomacais (THOMAS,

2001).

Em 1870 se deu início à moderna indústria do petróleo, com a Standard Oil Company de

John D. Rockefeller, que dominou o mercado até a primeira década do século XX. Antes da I

Guerra Mundial, Churchill utilizou o petróleo para mover a poderosa frota inglesa ao invés do

carvão tornando o petróleo uma mercadoria estratégica. As vantagens da utilização do petróleo

como combustível tinha diversas vantagens entre as quais a diminuição de 30% na carga

necessária para mover os navios.

Com a chegada da I Guerra Mundial, o petróleo começou a ser uma vantagem na disputa

entre os países, visto que o uso de cavalos era um problema logístico. O transporte motorizado

passou a mudar a natureza da guerra. O desenvolvimento de tanques e aviões deu mobilidade e

poder que não havia sido visto até então. O petróleo começava a se tornar estratégico e os países

começaram a dar mais importância a esse recurso.

As fronteiras de E&P começaram a ser alvo de forte disputa e a alta produção levou a um

excesso de produção, provocando queda nos preços na segunda metade da década de 1920

(muito se deve à guerra de preços na Índia entre Shell e Standard Oil of New York). Foi então

quando foi formado um cartel com as majors do setor através do Acordo de Achnacarry (cidade

na Escócia), fortalecendo as posições consolidadas até o momento pelas empresas através de um

acordo de divisão dos mercados mundiais. Esse acordo foi responsável pela fase mais estável no

6

crescimento da indústria e seguiu até a criação da OPEP nos anos 60, sendo o cartel das majors

um exemplo de regulação corporativa provada (YERGIN, 1994). Segundo ALVEAL, 2003, nos

anos da década de 1950, as majors controlavam 48% das jazidas de todo o mundo, 70% da

capacidade de refino e 66% da frota dos petroleiros e dos dutos de transporte mais importantes.

As majors impunham um acordo com os países hospedeiros de reserva de petróleo que era

altamente desfavorável a esses.

Após a II Guerra Mundial, o consumo energético mundial cresceu rapidamente,

impulsionado pela reestruturação da Europa e Japão. As produções de eletricidade, petróleo e gás

natural cresceram abruptamente. Esse fato se deve principalmente ao desenvolvimento

econômico desses países sustentado pelo desenvolvimento da indústria automobilística nos EUA,

Europa e Japão. Assim o petróleo passou a fazer parte da vida de uma parcela maior da

população mundial além de romper fronteiras. Com o desenvolvimento do transporte por

veículos automotores, o petróleo ultrapassou o carvão como principal fonte de energia das

economias nacionais.

Na Revolução Industrial, um marco na mudança de paradigma produtivo na história

(SACHS, 2005), o carvão era usado como o combustível central, a partir da utilização da

máquina a vapor e de ferrovias nos séculos XVIII e XIX principalmente no Reino Unido,

Alemanha e EUA, mas também na Europa Ocidental e Japão. Posteriormente, o carvão e o óleo

combustível ajudaram à difusão da eletricidade através das termoelétricas no século XX

(LANDES, 1969). Após a II Guerra Mundial os veículos automotores passaram a ser, juntamente

com as ferrovias, as principais fontes de transporte nesses países. Esse fato contribuiu para a

gradual substituição de máquinas a vapor por motores a combustão interna, utilizando como

combustível os derivados de petróleo. Além disso, a logística difícil no transporte do carvão em

larga escala contribuiu para a substituição no uso industrial por caldeiras à óleo combustível.

(HOBSBAWN,1995).

Pode-se notar que o setor transporte ainda hoje é o uso final da maior parte do petróleo

extraído e transformado em derivados. Houve uma forte relação entre a evolução das indústrias

automobilística e petrolífera. Da mesma forma que a indústria automobilística teve papel

fundamental para o desenvolvimento da indústria de petróleo, em função da geração do núcleo

da demanda mundial por derivados, a indústria de petróleo também teve importância

fundamental para a viabilização do desenvolvimento da indústria automobilística. A indústria

7

automobilística foi uma das principais responsáveis pelo estabelecimento da moderna sociedade

de consumo em meados do século XX, ou sociedade “fordista”, caracterizada pela demanda de

massa por bens industriais de consumo duráveis.

Simões (2006) afirma que após a popularização dos veículos movidos à explosão, o

petróleo se tornou uma commodity estratégica para a economia mundial.

Yergin (1994) e Martins (2008) concordam que a indústria petrolífera está no centro do

sistema produtivo contemporâneo seja pelo petróleo ser ainda a principal fonte de energia que

move a produção material seja por ser a base de indústrias poderosas no cenário mundial como o

setor automotivo, aeronáutico, de materiais sintéticos, químico, entre outros.

Com a facilidade de transporte, a demanda crescente de centros distantes de regiões

produtoras e a atuação de companhias que se dedicavam à internacionalização do petróleo, o

combustível conquistou seu espaço na economia mundial e o preço da commodity passou a ser

negociado nas principais bolsas de valores do mundo.

Com sua importância crescendo, o barril de petróleo apresentava uma flutuação no seu

preço que por vezes marcavam picos de alta e desmobilizavam a economia dos países.

Nos anos 2000, o petróleo teve um aumento vertiginoso de preço devido a conflitos em

países produtores e chegou a um pico em 2008, ficando próximo aos US$140 o barril. Em 2009

houve a Grande Recessão que gerou crises a nível mundial fazendo o preço do petróleo cair

consideravelmente. Depois da chamada Primavera Árabe, que gerou impactos na Líbia e sanções

ao Irã, o preço voltou a subir juntamente com uma tímida recuperação da economia mundial e se

manteve com flutuações pequenas de 2012 a 2014.

8

Figura 2-1: Variação do preço do barril de petróleo (US$) ao longo dos anos. MacroTrends (2019)

A partir de 2014, com o aumento da produção da Arábia Saudita para conter a produção

de óleo de xisto nos EUA usando técnicas de fracking que crescia a ritmo acelerado, a queda na

demanda e a retirada de embargos sobre o Irã, o preço entrou em queda acentuada até 2016

quando voltou a se recuperar oscilando até os dias de hoje.

As energias renováveis vêm tomando parte do mercado do petróleo principalmente por

questões ambientais, com países investindo na redução de emissão de gases provenientes da

queima de combustíveis. Em 2017 o consumo total final de energia era composto por 25% de

energia renováveis, mostrando que o petróleo ainda domina o cenário mundial do setor. Porém,

segundo a Agência Internacional de Energias Renováveis, a previsão é que em 2050 esse

percentual chegue a 85%, tomando espaço dos combustíveis fósseis.

9

2.3 Reservas

Reservas de petróleo são quantidades de óleo que sejam tecnicamente e financeiramente

recuperáveis. A quantidade de óleo total localizado em um campo é chamada de oil in place. Por

conta de características dos reservatórios e de fatores limitantes, apenas uma fração do óleo

localizado em um campo é produzido, chamado de reserva. Reservas provadas são aquelas que

tem uma confiabilidade de 90% de ser recuperável considerando as condições políticas,

econômicas e tecnológicas associadas.

As reservas de petróleo mais significativas do mundo se encontram na Venezuela, Arábia

Saudita, Canadá, Irã, Rússia, Kuwait, Emirados Árabes Unidos, Estados Unidos e Líbia. Esses

países fazem parte da OPEP (Organização dos Países Exportadores de Petróleo). Existe mais de

40 mil campos de petróleo pelo mundo em terra ou mar e os maiores são o de Ghawar, na Arábia

Saudita e o Burgan Field, no Kuwait. O Brasil ocupa a 15° posição na quantidade de reservas

provadas até 2017 segundo dados do IBP, representando cerca de 0,7% do total de reservas no

mundo.

Figura 2-2: Reservas de óleo por país. Modificado de BBC Brasil (2019)

10

Os métodos de cálculo da estimativa da reserva de um campo podem ser por analogia,

análise de risco, volumétrico, performance do reservatório, entre outros. O método por analogia e

análise de risco são efetuados quando ainda não foram realizadas as perfurações. A diferença

entre os métodos consiste apenas que por analogia considera o tratamento estatístico de dados. O

método volumétrico é calculado a partir do volume da rocha reservatório, porosidade e saturação

dos fluidos, e a performance do reservatório avaliada de acordo com o seu comportamento

anterior.

2.4 Tipos de Intervenção em Poços de Petróleo

No processo de exploração de campos de petróleo, na etapa de desenvolvimento de poços

que acontece após o planejamento, algumas intervenções podem ser feitas no poço. Nesse

trabalho será considerado que há quatro principais tipos de intervenções. São elas:

1. Perfuração – Para dar início ao desenvolvimento da construção de poços, a primeira etapa

é a perfuração. Consiste em todas as operações desde a movimentação e instalação da

unidade de perfuração no local a ser perfurado, a construção do poço com os

equipamentos e revestimentos necessário até atingir a zona do reservatório para posterior

produção. Pode ter fim ao fechar o poço, o abandonando, com a movimentação final da

unidade de perfuração deixando a locação, ou com o início de uma próxima intervenção.

2. Avaliação Exploratória – A avaliação exploratória consiste em descer ferramentas no

poço previamente perfurado para fazer a avaliação da formação e dos fluidos nela

presente, além da análise do comportamento do fluxo para o poço e o perfil

comportamental das pressões associadas. Pode ser realizada logo após a perfuração do

poço ou através de reentrada em um poço abandonado após a perfuração

3. Completação – A etapa de completação compreende as operações de instalação de

equipamentos específicos no poço com a finalidade de produzir os fluidos do

reservatório. Assim como a avaliação exploratória, pode ser realizado logo após a

perfuração ou em um poço previamente perfurado e abandonado.

4. Workover – Os chamados workovers são as operações de manutenção de poços que estão

em produção. Pode ser uma retirada de equipamento para manutenção, uma

recompletação, um abandono temporário ou até mesmo o abandono definitivo. São

operações que podem ser feitas com barcos de apoio ou sondas.

11

2.5 Análise de Risco no Desenvolvimento de Campos de Petróleo

A indústria petrolífera internacional vem convivendo com flutuações cíclicas do preço do

petróleo desde seus primórdios, sendo que quedas abruptas foram sempre acompanhadas por

grandes reestruturações do setor.

Mais recentemente, a partir do segundo semestre de 2014, os preços do petróleo passaram

a declinar acentuadamente, tendo variado de US$ 114 por barril em julho deste ano a US$ 46 por

barril em janeiro de 2015. As flutuações ao longo do último ano continuaram mostrando uma

tendência de declínio, com o preço tendo chegado a US$ 27 por barril em janeiro de 2016. Nesse

novo contexto, todas as companhias de petróleo se engajaram numa drástica revisão de suas

estratégias de exploração e produção, resultando na priorização de projetos e foco na redução de

custos.

As consequências socioeconômicas logo se manifestaram através da redução significativa

de investimentos, postergação de projetos e aumento do desemprego na indústria de petróleo em

todo o mundo.

Então, alertam para o cuidado na avaliação de investimentos em projeto de petróleo em

função das incertezas relacionadas à análise em questão, definidas como os desvios do resultado

esperado.

O ciclo de vida de um poço de petróleo não começa na sua perfuração, mas muito antes

na etapa de avaliação e tomada de decisão. Após tal etapa, pode se constatar que o poço

analisado não é economicamente viável, levando em questão aspectos como tecnologias e

economia, e não deve ser perfurado. Na questão econômica, por exemplo, os custos da

perfuração são apenas uma parte do custo total de um poço, que ainda conta com a etapa de

completação e possíveis intervenções de manutenção e abandono, os chamados workovers.

Gupta e Grossmann (2011) mostra que uma crescente atenção vem sendo dada ao

planejamento e desenvolvimentos de campos de petróleo e gás em decorrência das descobertas

das novas reservas nos últimos anos.

A exploração de campos de petróleo tem se mostrado, principalmente depois das suas

altas no decorrer da história, uma atividade extremamente lucrativa e uma das mais rentáveis do

mundo. A descoberta de um novo campo pode significar um importante recurso para a economia

12

de um país. Esse fato fez com que o investimento em pesquisa e desenvolvimento nessa área

tenha crescido e novas reservas vêm sendo descobertas.

Em um campo, é difícil dimensionar a capacidade produtiva dos sistemas a serem

explorados, uma vez que informações geológicas, características do reservatório e fluidos nele

contidos, entre outros, estão rodeados de incertezas e riscos. Guimarães (2005) elucida que

mesmo em etapas mais avançadas do projeto, com equipamentos já instalados, as incertezas

ainda são grandes.

O custo para um poço ser perfurado, completado e posto para produzir é

consideravelmente elevado (MEZZOMMO, 2000). Então, minimizar os erros nessas operações é

imprescindível para o sucesso econômico de uma exploração. Dessa forma, quantidade de poços

e a posição onde vão ser perfurados devem ser analisadas em etapas mais avançadas do projeto.

A avaliação do valor dos ativos a serem explorados pode ser feita em função da extensão do

reservatório e volume da reserva.

Em ambientes marítimos o cenário é ainda pior. Devido às grandes profundidades de

lâmina d’água em que se opera, é necessário tecnologias mais avançadas e equipamentos mais

eficazes para se conseguir extrair o petróleo do que em ambientes onshore. Além disso, as

incertezas são maiores por ser um ambiente de mais difícil acesso. Somente com um estudo de

reservatórios e a ajuda de simuladores de fluxo em meio poroso é possível estimar as

capacidades produtivas de um sistema. Como o espaço é limitado à estrutura flutuante, o peso é

um dos principais fatores que limitam a capacidades das plantas instaladas. As decisões tomadas

devem ser baseadas nos custos, tecnologias, complexidade dos reservatórios e incerteza e riscos

do processo.

A escolha da estratégia adequada para o desenvolvimento de um campo de petróleo, bem

como a seleção dos sistemas de produção, requer, de acordo com as boas práticas do mercado,

uma análise e comparação das possibilidades existentes. No Brasil, a Agência Nacional do

Petróleo (ANP) controla as atividades de petróleo e em sua diretriz especificada na Portaria Nº

90, o prazo para a definição de um projeto conceitual a ser usado no Plano de Desenvolvimento é

de seis meses, realizado após a etapa exploratória e declaração de comercialidade do campo.

O planejamento é composto por etapas que consistem nas fases de definição dos objetivos do

projeto, como alcançá-los e nível de detalhamento do projeto. São elas:

13

1- Identificação: Nessa fase é analisado se o projeto está de acordo com os objetivos da

empresa e é oficializada pela emissão de documento preenchido pela gerência

responsável. Consiste em verificar a viabilidade econômica e técnica do projeto, avaliar o

valor agregado, fazer um estudo das incertezas inerentes ao projeto e minimizá-las o

máximo possível, identificar possíveis alternativas de estratégias durante o

desenvolvimento, analisar os recursos técnicos e tecnológicos necessários além dos

investimentos requeridos.

2- Seleção: Nessa fase o objetivo é selecionar as alternativas técnicas para a sua posterior

implementação. Após a seleção, é elaborado um Estudo de Viabilidade Técnica

Econômica do projeto conceitual.

3- Definição: É definido o plano executivo do projeto bem como o projeto básico, o Estudo

de Viabilidade Técnica desse projeto e a licitação por serviços, equipamentos e

operações.

4- Execução/Implementação: Nessa fase se executa o projeto selecionado com os prazos e

custos pré-estabelecidos no planejamento. Abrange a perfuração, completação,

interligação de poços, planos de operação etc.

5- Encerramento: Caracteriza o término da execução do projeto. Os dados são coletados e

analisados e verifica-se a eficácia do projeto em relação ao planejado além das lições

aprendidas.

Segundo Barroux (2000), para que a otimização do desenvolvimento de um campo, deve-

se simular o reservatório conjuntamente com o sistema de produção com os poços com alto

potencial de vazão dividindo o mesmo sistema de superfície centralizado. Magalhães (2005) diz

que a interação entres os modelos de reservatórios, escoamento, poços e processamento é

importante pelos elevados custos na implementação e limitações dos sistemas operacionais.

Quando está no início, o projeto de desenvolvimento de um campo deve analisar todas as

opções possíveis para uma melhor otimização segundo Berkel et al. (2009). Um modelo

simplificado nas etapas iniciais do processo é fundamental para que possam ser analisados um

grande número de possibilidades e análises de sensibilidade variando os parâmetros do projeto,

além da influência que as incertezas geram sobre o projeto para um melhor gerenciamento de

riscos (WOODHEAD, 2006).

Por este motivo, a utilização de ferramenta que otimize o desenvolvimento dos sistemas

de produção, no início de projeto pode ser muito importante para subsidiar as decisões a serem

14

tomadas e para os estudos subsequentes. Deve ser uma ferramenta capaz de representar o

reservatório de maneira adequada, além do escoamento dos fluidos no meio poroso e

equipamentos para a produção e processamento dos hidrocarbonetos extraídos. Como reúne

informações que precisariam de um certo número de profissionais para lidar, uma vantagem de

se utilizar um software com tais recursos é a minimização do erro pela redução de interfaces

distintas para solucionar o problema. A confiabilidade das análises aumentou consideravelmente

com o início da utilização dessas ferramentas e seus desenvolvimentos.

Quanto mais possibilidades disponíveis de composição dos sistemas de produção, mais

difícil a tomada de decisão sobre a configuração a ser selecionada. O projeto expedito (inicial,

com menor número de informações), deve ser conservador em relação aos riscos e incertezas

sobre o reservatório, escoamento dos fluidos, equipamento disponível e necessário, além de

cenários econômicos. Deve-se considerar também a possibilidade de novas descobertas e a

capacidade do sistema de absorvê-las.

O método utilizado para realizar as previsões quantitativas do comportamento de

produção é a simulação de reservatórios que é fundamental no processo de otimização e tomada

de decisão de um projeto. A confiabilidade das simulações faz com que nenhuma decisão seja

tomada sem que seja feita uma simulação anteriormente. Com o aumento de desafios na

exploração de campos de petróleo, como grandes distâncias e profundidades e fluidos e

equipamentos complexos, a demanda por simulação sobre o sistema de produção se elevaram.

Gerenciamento de Risco no Tempo e Custo das Intervenções em Poços

De acordo com Zausa et al. (2011), a realização de estimativas de tempo e custo para

projetos de construção de poços é uma tarefa difícil, tanto por causa da versatilidade operacional,

quanto pelos fatores externos que podem influenciar no momento de sua execução. O resultado

desta dificuldade é a constante reclamação da indústria em relação ao tempo e recursos extras

necessários para a finalização das intervenções. Essas reclamações, entretanto, podem ser

minimizadas com a aplicação de um adequado processo de gerenciamento do risco.

O grau de incerteza relativamente alto dos parâmetros e variáveis encontrados na

exploração e produção de petróleo, em poços marítimos principalmente, embasa a importância

de se utilizar metodologias para analisar os projetos que ajudem a identificar e mitigar as

incertezas que mais afetam o desenvolvimento econômico do campo em questão. Deve-se

15

analisar a influência das incertezas e os riscos inerentes aos projetos a fim de que sejam

economicamente viáveis para a operadora que o está explorando.

As estimativas de tempo e custo do poço em análise, obrigatoriamente, acontecerão antes

de sua perfuração, tanto na etapa de estudo de alternativas, quanto na etapa de execução. Depois

de construído, toda e qualquer intervenção necessária deverá ser novamente estimada, pois seu

custo atual é quem definirá sua viabilidade técnico-econômica.

Diversos autores, entre eles Codling e Leatherby (2013), Adams et al. (2010), Zausa et al.

(2011) e Zhao et al. (2011), vêm chamando atenção para a importância do gerenciamento de

risco no processo de análise das previsões probabilísticas de tempo e custo das operações das

intervenções relacionadas à exploração e produção de um campo de petróleo. Como nessas

situações, o custo diário de operação é considerável, eventos indesejáveis podem aumentar o

tempo das operações e consequentemente o seu custo. Zausa et al. (2011) salienta que cenários

com risco zero não existem, porém com a correta compreensão dos riscos, esses podem ser

gerenciáveis e controlados. Para ilustrar, o risco de um avião se chocar contra uma sonda de

exploração é baixíssimo e não deve ser considerado em uma análise de gerenciamento de risco.

Já condições ambientais relativas a um campo são mapeáveis e acontecem com certa frequência,

devendo ser incluídas nas análises sobre risco.

Para um correto gerenciamento de risco deve-se, primeiramente, compreender alguns

conceitos. Para analisar as incertezas e riscos de um determinado projeto é necessário fazer a

distinção teórica entre estas duas palavras. Risco é todo evento ao qual se pode associar uma

probabilidade de ocorrência, já incerteza é quando não se tem como mensurar a probabilidade de

se acontecer (SIMONSEM, 1994). Trata-se, portanto, de algo possível e desejável a conversão

de incerteza em risco calculado mediante a determinação de distribuições de probabilidade para

as variáveis incertas. As origens dos riscos podem ser diversas e consequentemente os seus

efeitos também. Os riscos podem ter natureza geológica, ambiental, logístico, tecnológico e

operacionais. Seja qual for a sua origem, alguns deles podem ser significativos e afetar

consideravelmente o tempo da operação. Codling e Leatherby (2013) dizem que tais riscos

devem ser analisados de maneira particular uma vez que a maior parte do tempo não produtivo

de uma intervenção em campos de petróleo provém de um número menor de ocorrências.

Adam et al. (2010) diz que 95,9% das ocorrências foram responsáveis por 47,8% do

tempo total não produtivo, enquanto apenas 4,1% das ocorrências foram responsáveis por 52,2%

do tempo total não produtivo. Já Codling e Leatherby (2013) diz que 95% das ocorrências

16

representam 42% do tempo total não produtivo enquanto 5% representam 58% do tempo total

não produtivo.

Na engenharia de poços os principais objetivos do gerenciamento de risco e incertezas em

um projeto consistem em dar suporte para o processo de tomada de decisão, estabelecimento de

objetivos, prazos e custos otimizados, buscando o sucesso dos objetivos dentro dos prazos e

custos previstos. O ideal é que a intervenção prevista para o poço dure o mais próximo possível

do prazo planejado. Uma duração maior ou até mesmo menor pode incidir em custos não

previstos, comprometendo assim todo o projeto.

É neste contexto que se apresenta o software baseado no modelo de Monte Carlo, que

reúne informações associadas às atividades, custos e riscos da intervenção, prevendo seu custo e

tempo de duração. Ao invés de um único resultado, o software apresenta uma gama de valores

esperados, ajudando na compreensão dos cenários otimista, pessimista e mais provável.

17

3. Metodologia

3.1 Conceitos

Para apresentar a metodologia utilizada nesse trabalho é preciso antes apresentar alguns

conceitos estatísticos importantes. Os parâmetros das amostras e variáveis aleatórias utilizadas

nas simulações vão ditar a distribuição de probabilidade utilizada pela simulação. O

entendimento de tais parâmetros se faz, então, necessário para a completa compreensão dos

mecanismos utilizados.

Parâmetros de amostra de dados

Os parâmetros de uma amostra de dados podem ser divididos em:

• Parâmetros de posição: medidas de tendência central;

o Média Aritmética: É o valor que representa a tendência central de uma amostra. É

influenciada mais por valores extremos. É obtida pelo somatório dos valores

observados dividido pela quantidade de observações da amostra (Sweeny,

Williams & Anderson, 2015)

o Mediana: É o valor que divide a amostra de forma que metade da quantidade de

dados esteja abaixo dele e a outra metade acima. É influenciada pelo número de

dados e não pelos seus valores. (Sweeny, Williams & Anderson, 2015). Caso o

número de elementos da amostra seja ímpar, a mediana ocupa a posição central.

Caso o número de elementos na amostra seja par, a mediana é a média dos dois

valores que ocupam a posição central.

o Moda: é o valor da amostra que ocorre de forma mais frequente. Pode não existir

(no caso de apenas valores diferentes) e pode não ser única. (Sweeny, Williams &

Anderson, 2015). A melhor maneira de se visualizar a moda é construindo um

18

histograma no qual a moda é representada pelo(s) ponto(s) mais alto(s) da

distribuição.

o Percentil, Quartil e Decil: Essas medidas dividem os elementos de uma amostra

ordenada em partes. São importantes por fornecerem informações de como os

dados estão distribuídos ao longo do intervalo (Sweeny, Williams & Anderson,

2015). Em um intervalo existem 99 percentis que dividem o intervalo em 100

partes iguais que correspondem a 1% dos dados. Os quartis seguem a mesma

lógica, mas dividem o intervalo em 4 partes iguais e, portanto, existem 3 quartis.

Os decis por sua vez, dividem o intervalo em 10 partes iguais existindo um total

de 9 decis em um intervalo. Os percentis, quartis e decis dividem os dados de uma

amostra ordenada (por ordem crescente de dados) em partes. São importantes por

fornecerem informações de como os dados estão distribuídos ao longo do

intervalo (Sweeney, Williams, & Anderson, 2015; Moore, McCabe, Duckworth,&

Sclove, 2006; Freund, 2006).

• Parâmetros de dispersão: medidas da dispersão dos dados que compõem o espaço

amostral (variância e desvio-padrão)

o Variância: É a medida que representa o quão distante da média os valores da

amostra estão. É calculada utilizando a soma do quadrado das diferenças dos

dados em relação à média dividido pelo número de dados diminuído de uma

unidade.

o É a raiz quadrada da variância. É uma medida de mais fácil entendimento pois

possibilita a criação de um range de valores em torno da média.

• Parâmetros de forma: fazem referência à assimetria do espaço, ou seja, a ocorrência dos

dados em trono de valores centrais.

o Assimetria: É a medida que mostra a curva de valores em relação à quantidade

dos dados que representam cada valor. Pode ser positiva, quando ocorre um maior

número de valores menores, negativa, quando ocorre um maior número de

ocorrência maiores, ou nula, quando tem igualdade de valores maiores e menores.

o Curtose: É a medida que se refere ao achatamento da distribuição de valores em

relação à quantidade dos dados. Indica o grau de concentração de valores em

torno da média e é importante para avaliar a dispersão do conjunto de dados.

O tipo de variável aleatória sendo analisado também é relevante para a análise. Elas podem ser:

19

• Discretas: São as variáveis que apresentam valores finitos ou infinitos contáveis. Ex:

número de poços; número de horas etc.

• Contínuas: São as variáveis que podem assumir qualquer valor numérico em série de

dados, inclusive em escala contínua. Ex: profundidades; temperaturas etc.

Distribuições de probabilidade

Uma distribuição de probabilidade é um modelo matemático que relaciona um certo valor da

variável analisada com a sua probabilidade de ocorrência.

Há dois tipos de distribuição de probabilidade

• Distribuições Contínuas: Quando a variável analisada é expressa em escala contínua

dentro do intervalo analisado. É a regra que define a função densidade de probabilidade

da variável de interesse.

• Distribuições Discretas: Quando a variável analisada só pode assumir valores específicos.

É a regra que define a função de probabilidade da variável analisada.

Nesse trabalho serão utilizadas apenas distribuições de probabilidade contínuas. Na literatura

atual, existem um grande número de distribuições de probabilidade contínuas porém esse

trabalho focará em apenas seis. São elas:

1. Distribuição Uniforme

Esse tipo de distribuição depende apenas de seu intervalo de forma que todos os

valores do espaço amostral possuem a mesma probabilidade de ocorrência. A função

densidade de probabilidade da distribuição Uniforme é dada pela função da Equação 1 e

mostra que todo valor em um intervalo tem a mesma probabilidade de ocorrer como

mostrado na Figura 3-1.

(Eq. 1)

20

Figura 3-1: Distribuição Uniforme. Dávila (2017)

A distribuição Uniforme deverá ser utilizada quando, em um intervalo

selecionado, o histograma de frequência apresentar o mesmo número de ocorrência para

todo o intervalo. Os motivos para tal podem ser diversos, como por exemplo falta de

informações precisas, o que gera maior incerteza e consequentemente maior

aleatoriedade dos dados.

2. Distribuição Normal

Esse tipo de distribuição, também conhecido como distribuição gaussiana, é a

distribuição contínua mais importante. Esse fato se deve pela sua aplicabilidade a um

maior número de observações. O teorema do limite central (TLC), influencia em um

comportamento simétrico da distribuição pois garante que mesmo que os dados não

estejam distribuídos segundo uma normal, a média dos dados converge para uma

distribuição Normal conforme o número de dados aumenta. O formato da curva apresenta

um padrão de sino. Devido a sua simetria, apresenta o mesmo valor para média, moda e

mediana. Podemos citar como exemplo a altura de uma população. À medida que o

número de pessoas incluídas no intervalo aumenta mais próximo do padrão normal a

curva da função densidade de probabilidade se torna. Os principais parâmetros da

21

distribuição Normal são a média e o desvio padrão. A média determina o centro da curva

enquanto o desvio-padrão determina a forma da curva, ou seja, a curtose (Freund, 2006;

Larson & Farber, 2010).

A função densidade de probabilidade da distribuição Normal é dada pela Equação

2 e sua forma está representada na Figura 3-2.

(Eq. 2)

Figura 3-2: Distribuição Normal. Modificado de Freund (2006)

A curva da distribuição Normal mostra um comportamento entre os dados e o

desvio padrão, sendo:

• 50% das observações se localizam à esquerda da média e os outros 50% à direita;

• 68% das observações estão distantes até o desvio-padrão em relação à média,

34% à esquerda e 34% à direita;

• 99,7% das observações estão situadas até três desvios-padrão da média, sendo

metade à esquerda e metade à direita;

22

Figura 3-3: Comportamento de parâmetros na distribuição Normal. Artes (2017).

3. Distribuição Lognormal

A distribuição Lognormal tem como carcterísticas ser uma distribuição

assimétrica e positiva, visto que a maior quantidade de dados está à esquerda da média.

Tem aplicabilidade em conjunto de dados no qual a frequência de valores mais altos é

baixa. Os parâmetros utilizados nessa distribuição são a média e o desvio-padrão e quanto

maior esse último, maior a assimetria da distribuição.

A função densidade de probabilidade da distribuição Lognormal é dada pela

Equação 3 e a Figura 3-4 mostra a forma do gráfico que representa a função.

(Eq. 3)

Figura 3-4: Distribuição Lognormal. Wikipédia (2017)

23

4. Distribuição Triangular

A distribuição Triangular é um tipo de distribuição que pode se apresentar tanto

de forma simétrica como de forma assimétrica. É composta por três valores principais

que lhe conferem a forma triangular, sendo um valor mínimo, um mais provável e um

valor máximo.

A Equação que representa a função densidade de probabilidade dessa distribuição é dada

pela Equação 4 e a Figura 3-5 representa o padrão do gráfico, onde a ponto c é mais

provável (moda) no intervalo compreendido por a e b que tem probabilidade 0 de

ocorrência.

(Eq. 4)

0 qualquer outro caso

24

Figura 3-5: Distribuição Triangular. Wikipédia (2017)

A distribuição Triangular é aplicável quando os valores mínimos, mais prováveis

e máximos são obtidos de forma subjetiva, ou quando se tem poucos dados para análise.

5. Distribuição Beta/PERT

A distribuição PERT consiste em descobrir as probabilidades dos dados

baseando-se em três estimativas, assim como a Triangular, sendo elas a estimativa

otimista, pessimista e mais provável (Fernandes & Sanches, 2013).

Ao contrário da Triangular, porém, a distribuição PERT atribui um peso maior ao valor

mais provável (moda). A Equação 5 apresenta como é calculada a função densidade de

probabilidade da distribuição PERT. Na Figura 3-6 está representado o gráfico da

distribuição.

(Eq. 5)

Figura 3-6: Distribuição Beta/PERT. Modificado de Milton P. Borba (2015)

25

Percebe-se que já Eq. 5 é a média ponderada com a moda tendo um peso quatro

vezes maior que as demais variáveis. A moda é quem define a assimetria da distribuição

visto que quanto mais próximo do valor mínimo, se situará à esquerda da média

demonstrando um comportamento assimétrico positivo e quanto mais próximo ao valor

máximo, a moda se situará mais à direita da média, configurando um comportamento

assimétrico negativo (Buchsbaum, 2012).

A distribuição PERT é considerada um subconjunto da distribuição Beta que

considera que o valor mais provável influencia quatro vezes a distribuição do que os

valores pessimista e otimista. Assim como na Triangular os valores em torno da moda

têm maior probabilidade de ocorrência, porém a curva da Beta é menos acentuada e

apresenta transição para os demais valores de forma mais suave. A Figura 3-7 mostra a

comparação entre a distribuição Triangular e a PERT.

Figura 3-7: Comparação distribuição Beta/PERT versus Triangular.

Como ambas as distribuições, PERT e Triangular, se baseiam em três pontos, a

decisão de qual utilizar deve levar em consideração se os valores mais provável, otimista

e pessimista são baseados em ocorrências reais ou não. Caso seja, a distribuição mais

adequada será a PERT, caso contrário, quando não é possível a ponderação de nenhuma

variável, a distribuição Triangular é a mais indicada.

Tanto a distribuição Beta quanto a distribuição Triangular baseiam-se em estimativas de

três pontos.

26

6. Distribuição Stepped

A distribuição Stepped combina outras duas distribuições: a distribuição

Uniforme e a distribuição triangular. Possui como parâmetros o valor mínimo, a mediana

e o valor máximo de um dado intervalo. A mediana divide a distribuição em duas partes

de área iguais, uma com um intervalo menor, porém com a frequência de ocorrência

maior e outra com um intervalo maior e frequência de ocorrência menor. A Figura 3-8

demonstra essa relação (Leatherby & Codling, 2013).

Figura 3-8: Distribuição Stepped. Leatherby, Codling (2013).

Na distribuição Stepped, a medida é representativa dos parâmetros de entrada uma

vez que está situado no meio entre o menor e o maior tempo de duração. Os valores

extremos representam valores mais próximos dos limites reais da amostra que em outras

distribuições (Leatherby & Codling, 2013).

No artigo publicado por Leatherby & Codling (2013), os mesmos calcularam para um

determinado espaço amostral os parâmetros das diferentes distribuições. O resultado é

aquele apresentado na Tabela 3-1 abaixo, onde é possível perceber que, dentre as

distribuições de três pontos, a Stepped foi aquela que apresentou os limites mais realistas.

27

Distribuição Parâmetros

Uniforme Mín: 5,18

Máx: 50,66

Triangular

Mín: -4,45

Med: 28,35

Máx: 59,86

Normal Mín: 27,92

DesvPad: 13,12

Lognormal Mín: 25.40

DesvPad: 1,59

Beta/PERT

Mín: -12,32

Med: 28,35

Máx: 66,44

Stepped

Mín: 14,50

Med: 20,02

Máx: 57,14 Tabela 3-1: Comparação distribuições de probabilidade. Leatherby, Codling (2013).

3.2 Simulação de Monte Carlo

O Método de Monte Carlo consiste em uma simulação estatística que utiliza

sequências de números aleatórios para desenvolver simulações para obter uma solução

aproximada de um problema complexo. É baseado em termos de funções densidade de

probabilidade. Uma vez definida a distribuição, a Simulação de Monte Carlo faz

amostragens aleatórias a partir das mesmas. São realizadas inúmeras iterações até que

seja formado uma amostragem de tamanho desejado. São obtidas medidas como: média,

desvio padrão etc. É um processo bastante recomendado para um alto número de

incertezas sobre um determinado projeto de previsão de poço (Akins, Abell, & Diggins,

2005).

Na prática, para realizar a Simulação de Monte Carlo consiste em quatro passos:

1. Modelar o problema definindo uma função densidade probabilidade apropriada para

representar o comportamento de cada uma das incertezas;

28

2. Gerar valores aleatórios aderentes à função densidade de probabilidade escolhida para

cada incerteza analisada;

3. Calcular o resultado determinístico substituindo as incertezas pelos valores gerados

gerando uma observação do problema; repetir os passos 2 e 3 até que se obtenha uma

amostra do tamanho desejado;

4. Compilar e manipular os resultados da amostra de forma a obter estimativa da solução do

problema, através da construção da curva de probabilidade acumulada.

Quando se trata de estimativa de tempo e custos de intervenções em poços de

petróleo, os passos as serem seguidos são:

1. Definição do problema: O escopo do projeto, objetivo da previsão e as contingências

associadas;

2. Modelagem dos dados de entrada: Deve ser feito uma análise criteriosa dos dados

utilizados. Quanto maior a quantidade desses dados melhor pois uma amostra pequena

pode não ser muito representativa do universo analisado. A similaridade dos dados

usados com a realidade do projeto é fundamental também para uma estimativa mais fiel

do projeto. Dados de fontes mais recentes também tem maior aproximação com a

realidade, uma vez que representam um cenário mais atualizado da fonte de dados. A

seleção adequada dos dados é de suma importância para a confiabilidade do resultado da

simulação (Williamson, Sawaryn, & Morrisson, 2006);

3. Definição da distribuição de probabilidade: Consiste em selecionar a distribuição de

probabilidade que melhor se aplique ao conjunto de dados analisados. Deve-se optar pela

distribuição que se relaciona melhor com as médias e intervalos dos dados. O máximo e o

mínimo devem ser maior e menor que os maiores e menores valores da amostra,

respectivamente, pois a realidade pode ser melhor ou pior que o histórico analisado

(Akins, Abell, & Diggins, 2005; Williamson, Sawaryn, & Morrisson, 2006).

4. Amostragem da distribuição dos dados de entrada – iterações: Após cada iteração, o

tempo médio dos valores gerados aleatoriamente para cada item do escopo é somado,

gerando o tempo médio total estimado para a intervenção. Quanto mais iterações se

realiza, mais confiável o resultado obtido pelas diversas iterações realizadas, porém

29

maior o esforço computacional. O resultado das iterações gerará um diagrama de

frequências e, juntamente com a distribuição de probabilidade escolhida, resultará na

curva de probabilidade acumulada.

5. Análise dos resultados: A simulação de Monte Carlo gera a curva de probabilidade

acumulada através da qual se estimar as diferentes probabilidades de duração da

intervenção além da obtenção dos parâmetros da distribuição do resultado. É necessário

que o resultado obtido seja comparado com os dados correlatos e a expertise dos analistas

(Williamson, Sawaryn, & Morrisson ,2006). A previsão de resultados não é um processo

puramente mecânico e deve ser avaliado para melhor compreensão dos resultados. Antes

de qualquer alteração, porém, deve-se ter cuidado pois mesmo resultados não esperados

podem estar corretos.

3.3 Metodologia

Nesse estudo, o impacto dos riscos será quantificado em termos dos tempos das

operações realizadas em cada intervenção. O gerenciamento de risco, quando se trata de

engenharia de poços, pode ser divido em macroetapas que são detalhadas mais especificamente

de acordo com cada projeto.

As macroetapas são:

1. Identificação dos riscos: Nessa etapa são feitos o levantamento das possíveis fontes e dos

riscos do projeto. Os riscos são levantados analisando o histórico de intervenções que

possam ser relacionadas com o projeto ou pela expertise do projetista ou consultor que

está realizando a análise.

Podem ser referentes a aguardos climáticos, logísticos e problemas de sonda, geológicos

ou operacionais. Quando alguma dessas situações acontece, todo o tempo decorrente das

operações necessárias para solucionar o problema apresentado é classificada como

contingência e seus tempos contabilizados como riscos.

A expertise dos projetistas ou consultores é baseada em experiências anteriores que

permitem que, dependendo das características envolvidas no projeto, sejam identificados

riscos que podem ocorrer nos projetos. Entretanto, Willamson, Swary e Morrison, 2006,

dizem que não se deve inserir riscos para os quais ainda não houve ocorrências.

30

2. Avaliação dos riscos: Depois da identificação e estimação dos riscos, deve-se avaliar a

aplicabilidade dos riscos ao projeto a ser desenvolvido. Isso se deve, pois,

equipamentos, operações e condições que se aplicam a um campo podem não ser

aplicados ao projeto em questão. Esse processo é simples e conta com a interface do

projetista envolvido no projeto que é responsável pela decisão de se devem considerados

os riscos levantados.

3. Cálculo e apresentação do risco: Após a decisão de quais riscos serão utilizados deve-se

calcular os riscos. O impacto do risco se refere à duração do risco selecionado nos poços

de correlação e a probabilidade de ocorrência é a frequência de ocorrência do risco em

relação ao tamanho do espaço amostral analisado. O impacto do risco é apresentado

através dos parâmetros da distribuição de probabilidade selecionada para representar os

dados quando se há uma quantidade suficiente desses dados ou de forma determinística

quando há escassez de dados.

Os riscos serão categorizados de acordo com os riscos comuns à atividade analisada ou à

área a que será aplicada. Geralmente são caracterizados como riscos técnicos, de gestão, da

organização ou externos. Ainda podem ser categorizados pela área afetada, como escopo,

financeira, tecnológicas etc. (ROVAI, 2005)

A identificação dos riscos é uma etapa importante da análise estatística de tempos de um

projeto de intervenção de poços. É importante então, a colaboração entre projetistas, consultores

e demais envolvidos no projeto para o correto mapeamento dos riscos.

Os mecanismos de mapeamento dos riscos podem ser diversos, incluindo brainstorms,

análise de banco de dados correlatos, questionários, análise swot etc. Essa atividade é cíclica,

uma vez que novos riscos ocorrem e devem ser considerados em projetos futuros.

Correlação Problema Descrição Impacto Probabilidade (%)

Aplicável? (projetista)

Poço A

Dificuldade no desassentament

o do TH

Não conseguiram desenroscar o TH, provavelmente pelo fato de ele estar

assentado a muito tempo. Foi necessário

descer FETH.

132,00 horas

10%

Não. O TH atual não é enroscado.

Poço B

Dificuldade durante o

assentamento da

STDV

Não conseguiram assentar a STDV na primeira tentativa. Foi necessário

gabaritar o poço com estampador e identificação a

presença de sujeira no nipple.

16, 00 horas

10%

Sim

Poço C Dificuldade

de descida do flexitubo

O flexitubo não conseguiu avançar devido a provável presença de incrustação na

coluna de produção

12, 00 horas

30%

Sim

Tabela 3-2: Exemplo de mapeamento de riscos

31

O impacto de um risco pode ser apresentado de diferentes maneiras, a depender da

frequência de ocorrência do problema. Se houve apenas uma ocorrência para problema, o

impacto será a sua duração. Se houve duas ocorrências, o impacto será apresentado através da

média das durações. Se houve três ou mais durações, o impacto poderá ser apresentado de duas

formas: através dos valores mínimo, médio e máximo, ou através de todos os valores. A

probabilidade será o resultado da divisão entre a frequência de ocorrência do problema e a

quantidade de poços correlatos analisados

Problema Frequência de

ocorrência Ocorrências

Apresentação do Impacto (hr)

Probabilidade (%)

Combate à perda de circulação

1 poço em 6 poços analisados

48,00 horas 48,00 16,67

Prisão de coluna de perfuração

2 poços em 6 poços analisados

24,00 horas; 18,00 horas

21,00 33,33%

Dificuldade de instalação do BOP

4 poços em 6 poços analisados

24,00 horas; 16,00horas; 30,00 horas; 18,00 horas

Mínimo: 16:00 Média: 22:00

Máximo: 30,00

66,67%

Dificuldade de instalação do BOP

4 poços em 6 poços analisados

24,00 horas; 16,00horas; 30,00 horas; 18:00 horas

24,00; 16,00; 30,00; 18:0

66,67%

Tabela 3-3: Exemplo de impacto gerado pelos riscos

Os tempos a serem considerados para as operações planejadas para o poço também são

levantados da mesma forma que os riscos, porém não são atribuídas probabilidades a tais tempos

uma vez que são operações que são necessárias para a construção do projeto. Os tempos dos

poços correlatos também são analisados através dos parâmetros das distribuições de

probabilidade ou de forma determinísticas, a depender do espaço amostral disponível.

Com os dados levantados e devidamente tratados, parte-se para a parte computacional.

No software utilizado para realizar a simulação, pode-se construir o escopo do projeto, com as

operações a serem realizadas em cada fase. Algumas premissas são consideradas:

• Os riscos ambientais, logísticos e de sonda serão distribuídos para toda as

operações visto que atingem toda a intervenção. Essa distribuição é feita baseado

no peso de cada operação em relação à intervenção inteira.

• Os riscos relativos à uma operação específica serão considerados apenas para a

operação em questão com a devida probabilidade de ocorrência.

Após a construção do escopo da intervenção no software, realiza-se a simulação de

Monte Carlo e obtém-se os valores estatísticos para os tempos das operações consideradas. O

32

software gera os valores para os “P’s” da simulação que são os percentis associados às

probabilidades dos valores simulados. Segundo Akins, Abell e Diggins (2005), existem no total

99 percentis (P1 ao P99), os quais separam o intervalo de resultado em 100 partes iguais, em que

cada parte corresponde a 1% dos dados do conjunto, sendo estas as probabilidades de ocorrência.

Se olharmos para o P10, por exemplo, podemos dizer que 10% dos dados apresentam valores

melhores que P10 e 90% dos dados possuem valores piores que P10 (visão otimista). O contrário

se dá para o P90 (visão pessimista).

No modo default, o output do software apresenta o resultado somente dos percentis

múltiplos de 5, tal como mostrado na Figura 3-10, abaixo. Os P10, P50 e P90 são os percentis

mais comuns de serem analisados no resultado (Akins, Abell, & Diggins, 2005).

Figura 3-9: Percentis gerados após as simulações do software.

Com os valores obtidos, o projetista usa os valores do “P” de projeto para embasar o

orçamento necessário para o poço pretendido. O poço é então executado, e os tempos das

operações executadas, tal como as operações não realizadas e não planejadas, são comparados

com os tempos estatísticos planejados. Com esses dados é possível construir a chamada “Curva

S”, que é um gráfico com as curvas das distribuições de probabilidade acumuladas a cada

operação do estudo estatístico realizado (geralmente faz-se as curvas do “P10”, “P50” e “P90”),

juntamente com a curva de tempo acumulado a cada operação da intervenção realizada. A Figura

3-11 ilustra um exemplo desse gráfico.

33

Figura 3-10: Exemplo de Curva S. Modificado de Research Gate (2019).

A partir desse gráfico, pode-se analisar o comportamento da intervenção realizada em

relação ao estudo estatístico planejado e verificar as disparidades que ocorreram. Todo o

processo descrito será realizado nos problemas analisados nos próximos capítulos.

34

4. Levantamento de dados e simulações

As intervenções de petróleo são primordiais para o desenvolvimento e sucesso de um

campo. Para cada uma delas é feito o planejamento do escopo com as operações necessárias

envolvidas para a realização. É realizado então, o estudo probabilístico descrito no capítulo

anterior. A primeira intervenção de um poço de petróleo é a perfuração. Sem perfuração não há

poço e nenhuma outra intervenção. A intervenção de perfuração se inicia na mobilização e

movimentação da unidade de perfuração para a localização a ser perfurada e termina com o

abandono para posterior completação ou avaliação exploratória ou quando começam essas

intervenções na sequência da perfuração.

A completação é a outra intervenção obrigatoriamente requerida para que um poço possa

produzir. Ela começa com a mobilização e movimentação da unidade de completação até o

destino no caso de ser completado um poço previamente abandonado ou na montagem dos

equipamentos no caso de ser realizada na sequência da perfuração.

A avaliação exploratória, utilizada para avaliação de fluidos, pressão e formações, nem

sempre ocorre, sendo mais comum em poços pioneiros em uma localização de um campo. Já os

workovers são intervenções mais imprevisíveis já que não se sabe exatamente quando será

necessário realizá-las. Como é uma intervenção de manutenção, pode ocorrer em qualquer

momento da vida de um poço ou para abandoná-los.

Nesse trabalho serão apresentados estudos probabilísticos para cada uma das intervenções

que podem acontecer em um poço.

4.1 Perfuração

A perfuração é a primeira intervenção de um poço. Ela pode ser de exploração ou de

desenvolvimento e produção. Consiste em fases que são divididas pelos diâmetros do poço e

revestimentos. A Fase 0 é a fase desde a movimentação da unidade de perfuração ao local da

intervenção até a preparação, montagem e descida dos equipamentos para perfurar. A Fase 1

começa no primeiro metro perfurado e ainda compreende o condicionamento de poço, descida e

assentamento de revestimento e sua cimentação, até a montagem e descida do equipamento para

perfurar a próxima fase. A Fase 2 é semelhante à Fase 1, porém tem a instalação e testes de BOP

35

após a cimentação dos revestimentos. As fases seguintes têm como base as operações da Fase 1

com operações pontuais no meio.

O poço analisado é o poço 8-FLA-23-RJS do campo de Flamingo e tem quatro fases. O

escopo é apresentado na Tabela 4-2 que ainda mostra os dados da simulação no software e

apresenta os diâmetros de perfuração e revestimento de cada fase.

As seguintes premissas foram consideradas:

• Os poços de correlação foram selecionados da seguinte forma:

o Poços perfurados no campo de Flamingo e no campo vizinho de Garça nos três

anos anteriores

o Poços que tiveram início de poço perfurado e revestido com 36”

o Poços com uma lâmina d’água próxima à da nova intervenção

o As operações de perfuração, condicionamento de poço, perfilagem a poço aberto

e teste de absorção são provenientes de poços de correlações geológicas

o As demais operações são provenientes de poços de correlações de sonda

• Para mapear os riscos climáticos e logísticos foram usados os poços do último ano

perfurados na mesma Bacia da nova intervenção

• Para mapear os riscos de sonda foram usadas as seis últimas intervenções de perfuração

realizada pela sonda selecionada para a nova intervenção

• Na operação de perfuração foram utilizadas as taxas em metros por hora e o comprimento

perfurado das fases na simulação de dados

• O “P” de projeto foi definido pelo projetista como o P70

Os riscos foram mapeados e estão apresentados na Tabela 4-1

Fase Operação Risco Probabilidade (%) Impacto (h)

Intervenção

Aguardando Condições Ambientais

26 Mínimo: 18,5

Mediana: 77,21

Máximo: 199,5

Logística 25 Mínimo: 25,5

Mediana: 50,33

Máximo: 96,5

Sonda 43 Mínimo: 12,0

Mediana: 49,93

Máximo: 113,0

0 Preparando para

perfurar

Dificuldade na

Operação

3,08 Determinístico:15,25

1 Perfuração 36" x 42" Falha de equipamento 12,24 Mínimo: 7,5

Mediana: 25,08

Máximo: 53,0

Preparando para

perfurar

Dificuldade na

Operação

3,08 Determinístico:15,25

36

2 Perfuração 17 1/2" Falha de equipamento 12,24 Mínimo: 7,5

Mediana: 25,08

Máximo: 53,0

Prisão/Pescaria 6,67 Determinístico:131,5

Combate à perda 20 Mínimo: 7

Mediana: 82,83

Máximo: 174,5

Revestimento 13

5/8"

Dificuldade na

Operação

5,88 Mínimo: 13,5

Mediana: 25,67

Máximo: 45,5

Instalação BOP Dificuldade na

Operação

12,5 Determinístico: 84,5

Teste BOP Falha de equipamento 6,67 Determinístico: 13,0

Teste BOP Falha de equipamento 6,67 Determinístico: 13,0

Preparando para

perfurar 12 1/4" x 14 3/4"

Dificuldade na

Operação

2,04 Determinístico: 85,0

3 Perfuração 12 1/4" x

14 3/4"

Falha de equipamento 12,24 Mínimo: 7,5

Mediana: 25,08

Máximo: 53,0

Combate à perda 20 Mínimo: 7,0

Mediana: 82,83

Máximo: 174,5

Revestimento 10

3/4" x 9 5/8"

Dificuldade na

Operação

12,5 Determinístico: 17,5

Dificuldade na Operação

5,88 Mínimo: 13,5

Mediana: 25,7

Máximo: 45,5

Energização de

packoff

Combate à perda 3,7 Determinístico:14,5

Instalação de bucha Dificuldade na Operação

10 Determinístico:26,3

Preparando para

perfurar 8 1/2"

Falha de equipamento 5,26 Determinístico:5,0

4 Perfuração 8 1/2" Dificuldade na Operação

2,04 Determinístico: 85,0

Falha de equipamento 12,24 Mínimo: 7,5

Mediana: 25,1

Máximo: 53,0

Combate à perda 20 Mínimo: 7,0

Mediana: 82,83

Máximo: 174,5

Perfilagem Falha de equipamento 16,67 Determinístico: 34,0

Contingência: Top Squeeze

Dificuldade na Operação

3,39 Determinístico: 36,5

Tabela 4-1: Riscos mapeados para intervenção de perfuração

Com os dados dos tempos das operações e riscos mapeados, realiza-se a simulação de

Monte Carlo no software. O resultado da simulação é apresentado na Tabela 4-2

Perfuração

P10

P50

P70

P90

PE

Status

43,40 59,57 71,29 82,25 63,20

Fase 0 Recolhendo beacons/transponders 0,30 0,48 0,58 0,65 0,00 Não Realizado

Movimentação da unidade 0,89 0,94 0,96 0,98 0,00 Não Realizado

Posicionando beacons/transponders 0,60 0,73 0,82 0,85 0,10 Executado

Preparando para perfurar - 36"x42" 0,74 0,86 0,95 1,00 5,80 Executado

Fase 1 Perfuração - 36"x42" 0,62 0,97 1,32 1,50 1,40 Executado

37

Condicionamento de poço - 36"x42" 0,11 0,14 0,16 0,17 0,10 Executado

Retirada de BHA de perfuração - 36"x42" 0,18 0,30 0,38 0,42 0,40 Executado

Revestimento - 36" 1,21 1,68 1,94 2,09 1,40 Executado

Cimentação - 36" 0,55 0,64 0,69 0,71 0,70 Executado

Contingência: aguardar pega da cimentação 0,54 0,56 0,58 0,59 0,00 Não Realizado

Movendo e/ou cortando cabo de perfuração 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 Não Realizado

Preparando para perfurar - 17 1/2" 0,91 1,15 1,31 1,40 1,60 Executado

Fase 2 Perfuração - 17 1/2" 2,00 3,49 4,98 6,58 1,00 Executado

Condicionamento de poço - 17 1/2" 0,21 0,31 0,36 0,39 0,40 Executado

Retirada de BHA de perfuração - 17 1/2" 0,59 0,72 0,81 0,86 0,40 Executado

Revestimento - 13 5/8" 1,27 2,00 2,45 2,76 2,50 Executado

Cimentação - 13 5/8" 0,35 0,41 0,46 0,47 0,40 Executado

Contingência: aguardar pega da cimentação 0,62 0,70 0,76 0,79 0,00 Não Realizado

Movendo e/ou cortando cabo de perfuração 0,09 0,12 0,15 0,17 0,04 Executado

Instalação de BOP 2,02 2,87 3,58 4,20 4,00 Executado

Teste de BOP na instalação 0,89 1,12 1,29 1,38 1,50 Executado

Teste de BOP na instalação 0,57 0,75 0,91 0,97 1,60 Executado

Preparando para perfurar - 12 1/4" x 14 3/4" 1,48 1,89 2,19 2,38 1,40 Executado

Fase 3 Perfuração - 12 1/4" x 14 3/4" 0,12 0,34 0,52 0,65 0,05 Executado

Teste de absorção 0,12 0,20 0,26 0,29 0,30 Executado

Perfuração - 12 1/4" x 14 3/4" 3,89 6,57 8,32 11,18 3,80 Executado

Condicionamento de poço - 12 1/4" x 14 3/4" 0,31 0,45 0,51 0,57 0,50 Executado

Retirada de BHA de perfuração 12 1/4" x 14 3/4"

0,58 0,69 0,77 0,80 0,40 Executado

Retirada de bucha 0,47 0,61 0,69 0,76 0,40 Executado

Preparando para alargar - 14 3/4" 0,00 0,00 0,00 0,00 0,60 Não Planejado

Alargamento - 14 3/4" 0,00 0,00 0,00 0,00 0,20 Não Planejado

Circulação para limpeza - 14 3/4" 0,00 0,00 0,00 0,00 0,10 Não Planejado

Retirada de BHA de alargamento - 14 3/4" 0,00 0,00 0,00 0,00 0,50 Não Planejado

Revestimento - 10 3/4" x 9 5/8" 2,48 3,28 3,78 4,14 4,80 Executado

Cimentação - 10 3/4" x 9 5/8" 0,83 1,20 1,43 1,65 1,90 Executado

Energização do pack-off 0,14 0,30 0,48 0,55 0,20 Executado

Instalação de bucha 0,43 0,53 0,63 0,67 0,70 Executado

Teste de BOP 0,00 0,00 0,00 0,00 0,60 Não Planejado

Teste de superfície de BOP 0,00 0,00 0,00 0,00 0,10 Não Planejado

Preparando para perfurar - 8 1/2" 1,13 1,69 2,11 2,39 2,30 Executado

Fase 4 Perfuração - 8 1/2" 0,07 0,12 0,17 0,19 0,05 Executado

Teste de absorção 0,14 0,21 0,26 0,29 0,30 Executado

Perfuração - 8 1/2" 1,72 3,05 4,21 5,92 1,30 Executado

Condicionamento de poço - 8 1/2" 0,24 0,35 0,41 0,47 0,30 Executado

Retirada de BHA de perfuração - 8 1/2" 0,57 0,66 0,72 0,76 0,90 Executado

Perfilagem em poço aberto - 8 1/2" 1,79 2,15 2,41 2,58 1,90 Executado

Condicionamento de poço - 8 1/2" 1,10 1,41 1,64 1,79 0,50 Executado

Perfilagem para avaliação da cimentação 0,00 0,00 0,00 0,00 0,04 Não Planejado

38

Revestimento - liner 7" 1,58 1,76 1,88 1,97 2,80 Executado

Cimentação - liner 7" 0,32 0,45 0,53 0,61 1,10 Executado

Movendo e/ou cortando cabo de perfuração 0,00 0,00 0,00 0,00 0,10 Não Planejado

Corte de tampão de cimento - topo do liner 7" 1,20 1,63 1,89 2,01 1,10 Executado

Corte de tampão de cimento - interior do liner 7"

0,00 0,00 0,00 0,00 2,20 Não Planejado

Corte de tampão de cimento, condicionamento topo liner e troca de fluido

1,33 1,67 1,84 1,98 1,50 Executado

Perfilagem para avaliação da cimentação - 10 3/4"

0,40 0,51 0,59 0,65 0,40 Executado

Perfilagem para avaliação da cimentação - liner 7" #1

0,00 0,00 0,00 0,00 0,30 Não Planejado

Perfilagem para avaliação da cimentação - liner 7" #2

0,00 0,00 0,00 0,00 0,20 Não Planejado

Contingência: Top squeeze - liner 7" 1,63 1,99 2,25 2,40 0,00 Não Realizado

Contingência: Condicionamento de topo de liner - liner 7"

0,91 0,98 1,01 1,05 0,00 Não Realizado

Descer coluna com pata de elefante e bucha 0,31 0,38 0,43 0,46 0,50 Executado

Teste de estanqueidade - 10 3/4" x liner 7" 0,10 0,12 0,13 0,14 0,10 Executado

Teste negativo de barreiras de segurança 0,00 0,00 0,00 0,00 0,60 Não Planejado

Troca de fluido do poço 0,00 0,00 0,00 0,00 0,50 Não Planejado

Tampão de abandono 0,09 0,14 0,16 0,18 0,20 Executado

Retirar coluna com pata de elefante 0,25 0,30 0,33 0,36 0,40 Executado

Teste de BOP com bucha 0,17 0,20 0,23 0,24 0,00 Não Realizado

Desassentamento de bucha 0,05 0,07 0,09 0,09 0,20 Executado

Aguardar pega, checar e testar topo 0,54 0,57 0,59 0,61 0,60 Executado

Retirada de BOP 1,36 1,67 1,86 1,97 2,60 Executado

Instalação de capa de abandono 0,28 0,45 0,55 0,58 0,30 Executado

Tabela 4-2: Tempos estastíticos simulados pelo software para a intervenção de perfuração

A Tabela 4-3 mostra o peso dos riscos no valor total do tempo estimado.

CONTINGÊNCIA

P10 P50 P70 P90

P com Risco 43,40 59,57 71,29 82,25

P sem Risco 40,52 49,01 49,99 57,05

P com Risco – P sem Risco 2,87 10,56 21,30 25,20

% 6,63% 17,73% 29,88% 30,64%

Tabela 4-3: Porcentagem dos riscos em diferentes percentis

O acompanhamento do poço com as operações que ocorreram no caso real está

demonstrado na Tabela 4-2 cujos dados são utilizados para a construção da chamada “Curva S”

da Figura 4-1, que mostra o tempo acumulado do poço a cada operação comparando com as

curvas de distribuição de probabilidade acumuladas

39

Figura 4-1: Curva S para a intervenção de perfuração

O resultado mostra que a tendência da curva real é bastante similar às das curvas da

simulação sendo afetada apenas pelas anomalias ocorridas durante a intervenção. O tempo total

da intervenção ficou entre o P50 e o P70, ligeiramente distante do “P” de projeto (P70).

Principais diferenças entre o estudo estatístico e a intervenção realizada:

• Os tempos para as perfurações das fases de 17 ½”,12 ¼”x14 ¾” e 8 ½” ficaram bem

abaixo dos valores obtidos nas simulações;

• As taxas de perfuração inseridas no estudo estatístico são calculadas a partir dos poços

correlatos, os quais, de forma geral, apresentaram taxas menores do que estas que

ocorreram no poço 8-FLA-23-RJS. Os diversos problemas ocorreram nos poços

correlatos, como perda de circulação, falha de elementos do BHA e etc, também não

ocorreram no FLA-23;

• O alargamento da fase de 12 ¼”x14 ¾” não estava previsto;

• Os testes de BOP após a energização do pack-off também não estavam previstos;

• Na etapa de simulação foi previsto o corte do tampão de cimento no interior do liner

juntamente como condicionamento do mesmo. Na prática, essas operações estão

ocorrendo de forma isolada;

40

• Na etapa de simulação estava previsto a realização de uma corrida de perfilagem para

verificação da cimentação do revestimento de 10 ¾”. Além dessa perfilagem, foram

realizadas outras duas, porém para análise da cimentação do liner de 7”;

• As contingências de “Top squeeze” e “Condicionamento de topo de liner” (motivada

pelo top squeeze) não foram necessárias na prática;

• Na etapa de simulação não estava previsto a troca de fluido do poço;

• O “P” de projeto da perfuração do FLA-23 foi o P70, cuja previsão foi de 71,29 dias. Na

prática, a perfuração ocorreu em 65,4 dias. O P60 do estudo estatístico foi de 65,90 dias.

Figura 4-2: Porcentagem dos tempos perdidos (riscos) nos tempos planejado e executado.

A porcentagem dos tempos dos riscos planejados foi de aproximadamente 30%, muito

superior à dos riscos executados que foi por volta de 16%. Isso se deve às muitas operações não

realizadas.

4.2 Completação

O poço 3-BD-12-RJS localizado no campo de Formiga necessitava ser completado após a

sua perfuração. Após análise dos dados da região pelo projetista, o mesmo desenvolveu um

escopo para o projeto.

Para realizar o levantamento de dados, os tempos das operações devem ser buscados nos

poços de correlação. Para tal, algumas premissas foram consideradas:

• Os poços de correlação serão selecionados da seguinte forma:

41

o Poços completados no mesmo campo nos três anos anteriores à intervenção

o Poços com lâminas d’água próximas ao do poço em questão

o Por falta de dados no mesmo campo, a operação “Instalação de coluna de

produção” usará dados de outro campo de Abelha com características similares ao

campo de Formiga

o Para aumentar o espaço amostral da operação “Instalação de suspensor de

coluna”, foram utilizados, além dos poços do próprio campo já mencionados,

outros sete poços de outros campos com características semelhantes nos cinco

anos anteriores à intervenção

o Por falta de dados, a operação “Instalação da coluna de injeção” tiveram os dados

fornecidos por um único poço do campo de Abelha

o Os dados de descida, retirada e teste de BOP foram reunidos a partir dos dados da

sonda planejada para a intervenção nos seis anos anteriores à intervenção.

• Algumas anomalias (tempo perdido) foram expurgadas da composição dos tempos.

Os tempos referentes a essas anomalias foram incluídos no projeto como riscos e

computados através de uma Simulação Monte Carlo realizada pelo software;

• Para a estimativa dos riscos de logística e condições meteorológicas, foram levadas

em consideração todas as intervenções de completação nesse campo, no período de

um ano, de modo a tornar mais realista um problema recente;

• Conforme combinado com projetista, foi determinado um tempo de 72h para a “Troca

de conector do BOP”;

• O “P” de projeto foi definido pelo projetista a partir de expertise própria como o P69

Os riscos foram mapeados e estão apresentados na Tabela 4-4

Operação Risco Probabilidade (%) Impacto (h)

Intervenção

Aguardando Condições Ambientais 26 Mín: 27,0 Máx: 156,5

Logística 25 Mín: 26,5 Máx: 75,5

Instalação de BOP Falha de equipamento 17 62

Teste de BOP

Falha no teste 21,74 Mín: 0,5 Med: 0,93 Máx: 10,44

Instalação da coluna de produção Falha de equipamento 25,93 Min: 0 Med: 0

Máx: 137,12

42

CONTINGÊNCIA: Instalação da coluna de injeção

Dificuldades/Falha durante operação 17 Méd: 5,33 DesPad: 1,76

Instalação de suspensor de coluna

Dificuldade no assentamento 18,75 Min: 0 Med: 0,10

Máx: 119,06

Falha de equipamento 25 Min: 0 Med: 0

Máx: 132,69

Tabela 4-4: Riscos mapeados para a intervenção de completação.

Com os dados dos tempos das operações e riscos mapeados, realiza-se a simulação de

Monte Carlo no software. O resultado da simulação é apresentado na Tabela 4-5

Completação

P10

P50

P69

P90

PE

Status

Co

mp

leta

ção

18,94 27,24 33,54 41,25 29,1

Condicionamento de Poço Aberto 1,56 2,22 2,55 3 0,00 Não Realizado

Instalação de conjunto liner rasgado ou diversivo

2,42 2,95 3,31 3,82 4,35 Executado

Acidificação 1,35 1,77 2,08 2,39 2,17 Executado

Instalação de Cauda intermediária 1,15 1,49 1,69 1,94 0,00 Não Realizado

Retirada de BOP 0,7 1,3 1,73 2,39 2,69 Executado

Troca de conector BOP (72h) 3 3 3 3 2,52 Executado

Instalação da base adaptadora de produção (com barco de apoio - Operação casada)

0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 Executado

Instalação de BOP 1,13 2,14 3,27 4,58 4,77 Executado

Teste de BOP 0,73 0,95 1,14 1,32 0,06 Executado

Instalação da coluna de produção 1,46 2,73 3,68 4,91 5,23 Executado

Instalação da coluna de injeção 1,63 2,77 3,5 4,23 0,00 Não Realizado

Instalação de suspensor de coluna 2,24 3,15 4,04 5,24 2,52 Executado

Fechamento das válvulas 0,14 0,27 0,33 0,39 0,13 Executado

Prevenção de Hidratos 0,11 0,21 0,27 0,32 0,08 Executado

Retirada de drill pipe 0,62 0,92 1,16 1,34 1,15 Executado

Retirada de BOP 0,69 1,38 1,8 2,37 1,92 Executado

Operação de back/offloading 0,00 0,00 0,00 0,00 1,54 Executado

Tabela 4-5: Tempos estatísticos simulados pelo software para a intervenção de completação

A Tabela 4-6 mostra o peso dos riscos no tempo total estimado.

CONTINGÊNCIA

P10 P50 P69 P90

P com Risco 18,94 27,24 33,54 41,25

P sem Risco 16,15 21,29 24,42 27,01

P com Risco – P sem Risco 2,79 5,95 9,12 14,24

% 14,70% 21,80% 27,20% 34,50%

Tabela 4-6: Porcentagem dos riscos em diferentes percentis

43

O acompanhamento do poço com as operações que ocorreram no caso real está

demonstrado na Tabela 4-5 cujos dados são utilizados para a construção da chamada “Curva S”

da Figura 4-3, que mostra o tempo acumulado do poço a cada operação comparando com as

curvas de distribuição de probabilidade acumuladas.

Figura 4-3: Curva S para a intervenção de completação

Pode-se observar que a intervenção real seguiu a tendência da simulação, embora tenha

sido realizada com um tempo ligeiramente mais baixo que o P69 de projeto. Isso se deve às

operações que foram planejadas e não foram realizadas sendo duas delas contingências.

As principais diferenças entre o estudo estatístico e a intervenção realizada:

• O “Condicionamento de poço aberto”, a contingência de “Instalação de cauda

intermediária” e a contingência de “Instalação da coluna de injeção” não foram

necessários e, portanto, não foram realizados

• A operação de back/offloading não foi planejada no estudo estatístico, mas precisou ser

executada

• A Instalação de conjunto liner rasgado ou diversivo, “Retirada de BOP”, “Instalação de

BOP” e a “Instalação de coluna de produção” tiveram o tempo executado de

aproximadamente um dia a mais que o estudo estatístico

• Por outro lado, a Troca de conector BOP (72h), o Teste de BOP e a Instalação de

suspensor de coluna tiveram o tempo executado significantemente menor do que o estudo

probabilístico

44

A Figura 4-4 apresenta a relação do tempo útil e do tempo perdido em relação ao tempo total

Figura 4-4: Porcentagem dos tempos perdidos (riscos) nos tempos planejado e executado.

O tempo perdido ficou em 17%, inferior aos 27% simulados. Isso ocorre devido às operações que foram planejadas com risco, porém não foram executadas e operações planejadas com riscos que não ocorreram.

4.3 Avaliação Exploratória

A avaliação exploratória de um poço é feita para se obter informações sobre a formação,

fluidos e padrões de escoamentos e pressões de um reservatório. Portanto, por muitas vezes, não

há muitos dados a serem considerados e há riscos que ainda não foram mapeados. Porém

utilizando os dados das análises prévias feitas por sísmicas e características geológicas da região

pode-se utilizar correlações de poços com características similares.

O poço 1-LB-234-RJS do campo de Libélula foi analisado para a intervenção de

avaliação exploratória após ser perfurado e abandonado previamente. Os poços de correlação e

os riscos são mapeados da seguinte forma:

o Poços de avaliação exploratória do campo de Libélula dos três anos anteriores

o Poços com a lâmina d’água próximas ao do poço 1-LB-234-RJS

45

o Para aumentar o espaço amostral da operação “Descida de coluna de teste”

foram utilizados dados de outros quatro poços que tiveram a intervenção feito

pela mesma sonda.

• O “P” de projeto foi definido pelo projetista como o P73

• Os riscos de “Aguardo Climático” e “Logístico” foram levantados utilizando as

intervenções de avaliação exploratória, completação e workover ocorridas na mesma

Bacia no ano anterior.

• O risco de “Reparo de Sonda” foi levantado utilizando as seis intervenções anteriores.

Os riscos foram mapeados e estão apresentados na Tabela 4-7

Operação Risco Probabilidade (%) Impacto (h)

Intervenção

Aguardando Condições

Ambientais

26 Min: 7,42

Med: 34,93 Máx: 187,5

Logística 25 Min: 30,2

Med: 61,3 Máx: 84,3

Sonda 43 Mín: 9,73

Med: 57,32 Máx: 124,13

Instalação de BOP Falha de equipamento 16,7 Mín: 85,0

Máx: 210,0

Retirada de BOP

Falha de equipamento 8,3 Determinístico: 153,5

Tabela 4-7: Riscos mapeados para a intervenção de avaliação exploratória

Com os dados dos tempos das operações e riscos mapeados, realiza-se a simulação de

Monte Carlo no software. O resultado da simulação é apresentado na Tabela 4-8.

Avaliação Exploratória P10 P50 P73 P90 PE Status

Ava

liaçã

o E

xplo

rató

ria

29,9 38,16 43,8 48,71 47

Condicionamento de Poço Aberto 3,94 5,25 5,84 6,02 7,30 Executado

Canhoneio 0,97 1,09 1,18 1,22 1,60 Executado

Instalação de Conjunto liner Rasgado ou Diversivo

5,84 7,05 8,10 9,45 7,00 Executado

Acidificação (c/ washpipe) 5,91 7,45 8,96 11,10 10,70 Executado

Fluxos e Estáticas 4,30 5,14 5,83 6,20 7,10 Executado

Amortecimento 1,13 1,91 2,26 2,53 4,50 Executado

46

Retirada de coluna de teste 1,90 2,58 3,01 3,21 2,90 Executado

Abandono 5,87 7,69 8,64 8,98 5,90 Executado

Tabela 4-8: Tempos estatísticos simulados pelo software para a intervenção de avaliação exploratória

A Tabela 4-9 mostra o peso dos riscos nas curvas de distribuição acumulada.

CONTINGÊNCIA

P10 P50 P73 P90

P com Risco 29,9 38,16 43,8 48,71

P sem Risco 28,86 32,95 35,53 37,35

P com Risco - P sem Risco

1,04 5,21 8,27 11,36

% 3,48% 13,65% 18,88% 23,32%

Tabela 4-9: Porcentagem dos riscos nos diferentes percentis

O acompanhamento do poço com as operações que ocorreram no caso real também está

demonstrado na Tabela 4-8 cujos dados são utilizados para a construção da chamada “Curva S”

da Figura 4-5, que mostra o tempo acumulado do poço a cada operação comparando com as

curvas de distribuição de probabilidade acumuladas

Figura 4-5: Curva S para a intervenção de avaliação exploratória

Pode-se observar que o início da intervenção executada destoa consideravelmente do

tempo planejado, porém, devido a operações que tiveram tempo menor do planejado, logo se

aproxima do “P” de projeto. Devido a anormalidades, a curva executada se aproxima do P90,

finalizando a intervenção entre o P73 e o P90.

47

As principais diferenças entre o estudo estatístico e a intervenção realizada:

• As operações de “Preparação para avaliação”, “Acidificação”, “Fluxos e Estáticas” e

“Abandono” tiveram o tempo executado mais de um dia maior que o tempo do estudo

estatístico

• As operações “Descida de coluna de teste”, “Amortecimento” e “Combate à perda” e

“Retirada da coluna de teste”, tiveram o tempo executado aproximadamente um dia

menor que o estudo estatístico

• A anomalia que teve maior peso no tempo executado foi o topamento do flexitubo devido

a uma falha de equipamento na “Acidificação”.

Tais diferenças resultaram em um tempo executado maior do que o obtido no estudo

estatístico, com um total de 47,0 dias, próximo ao P90 que teve um total de 48,6 dias.

A Figura 4-6 mostra o peso dos tempos perdidos (riscos) no estudo probabilístico e na

intervenção realizada, permitindo a comparação entre os dois.

Figura 4-6: Porcentagem dos tempos perdidos (riscos) nos tempos planejado e executado

O tempo perdido da intervenção executada foi de 25%, relativamente próxima do

planejado pelo estudo estatístico que foi de 34%.

4.4 Workover

As intervenções de workover são as mais imprevisíveis entre as intervenções. Isso

decorre do fato de serem intervenções de manutenção ou abandono dos poços quando podem

ocorrer operações que não se tem muitos dados ou riscos que ainda não foram medidos.

48

A intervenção no poço 7-FLA-123-RJS do campo de Flamingo analisada tem como

objetivo a quebra de hidratos nas flowlines.

As premissas consideradas são:

• Os poços de correlação foram selecionados da seguinte forma:

o Workovers realizados no mesmo campo

o Intervenções realizadas nos dois anos anteriores

o Intervenções com a lâmina d’água próxima à da nova intervenção

• Riscos de condições climáticas e logísticas mapeados utilizando as intervenções de

workover, avaliação e completação realizadas na mesma Bacia nos três anos

anteriores

• Riscos de sonda mapeados pelas intervenções realizadas pela mesma sonda nos três

anos anteriores

• As operações de retirada e instalação de tree cap e instalação de conjunto ferramentas

englobam também os tempos para plumbagem, descida e retirada de suas ferramentas

de instalação;

• O “P” definido pelo projetista foi o P75 baseado na sua expertise

Os riscos mapeados estão apresentados na Tabela 4-10.

Operação Risco Probabilidade (%) Impacto (h)

Intervenção

Aguardo Condições Ambientais

26 Mín:18,5 Med: 77,21 Máx: 199,5

Logístico 25 Mín: 25,5 Med: 50,33 Máx: 96,5

Sonda 43 Mín:3,0 Med: 32,0 Máx: 80,0

Retirada de capa de ANM Falha de equipamento

29,2 Determinístico:18,25

Descida de conjunto de equipamentos

Falha de equipamento

33,3 Determinístico:45,75

Tabela 4-10: Riscos mapeados para a intervenção de workover

O escopo da intervenção é construído na sequência planejada no software utilizando os

dados dos tempos de operações e dos riscos com as respectivas probabilidades de ocorrência.

49

O resultado da simulação do software, tal como o tempo executado na prática, pode ser

visto na Tabela 4-11.

Workover P10 P50 P75 P90 PE Status

Wo

rko

ver

12,61 19,33 24,52 28,76 28,46

Recolhendo beacons/transponders 0,3 0,49 0,65 0,77 0,00 Não Realizado

Movimentação da unidade 0,19 0,38 0,52 0,6 3,58 Executado

Lançamento de beacons/transponders 0,46 0,68 0,9 0,99 0,42 Executado

Retirada de capa de abandono 0,2 0,31 0,37 0,43 0,21 Executado

Retirada de capa de ANM 1,98 3,59 4,52 5,34 2,56 Executado

Descida de conjunto de ferramentas 3,72 4,95 6,03 6,91 5,21 Executado

Teste de estanqueidade 0,07 0,12 0,18 0,21 0,17 Executado

Teste funcional de ANM instalada 0,07 0,14 0,2 0,22 0,33 Executado

Gabaritagem da coluna com arame 0,00 0,00 0,00 0,00 0,23 Não Planejado

Amortecimento 0,00 0,00 0,00 0,00 0,17 Não Planejado

Instalação de barreira de segurança 0,00 0,00 0,00 0,00 0,29 Não Planejado

Amortecimento 0,00 0,00 0,00 0,00 0,40 Não Planejado

Remoção de hidrato de ANM 0,27 0,51 0,70 0,85 0,00 Não Realizado

Remoção de hidrato de válvulas 0,00 0,00 0,00 0,00 0,50 Não Planejado

Remoção de hidrato de flowline – Linha de óleo

0,77 1,44 2,04 2,61 3,04 Executado

Limpeza de flowline 0,17 0,27 0,33 0,38 0,38 Executado

Remoção de hidrato de flowline – Linha de gás lift

0,80 1,53 2,08 2,55 4,35 Executado

Teste funcional de ANM instalada 0,00 0,00 0,00 0,00 0,44 Não Planejado

Limpeza de flowline 0,17 0,27 0,34 0,39 0,27 Executado

Retirada de barreira de segurança 0,00 0,00 0,00 0,00 0,29 Não Planejado

Prevenção de hidrato 0,13 0,25 0,37 0,43 0,48 Executado

Retirada do conjunto de ferramentas 1,30 1,68 2,01 2,26 1,75 Executado

Instalação de capa em ANM 1,76 2,42 2,96 3,42 3,35 Executado

Instalação de capa de abandono 0,22 0,29 0,34 0,38 0,04 Executado

Tabela 4-11: Tempos estatísticos simulados pelo software para a intervenção de workover

Com os dados das curvas de probabilidade acumulada da simulação e da intervenção

executado, pode-se construir a “Curva S” do projeto, apresentada na Figura 4-7

50

Figura 4-7: Curva S para a intervenção de workover

O gráfico mostra que, apesar da anormalidade no início da operação, a tendência da curva

executada se alinha às curvas dos tempos planejados. A curva se aproxima do “P” de projeto na

metade das operações realizadas, porém, devido a operações não planejadas ocorridas e tempo de

remoção de hidrato das flowlines ser muito maior que o planejado, se aproxima e tem o tempo

executado total praticamente igual ao P90.

As principais diferenças entre o estudo estatístico e a intervenção realizada:

• O tempo de “Movimentação da unidade” foi quase sete vezes maior que o planejado

com um total de 3,58 dias contra 0,6 dia do planejado.

• A “Retirada de conjunto de ferramentas” aconteceu mais rapidamente na realidade

com um tempo de 2,56 dias contra 4,52 dias do planejado.

• As operações “Gabaritagem da coluna”, “Amortecimento de poço”, “Instalação de

barreira de segurança”, “Amortecimento de poço”, “Remoção de hidrato de ANM”,

“Remoção de hidrato de válvulas”, “Teste de ANM” e “Retirada de barreira de

segurança” não foram planejadas e tiveram tempo total de 2,31 dias.

• A operação “Remoção de hidrato de flowline” teve o tempo executado quase 2 dias

maior que o planejado com um total de 4,35 dias contra 2,55 dias do planejado.

A Figura 4-8 mostra a porcentagem dos tempos perdidos (riscos) do estudo probabilístico

e do tempo executado

51

Figura 4-8: Porcentagem dos tempos perdidos (riscos) nos tempos planejado e executado.

O tempo perdido da intervenção executada foi de 30%, superior aos 23% planejados. Isso

se deve às operações que não foram planejadas e ocorreram na prática.

52

5. Experimentos com o modelo

Com os resultados obtidos e com as informações dos poços realizados pôde-se analisar as

diferenças entre o tempo estatístico planejado e o tempo realizado das intervenções. Agora, para

obter um resultado mais próximo do realizado, serão feitos experimentos com os modelos

analisados. Para tal, modificações pontuais serão realizadas com base nas maiores disparidades

encontradas entre o modelo estatístico e o que aconteceu na realidade.

Perfuração

Na simulação do poço 8-FLA-23-RJS o tempo planejado para o “P” de projeto P70 foi de

71,29 dias enquanto o tempo realizado foi de 65,40 dias. Analisando as principais diferenças

entre o planejado e o realizado, verifica-se que as maiores disparidades ocorrem serão simuladas

algumas mudanças:

Na Perfuração 17 ½”, diminuição da mediana da distribuição Stepped de 54,43 horas para

35 horas, influenciando em uma maior concentração dos dados ao redor do valor mais

baixo.

• Na Perfuração 12 ¼” x 14 ¾”, diminuição dos parâmetros da distribuição Stepped:

mínimo de 70,18 dias para 35 dias, mediana de 91,74 dias para 70 dias e máximo de

232,50 dias para 180 dias, deslocando a maior probabilidade de ocorrência dos valores

para a esquerda, diminuindo assim os tempos simulados.

• Na Perfuração de 8 ½”, diminuição dos parâmetros da distribuição Stepped: mínimo de

14,0 dias para 10,0 dias, mediana de 41,87 dias para 20,0 dias e máximo de 54,3 dias para

40,0 dias. Isso faz com que os dados com maior probabilidade de ocorrência, antes

concentrados em valores mais altos, fiquem mais dispersos e próximos da mediana,

diminuindo o valor final simulado.

Após as mudanças, os novos valores obtidos para a intervenção total são mostrados na

Tabela 5-1. O novo resultado para o P70 mostra que o estudo probabilístico se aproximou

consideravelmente do tempo obtido na prática para a intervenção.

Intervenção P de projeto Antes (dias) Depois (dias) Executado (dias)

Perfuração P70 71,29 63,93 63,3

Tabela 5-1: Comparação entre tempos antes e após o experimento - perfuração

53

Completação

A completação do poço 3-BD-12-RJS teve o tempo planejado para o “P” de projeto P69

de 33,5 dias enquanto o tempo executado foi de 29,1 dias.

Analisando o resultado da “Curva S” obtido após a intervenção ocorrer, verifica-se que as

maiores disparidades entre o tempo planejado e o tempo executado ocorreram, pois, as

contingências consideradas no escopo do planejamento não foram executadas. Portanto, será

refeita a simulação excluindo essas operações.

O resultado está apresentado na Tabela 5-2.

Intervenção P de projeto Antes (dias) Depois (dias) Executado (dias)

Completação P69 33,54 29,27 29,1

Tabela 5-2: Comparação entre tempos antes e após o experimento - completação

O novo resultado para o P69 mostra que, desconsiderando as contingências, o tempo

planejado do P69 é muito próximo ao tempo executado.

Avaliação Exploratória

Na avaliação exploratória do poço 1-LB-234-RJS o tempo obtido na prática foi de 28,46

dias ante ao tempo planejado de 24,52 dias.

Verifica-se que a maior disparidade entre as curvas planejada e realizada é na operação

de Acidificação, por conta de uma falha no equipamento. Esse risco estava mapeado no

planejamento do poço, mas o tempo na realidade foi consideravelmente maior que o estimado.

Para a nova simulação, foi mudada a distribuição de probabilidade selecionada de Uniforme com

mínimo de 0,0 horas, máximo de 196,0 e probabilidade de ocorrência de 20% para Normal com

média de 150,0 horas, desvio padrão de 140 horas e 50% de probabilidade de ocorrência. Isso faz

com que mais valores próximos da média estipulada tenham maior probabilidade de ocorrência,

além de aumentar a chance de ocorrência do risco, elevando o valor final estimado.

O resultado pode ser visto na Tabela 5-3.

Intervenção P de projeto Antes (dias) Depois (dias) Executado (dias)

Avaliação Exploratória P73 43,8 47,72 47,0

Tabela 5-3: Comparação entre tempos antes e após o experimento – avaliação exploratória

54

Workover

No workover do poço 7-FLA-123-RJS, o tempo obtido foi de 28,46 dias ante um tempo

planejado de 24,52 dias. Analisando as principais disparidades, resolve-se fazer as seguintes

mudanças:

• Na operação de Movimentação da unidade muda os parâmetros da distribuição Stepped:

o mínimo de 1,56 dias para 20,0 dias, a mediana de 5,16 dias para 45,0 dias e o máximo

de 18,72 dias para 80,0 dias, elevando assim o tempo planejado para essa operação

• Na operação de Remoção de hidrato de flowline – Linha de óleo, muda os parâmetros da

distribuição Stepped: mínimo de 15,72 dias para 30,0 dias, a mediana de 16,25 dias para

48,0 dias e mantendo o máximo em 88,53 dias. Isso faz com que os valores com maior

probabilidade de ocorrência que estavam concentrados mais próximos do mínimo

anterior fiquem mais dispersos e próximos da nova mediana, elevando assim o valor final

estimado.

• Na operação de Remoção de hidrato de flowline – Linha de gás lift, muda os parâmetros

da distribuição Stepped o mínimo de 14,12 dias para 30,0 dias, a mediana de 15,07 dias

para 48,0 dias mantendo o máximo em 81,95 dias. Os valores então ficam mais dispersos

na distribuição, aumentando a probabilidade de ocorrência de valores mais elevados,

aumentando o valor final estimado.

O resultado obtido está na Tabela 5-4.

Intervenção P de projeto Antes (dias) Depois (dias) Executado (dias)

Workover P75 24,52 29,48 28,46

Tabela 5-4: Comparação entre tempos antes e após o experimento - workover

O resultado mostra que, com uma maior assertividade dos tempos de cada operação no

estudo estatístico, o resultado da simulação reflete o resultado real com mais precisão.

55

6. Conclusão

Nesse trabalho foi discutido a importância da análise de risco para a análise de tempos de

operações com o intuito de se estimar o tempo total das intervenções de poços de petróleo, bem

como os conceitos para entendimento pleno da metodologia aplicada nos estudos de caso

desenvolvidos.

Após o estudo probabilístico utilizando a metodologia descrita no capítulo três, foi

possível estimar os valores das curvas de distribuição de probabilidade obtidos pela Simulação

de Monte Carlo utilizando o software. O resultado obtido foi usado como base para o

planejamento orçamentário e logístico das intervenções estudadas e para a análise do ajuste dos

tempos realizados encontrados em relação aos tempos planejados definidos.

Após a análise pôde-se concluir que a estimativa baseada na Simulação de Monte Carlo

obtida é consideravelmente próxima do comportamento encontrado na intervenção realizada na

prática. Salvo algumas anormalidades inerentes aos projetos analisados, verificou-se que os

valores obtidos pela simulação se ajustam bem ao que ocorre na realidade, validando o método

considerado e mostrando a importância da análise dos riscos no desenvolvimento de projetos de

poços de petróleo.

Os experimentos realizados no capítulo cinco demonstram que com uma maior

quantidade de dados correlatos representativos de características mais próximas ao do poço

estudado, a precisão da simulação aumenta, mostrando a importância construção de um banco de

dados consistente que amplia a amostra de dados, fazendo a mesma tender para uma distribuição

Normal de acordo com o Teorema do Limite Central, retratando mais precisamente a realidade

do cenário estudado. Tais experimentos foram desenvolvidos para retratar que com mais

informações sobre a intervenção desenvolvida, a precisão do método é ainda maior, mesmo que

os experimentos não condigam com a realidade visto que foram realizados após a execução dos

poços colhendo informações dos mesmos.

É possível concluir, então, que a análise de risco para a estimativa dos tempos das

operações em intervenções de petróleo é uma ferramenta importante para a assertividade do

planejamento em relação ao tempo e custo das intervenções, servindo como base para o processo

56

de tomada de decisão do projetista e demonstrando ser uma etapa importante do processo de

desenvolvimento de poços de petróleo.

Os resultados também demonstram que o software é uma ferramenta confiável para

analisar projetos reais e que seus outputs ajudam os projetistas e consultores de projetos de poços

a tomar uma melhor decisão em relação a uma intervenção a ser realizada, salvando assim

recursos importantes para as operadoras que exploram os campos de petróleo.

Em estudos futuros, a metodologia aplicada a esse trabalho também pode ser empregada

para a estimativa do custo das operações das intervenções utilizando inclusive o mesmo software

que suporta esse tipo de simulação. Também pode-se utilizar o software para realizar o

acompanhamento da intervenção em tempo real no software, ajustando a simulação às operações

já realizadas e obtendo uma estimativa melhor para as operações ainda não executadas.

57

Referências

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[6] BERKEL, J. T.; HASSAN, A. A., HAYNES, B.: Simplification of Coupled Reservoir

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