UNIVERSIDADE FEDERAL DO RIO GRANDE DO NORTE CENTRO DE TECNOLOGIA
CURSO DE GRADUAÇÃO EM ENGENHARIA DE PETRÓLEO
VERIFICAÇÃO E VALIDAÇÃO DE ESTIMATIVA DE CUSTO
MÉTRICO DE PERFURAÇÃO PARA UM CAMPO DE PETRÓLEO NO
NORDESTE BRASILEIRO
Thainá Márlia Pereira de Aquino
Novembro, 2018 NATAL, RN
Thainá Márlia Pereira de Aquino
VERIFICAÇÃO E VALIDAÇÃO DE ESTIMATIVA DE CUSTO MÉTRICO DE PERFURAÇÃO PARA UM CAMPO DE PETRÓLEO NO NORDESTE BRASILEIRO
Trabalho apresentado ao Curso de Engenharia de Petróleo da Universidade Federal do Rio Grande do Norte como requisito parcial para a obtenção do título de Engenheira de Petróleo.
Orientador: Mcs. Gustavo Arruda Ramalho Lira
Novembro, 2018 NATAL, RN
AQUINO, T. M. P. de. Verificação e validação de estimativa de custo métrico de perfuração para um campo de petróleo no nordeste brasileiro. 2018. 51 f. TCC (Graduação) - Curso de Engenharia de Petróleo, Universidade Federal do Rio Grande do Norte, Natal, Brasil, 2018.
Palavras-Chaves: Estimativa de custo, perfuração de poço, petróleo. Orientador: Prof. Msc. Gustavo Arruda Ramalho Lira
RESUMO
___________________________________________________________________________ A perfuração de poços petrolíferos é o meio para que um reservatório previamente descoberto seja atingido. Para tal feito, a construção do poço é feita por uma equipe multidisciplinar, cabendo ao engenheiro de poço elaborar um projeto para que, após construído, o poço permita que os fluidos sejam produzidos até a superfície. Porém, antes de se iniciar a operação de perfuração, são feitos análises geológicas, planejamento e projeto de poço para que possam ser estimados os custos a serem gastos com o processo de perfurar em um menor tempo possível, visto que esses custos impactam diretamente no custo total de um projeto de investimento de um campo, podendo até inviabilizar economicamente o projeto. Diversos trabalhos são desenvolvidos buscando estimar o custo da perfuração de um poço, entre eles, destaca-se a metodologia desenvolvida por Max Simon Gabbay, que em sua tese de doutorado em 2015, desenvolveu uma equação através de uma metodologia que pode calcular o custo métrico de poços perfurados durante o período de 2006 a 2011 para um campo onshore na região do nordeste brasileiro. No ano de 2017, 21 novos poços foram perfurados neste mesmo campo. Este presente trabalho visa verificar a validade da estimativa do custo por metro para esses novos poços de petróleo utilizando a equação desenvolvida e os custos reais de perfuração. Ao final, após tratamento dos dados obtidos junto a empresa petrolífera, percebeu-se que os valores estimados pela equação foram 7,24% inferior ao real, concluindo-se que o modelo foi atendido pela equação visto que o resultado é plausível mesmo com a remoção de poço não representativo, pois desvios entre 5 e 10% são aceitáveis devido as incertezas geológicas naturais para uma estimativa de custo de projeto e a metodologia desse
presente trabalho ter sido mais simples e rápida.
AQUINO, T. M. P. de. Verification and Validation of Metric Drilling Cost for an Oil Field in the Brazilian Northeast. 2018. 51 f. TCC (Graduação) - Curso de Engenharia de Petróleo, Universidade Federal do Rio Grande do Norte, Natal, Brazil, 2018.
Keywords: Cost estimate, well drilling, oil.
Tutor: Prof. Msc. Gustavo Arruda Ramalho Lira
ABSTRACT
__________________________________________________________________________ The oil wells drilling is a way of reaching a previously discovered reservoir. For this purpose, the well construction is done by a mutidisciplinary team which to well engineer to design a project so that, after being built, the well allows the fluids are produced to the surface. However, before the drilling operation starts, there are several activities which needs to be done in the first place, such as geological analysis, planning and well design, in order to estimate, in the shortest possible time, the costs to be spent with the drilling process, since these costs directly impact the total expense of an investment project in a field and can even economically cripple the project. Several studies are developed to estimate the cost of drilling a well, among them the methodology developed by Max Simon Gabbay, who in his Doctor Degree in 2015 developed an equation through a methodology that can calculate the metric cost of wells drilled during the period of 2006 to 2011 for an onshore field in the Northeast region of Brazil. In 2017, 21 new wells were drilled in this same field. This paper aims to check the validity of the cost estimate per meter for these new oil wells using the developed equation and real drilling costs. At the end, after treatment of the obtained data with te oil company, it was observed that the values estimated by the equation were 7.24% lower than the real one, concluding that the model was attended by the equation since the result is plausible even with the removal of not representative well because deviations between 5 and 10% are acceptable due to the natural geological uncertainties for a project cost estimate and the methodology of this present work has been simpler and faster.
Dedico esse trabalho ao meu pai, José Edivan Aquino, por todo o seu amor, compreensão e apoio.
AGRADECIMENTOS
À Deus, primeiramente, por ter me guiado espiritualmente, me mostrando os melhores caminhos e escolhas a serem seguidos com fé e sabedoria, e por tudo que tem feito na minha vida.
Ao meu pai, José Edivan Aquino, por todo o seu amor dedicado a mim em toda minha vida, por todo o seu apoio e sua presença ao meu lado em todas as minhas decisões, por todo o seu suporte as minhas idas e vindas à UFRN, sempre pensando primeiro em mim, e por todo o seu esforço para minhas realizações. A ele, todo o meu amor e gratidão.
A minha mãe Claudete Pereira, por toda sua compreensão, pelo o seu companheirismo, conselhos, conversas para me descontrair nos meus momentos mais estressantes e pelo seu colo de mãe nos momentos mais difíceis. Eu não poderia ter tido uma mãe melhor a não ser você. Obrigada por todo o seu amor maternal!
Ao meu amor e companheiro de vida, Jório Filho, por ter me acompanhado e apoiado desde o cursinho de pré-vestibular, nos momentos árduos passados em C&T e na tão sonhada engenharia. Obrigada por tudo o que tem feito por mim, por todo o seu carinho, parceria e por todo o seu amor.
As minhas irmãs de coração. A Angéle Louise, minha amiga, por todo o seu suporte e ombro amigo de modo geral na UFRN, com as disciplinas, graduação, casos técnicos. Sou eternamente grata por tudo! A Hortência Pereira, minha prima, pelo o seu apoio emocional, compreensão em momentos difíceis e pela parceria em todos os momentos, os ruins e bons. A nossa conexão ninguém explica. Obrigada por tudo!
Aos meus amigos de curso, em especial Alan Silva, Matheus Carneiro e Silvestre Castro, por todo o companheirismo nas aulas e nos intervalos, pela troca de conhecimentos durante os estudos, pelo apoio pré-prova e pelos momentos de descontração na UFRN e fora dela. Obrigada a todos por essa grande amizade.
A minha família e amigos, pela compreensão da minha ausência em alguns momentos, pelo carinho demonstrado a mim e pela torcida do meu sucesso acadêmico e profissional.
Ao meu professor e orientador Gustavo Lira, por todo o seu suporte, pelo os seus conhecimentos repassados, por ter acreditado em mim na realização desse trabalho e pela
oportunidade dada em participar do projeto de monitoria da sua disciplina. Obrigada pela confiança.
A todos os professores da graduação em Engenharia de Petróleo, pelo os conhecimentos, conselhos e atenção repassados em sala de aula e fora dela. Eu não teria realizado o meu sonho de ser Engenheira de Petróleo se não fosse vocês.
Normalmente, para tratar dessas diferentes naturezas de perfuração e objetivos do projeto de perfuração do poço, é requerida uma equipe multidisciplinar, que tenham como qualidade a proatividade, clareza, detalhamentos, planejamento integrado com as outras áreas da engenharia, execução, gerenciamento, etc. O conjunto desses fatores ajuda para que a programação do projeto seja executada no menor tempo possível.
2.5 A complexidade dos poços de petróleo
“Existe uma grande variedade de tipos e configurações de poços, bem como várias definições sobre o que constitui um “poço complexo”, e, desta forma, é improvável que uma única definição seja amplamente aceita, pois as práticas, opiniões e experiências das empresas de perfuração variam significativamente.” (GABBAY, 2015).
A avaliação do desempenho da perfuração gera um alto grau de visibilidade nas empresas de petróleo e gás e, nas últimas décadas, vários métodos têm sido propostos para avaliar o custo e a complexidade da perfuração (KAISER, 2007).
Os poços complexos surgem das formações geológicas, profundidade do alvo, do tamanho do reservatório, da trajetória do poço, da experiência da empresa de perfuração, da aplicação de tecnologias, assim como de inúmeros outros fatores (GABBAY, 2015).
Sendo assim, as condições que criam um poço complexo são comumente identificadas através da descrição das características físicas do poço, como por exemplo, a profundidade da lâmina d’água e da profundidade vertical, do ângulo.
Poços em condições especiais, tais como os poços de alta pressão/alta Temperatura (HP/HT - High Pressure / High Temperature), geralmente começam a apresentar altas temperaturas em grandes profundidades, apesar de em áreas com atividades geotérmicas, condições quentes de perfuração podem ocorrer em profundidades menores. Estes tipos de poços são planejados e perfurados utilizando menos dados das formações do que poços mais rasos e com menores temperaturas (GABBAY, 2015). Assim, deve-se ter mais cautela na perfuração de poços com essas altas condições.
A trajetória de um poço pode ser medida para descrever poços complexos. Um poço é na maioria das vezes considerado complexo se a pressão da formação exceder 10.000psi ou a temperatura for maior do que 300ºF em qualquer parte do poço (GABBAY, 2015).
ÍNDICE
1. INTRODUÇÃO 13
1.1 Objetivo e justificativa do trabalho 14
1.2 Estrutura do trabalho 14
2. ASPECTOS TEÓRICOS 15
2.1 Noções de geologia 15
2.2 Objetivos dos poços de petróleo 17
2.3 Processo de construção de um poço de petróleo 18
2.4 A importância do planejamento de um poço de petróleo 19
2.5 A complexidade dos poços de petróleo 20
2.6 Estimativas de custo e tempo 21
2.6.1 Exemplo de estudo de estimativa de custo e tempo (GABBAY) 23
2.6.2 Classificação dos tempos de perfuração 25
2.6.3 Metodologia do estudo de Gabbay 26
2.7 Estatística e Regressão Linear Múltipla 31
3. METODOLOGIA 33
3.1 Metodologia do trabalho 33
3.2 Dados dos poços 35
4. RESULTADOS E DISCUSSÕES 36
4.1 Cálculo do custo métrico e custo total dos poços 36
4.2 Coeficiente de correlação e outliers 40
4.3 Análise estatística e validação de estimativa de custo 46
5. CONCLUSÕES E RECOMENDAÇÕES 48
5.1 Conclusões 48
5.2 Recomendações 49
ÍNDICE DE FIGURAS
Figura 2.1: Gráfico de profundidade (pé) x Custos (US$) (Mitchell, 2011). ... 22 Figura 2.2: Evolução do custo/metro dos poços, considerando-se todos os campos explorados
e desenvolvidos (Gabbay, 2015). ... 24 Figura 2.3: Classificação dos tempos de perfuração (Gabbay, 2015)... 25 Figura 2.4: Modelo de estudo de GABBAY com as variáveis que impactaram o custo métrico
dos poços dos campos A e B (Gabbay, 2015). ... 27 Figura 4.1: Custo métrico (US$/m) x nº de dias (Autora, 2018). ... 38 Figura 4.2: Custo métrico (US$/m) x Profundidade (m) (Autora, 2018). ... 39 Figura 4.3: Comparativo de colunas entre Custo total real e Custo total calc. (Autora, 2018). ... 39 Figura 4.4: Comparativo de dispersão entre Custo total real e custo total calc. (US$) x
profundidade (Autora, 2018). ... 40 Figura 4.5: Comparativo de dispersão entre custo real e calc. (US$) x profundidade (m) sem 4
outliers (Autora, 2018). ... 43 Figura 4.6: Comparativo de dispersão sem outliers entre o custo real e calc. (US$) x
profundidade (m) (Autora, 2018). ... 45 Figura 4.7: Custo métrico (US$/m) x nº dias sem outliers (Autora, 2018). ... 45 Figura 4.8: Comparativo entre o valor total de todos os poços entre o ano de 2006 a 2011 e
ÍNDICE DE TABELAS
Tabela 2.1: Resumo dos valores médios das variáveis dos campos estudados (GABBAY,
2015). ... 30
Tabela 3.1: Dados dos poços perfurados no ano de 2017 (Empresa petrolífera, 2017). ... 35
Tabela 4.1: Cálculo do custo métrico dos poços (Autora, 2018). ... 36
Tabela 4.2: Cálculo do custo total (Autora, 2018). ... 37
Tabela 4.3: Coeficiente de correlação (r²) e diferença entre os custos (Autora, 2018)... 41
Tabela 4.4: Novo valor de r² após remoção do poço 20 (Autora, 2018). ... 42
Tabela 4.5: Novo valor de r² após remoção de 4 outliers (Autora, 2018). ... 43
ABREVIATURAS E/OU SÍMBOLOS E/OU SIGLAS
AFE - Authorization for Expenditure ANP – Agência Nacional de Petróleo
DPET – Departamento de Engenharia de Petróleo DTM – Desmontagem, Transporte e Montagem ºF – Grau Fahrenheit
GLP – Gás Liquefeito de Petróleo
HP/HT - High Pressure / High Temperature Psi – Per square inch
QAV – Querosene de Aviação
SHRP – Sondas Hidráulicas Roto-Pneumática
1. INTRODUÇÃO
A palavra petróleo vem do latim, que significa óleo da pedra. No seu estado líquido, é uma substância oleosa, inflamável, menos densa do que a água, com cheiro característico e cor variando entre o negro e castanho-claro. Atualmente, além de ter se firmado no mercado como uma potencial fonte de energia, sua utilização está presente nos compostos de produtos produzidos, tais como: plásticos, borrachas sintéticas, tintas, adesivos, detergentes, explosivos, produtos farmacêuticos, cosméticos, entre outros. Ainda pode-se citar a utilização em larga escala dos seus derivados, como gasolina, querosene de aviação (QAV), óleo diesel, gás liquefeito de petróleo (GLP), lubrificantes e outros (THOMAS, 2001).
Porém, até chegar a essa etapa de uso, o petróleo passa por um processo de formação que dura milhares de anos e se aprisiona em rochas. O engenheiro de poço se torna o profissional responsável em construir um caminho acessível para óleo, desde seu local de origem no reservatório aprisionado nas rochas até a superfície. No entanto, a construção que permite o acesso do fluido com origem no reservatório até a superfície, é um processo que requer um bom planejamento de custos para garantir a viabilidade econômica do projeto.
Segundo CUNHA (2002), a perfuração é a mais visível das muitas faces da indústria do petróleo e pode representar até 40% de todo o custo de exploração e desenvolvimento de um campo. Segundo MITCHELL (2011), os engenheiros de perfuração desempenham um papel importante no projeto e planejamento de poços, além da recomendação dos procedimentos de perfuração eficientes e seguros para operações rotineiras de sonda como tratamento de fluido de perfuração, operação de bomba, seleção de broca, parâmetros de perfuração e programas de revestimento e cimentação. Os engenheiros de perfuração também são responsáveis pela preparação de planos de contingência que serão usados no caso de qualquer problema a ser encontrado durante a operação de perfuração. Todo esse processo, que deve ser levado em consideração às restrições e regulamentações de segurança e ambientais, deve ser o mais eficiente e barato possível. O custo final de um poço depende de muitos fatores, mas claramente um bom planejamento representa um grande passo em direção ao custo-benefício. Além disso, a equipe de perfuração deve estar atenta durante a perfuração do poço para acompanhar o desenvolvimento das operações e agir imediatamente caso sejam necessárias mudanças.
O engenheiro Max Simon GABBAY (2015) desenvolveu uma metodologia que permitiu analisar e estimar os custos métricos de perfuração de dois campos petrolíferos brasileiros, mais precisamente na região Nordeste, no período de 2006 a 2011. O estudo mostrou as variáveis que impactaram no custo métrico de cada campo analisado. Sendo assim, foram desenvolvidas as equações que melhor descreveram o comportamento de cada campo em função das variáveis no período analisado. Ainda no mesmo trabalho, as mesmas foram utilizadas em novos poços perfurados no ano de 2012, validando o estudo.
1.1 Objetivo e justificativa do trabalho
O objetivo desse trabalho é verificar e validar a estimativa de custo métrico em poços que foram perfurados no ano de 2017 em um campo do nordeste brasileiro, de acordo com a metodologia desenvolvida por GABBAY. Se o objetivo for alcançado, as equações apresentadas poderão ser utilizadas como parâmetro de estudo de viabilidade econômica em poços petrolíferos no mesmo campo e a metodologia pode ser usada em outros campos onshore, com o intuito de uma análise mais rápida e eficaz para o mapeamento e planejamento dos custos para a construção de um poço e sua produção, visto que, atualmente, a área de estimativa de custos métricos não tem sido amplamente discutida e convergida em um método objetivo e viável, no qual seria uma estimativa de custo mais próxima a realidade.
1.2 Estrutura do trabalho
Esse trabalho é composto por cinco capítulos e a referência bibliográfica. O capítulo 2 apresenta os aspectos teóricos, onde será descrito a fundamentação teórica no qual regeu esse presente trabalho.
O capítulo 3 apresenta a metodologia utilizada para o desenvolvimento do trabalho. O capítulo 4 apresenta os resultados obtidos através da metodologia utilizada e as discussões acerca do tema.
O capítulo 5 mostra as conclusões obtidas e recomendações para trabalhos futuros. A última seção apresenta as referências bibliográficas de autores de artigos, teses e livros que foram estudados para a realização desse trabalho.
2. ASPECTOS TEÓRICOS
O petróleo passa por um longo processo de formação e fica aprisionado em rochas até que o mesmo seja posto em produção. Até o momento em que se decide perfurar, a geologia da região pretendida também é estudada e analisada no projeto de estimativa de custo e tempo, pois ela fornece informações necessárias para a construção do projeto, garantindo que o processo seja realizado em um menor tempo dentro dos custos esperados no projeto da perfuração e que o poço não seja perdido.
São feitas as etapas de pesquisas e estudos para uma descoberta de um reservatório de petróleo, sendo elas extremamente necessárias devido ao fornecimento de resultados mais precisos da geologia da área em questão. Se for indicado que há fortes indícios da presença de hidrocarbonetos na formação em questão, é criado um projeto de perfuração levando em consideração o custo, o tempo e o possível retorno econômico. Após essa etapa, se o projeto for viável, inicia-se a perfuração e construção do poço. Sendo assim, a seguir serão abordados os conceitos principais sobre a origem do petróleo e geologia.
2.1 Noções de geologia
A geologia é a ciência que estuda a composição, estrutura, história e processos de transformação da Terra, cuja importância para a indústria do petróleo é devido ao fato que os hidrocarbonetos são gerados e armazenados na estrutura das rochas. Os hidrocarbonetos nada mais são do que uma mistura de compostos químicos, sendo em sua maioria carbonos e hidrogênios, podendo ser na forma líquida ou gás.
A geologia do petróleo estuda os processos de geração, migração e acumulação de hidrocarbonetos, assim como o conjunto de metodologias e técnicas que permitem investigar, localizar e avaliar a ocorrência de hidrocarbonetos.
A origem do petróleo é dada a partir da deposição de matéria orgânica e sedimentos, durante a formação de bacias sedimentares, que aliando com as mudanças das condições de pressão e temperaturas ao longo do tempo e meio não oxidantes, torna-se um potencial início da cadeia de processos que leva a formação do petróleo. Quando esta deposição se dá em origem marítima, há a decomposição de microorganismos e algas, que formam o fitoplâncton.
Pela necessidade de ocorrer em condições não oxidantes, é suposto que este ambiente de geração é composto por sedimentos de baixa permeabilidade ou impermeáveis.
Há milhares de anos, rochas existentes sofreram intemperismo e os sedimentos foram transportados pelas ações do vento, água e gelo, acumulados em locais de depressão do terreno, formando por compactação e cimentação, as camadas rochosas no processo de formação das bacias sedimentares. Durante esta formação, pela presença da matéria orgânica decomposta, aliada as modificações de pressão e temperatura ocorridas pela presença de novas camadas sobrepostas, há a geração dos hidrocarbonetos. O tipo de hidrocarbonetos gerado é determinado pelo constituinte da matéria orgânica original e pela intensidade do processo térmico atuante sobre ela.
Após o processo de geração do petróleo, sua tendência é de migrar de regiões com altas energias para de baixas energias. Depois da migração, eventualmente ele é acumulado em rochas reservatórios, que são compostas de grãos ligados um ao outro por um material cimentante. Outro tipo de material existente entre os grãos, mais fino, é chamado de matriz. A origem das rochas do tipo reservatório pode ser provinda de qualquer natureza, porém deve apresentar espaços vazios em seu interior, sendo esta característica chamada de porosidade, e que sejam interconectados entre si, sendo esta característica chamada de permeabilidade. Podem se constituir rochas reservatórias os arenitos, calcarenitos e as rochas sedimentares que possuam porosidade intergranular e que sejam permeáveis (THOMAS, 2001).
Como o petróleo sempre tende a migrar, acima da rocha reservatório deve conter um tipo de rocha que interrompa seu caminho, contribuindo assim para sua acumulação. Essa barreira é chamada de rocha selante e sua principal característica é a sua baixa permeabilidade ou impermeabilidade. Outra característica é ser munida de plasticidade, onde se mantém na condição de selante após ser sujeito a esforços de deformações. A eficiência se dá não só pela sua espessura, mas também pela sua extensão na formação. Os folhelhos e evaporitos (sal) constituem ótimos exemplos de rochas selantes.
Diante disso, após o processo de geração e acumulação do petróleo, para se identificar as formações rochosas que contém o mesmo, tem-se os custos de exploração, no qual envolvem os gastos incorridos na identificação dessas áreas potenciais e nos exames específicos de áreas com potencial de reserva de óleo e gás natural, incluindo perfuração de poços exploratórios (poços que coletam dados e avaliam a extensão das reservas) e testes
estratigráficos (testes para mapear os dados geológicos), bem como gastos com estudos os topográficos, geológicos e geofísicos (SANCOVSCHI et. al, 2006).
2.2 Objetivos dos poços de petróleo
“Um projeto de poço e uma estimativa de custo são realizados, tipicamente pelo engenheiro de poço, que é o profissional que tem a responsabilidade de coletar os dados dos demais profissionais especializados, e garantir o sucesso desta operação.” (GABBAY, 2015).
Os poços de petróleo têm inúmeros objetivos, tais como o de se adquirir informações sobre as formações geológicas, para se descobrir e produzir óleo e gás de reservatórios, ou para se desenvolver reservatórios de hidrocarbonetos (KAISER, 2007).
Uma determinada empresa adquire uma área baseada em dados geológicos e geofísicos que já foram estudados, e investe em dados adicionais para refinar seu conhecimento desta área ou região. Se os resultados da análise são animadores, pode resultar em perfuração exploratória. Uma equipe de geólogos, geofísicos e engenheiros seleciona a locação do poço e o alvo da perfuração, baseado em métodos de prospecção, tais como as pesquisas magnéticas, as pesquisas gravitacionais e/ou sísmicas (GABBAY, 2015).
O sucesso dos projetos de desenvolvimento de petróleo depende em grande parte dos custos de construção do poço. As estimativas de custo de construção de poços geralmente contêm altos níveis de incerteza (VALDES et al, 2013).
Após o investimento de dinheiro e tempo para a identificação do alvo geológico, os resultados dos testes nos poços exploratórios (perfilagem, testes de formação) são avaliados e pode resultar tanto em um desenvolvimento de poço, quanto em abandono do mesmo. Se há a presença de hidrocarbonetos, a empresa irá confirmar e delinear o campo através de perfurações adicionais de avaliação. Se o campo for julgado econômico, a empresa irá desenvolver e produzir as reservas de acordo com sua estratégia particular de risco x recompensa (GABBAY, 2015).
As deficiências na estimativa e controle de custos de poços são devidas a três fontes principais: falta de processos definidos, falta de disciplina e dependência de metodologias desatualizadas ou precárias (WARDT et al, 2015).
2.3 Processo de construção de um poço de petróleo
“O processo de construção de um poço consiste de 4 etapas: projeto, planejamento, execução e análise” (GABBAY, 2015). Abaixo, será descrito sucintamente cada etapa.
As etapas de projeto e planejamento representam a construção do poço e é geralmente inicializada através da preparação de um projeto de perfuração com base nas análises e estudos geológicos elaborada por geólogos e engenheiros de reservatórios (GABBAY, 2015).
“A proposta disponibiliza as informações necessárias para a elaboração do projeto do poço e de perfuração, e inclui a seleção dos profissionais que participarão deste empreendimento, requisitos de saúde, meio ambiente e segurança, estimativas de custos, planejamento das operações e de logística” (GABBAY, 2015).
O engenheiro de perfuração, profissional responsável pela construção do poço, prepara o planejamento da perfuração e coleta todas as informações necessárias para se perfurar o poço de forma eficiente e segura, tais como a locação do poço, a profundidade vertical, as profundidades esperadas dos reservatórios portadores de hidrocarbonetos, as pressões dos reservatórios, etc.
A etapa de execução compreende a perfuração do poço de acordo com o projeto de perfuração, frequentemente sob um contrato diário.
O processo de perfuração de um poço passa por vários estágios. O início da perfuração de um poço é chamado de cravação. Para se cravar um grande tubo, chamado de condutor, ele é perfurado, jateado ou martelado até a uma profundidade já previamente estabelecida. Este condutor serve como a parte superior do poço e cria um passagem para que a coluna de perfuração e o revestimento possam ser descidos para dentro do poço (GABBAY, 2015).
Os estágios do processo de perfuração de um poço são:
a) A broca e a coluna de perfuração são colocadas dentro do poço e é perfurado até uma determinada profundidade;
b) Remoção da coluna de perfuração de dentro do poço;
c) Descida da coluna de revestimento dentro do poço e cimentação das paredes do poço;
Existem na superfície e subsuperfície vários equipamentos que tem como objetivo dar suporte à coluna de perfuração com a broca. Os poços são perfurados “abertos” até a descida da coluna de revestimento e executar a operação de cimentação para proteger a as paredes do poço e garantir sua estabilidade (GABBAY, 2015).
A origem da instabilidade das paredes do poço de petróleo pode provir de problemas mecânicos em formações fracas, problemas químicos devido a presença de argilas ou até de enfraquecimento das formações devido a exposição da mesma ao fluido de perfuração.
A perfuração de um poço penetra em diferentes tipos de formações até que a profundidade final seja atingida. À medida que se perfura em profundidades maioes, as pressões e temperatura aumentam devido as formações serem mais duras e compactas. Assim, as operações e a perfuração se tornam mais difíceis e consequentemente, o custo da perfuração também aumenta de uma maneira significativa.
Com o objetivo de se melhor entender as operações de perfuração ocorridas, o que funcionou e o que não funcionou, assim como suas justificativas, costuma-se realizar uma de análise mais detalhada após o término do poço (GABBAY, 2015).
“Considerando-se que o orçamento da perfuração representa uma parte significativa do total do capital envolvido, às vezes de 40% a 60% do custo total de desenvolvimento, as operações de perfuração devem ser cuidadosamente planejadas e meticulosamente acompanhadas. Os operadores devem armazenar de forma detalhada todos os registros dos poços perfurados.” (GABBAY, 2015)
2.4 A importância do planejamento de um poço de petróleo
Segundo GABBAY (2015), a primeira etapa no processo de planejamento de qualquer poço é determinar no projeto a trajetória do poço para interceptar um determinado alvo. Um ponto frequentemente analisado nesta etapa é se o tempo e recursos envolvidos neste processo foram suficientes para desenvolver um projeto eficiente e de melhores práticas ou se os recursos foram insuficientes ou disponibilizados tardiamente.
Sendo assim, sempre são requeridas avaliações sob regime constante e um cuidadoso planejamento para que se obtenha sucesso no projeto, sejam poços de fácies perfurações ou com grandes restrições ambientais e complexidades.
2.6 Estimativas de custo e tempo
A construção de poços é primordial para o desenvolvimento da produção de fluidos em de campos petrolíferos, sendo considerada uma atividade complexa, que exige elevados investimentos e um bom planejamento.
Os custos do poço são um componente significativo de muitos desenvolvimentos de campo, variando por tipo de projeto. O planejamento eficaz e o controle dos custos do poço são fundamentais para o sucesso do desenvolvimento de campo, já que as escaladas de custos resultam em menos lucratividade (WARDT et al, 2015).
Conforme MITCHELL (2011), uma das tarefas mais desafiadoras para o engenheiro de perfuração é prever bem os custos, seja eles para um único poço de exploração ou para um número de poços de desenvolvimento em uma obra de perfuração. Normalmente, uma decisão sobre quando e onde um poço será perfurado é tomada antes da inicialização da operação. É importante que as empresas tenham uma estimativa de custo razoável para que um orçamento adequado possa ser preparado, com os fundos reservas para a operação. Além disso, a maioria dos empreendimentos de exploração é muito arriscada, apresentando uma alta possibilidade de resultar em “poços secos”. Devido a isso, é comum na indústria moderna que as empresas façam joint ventures, no qual é um acordo entre uma mais ou empresas que estabelecem alianças estratégicas por um objetivo comercial em comum, para explorar uma nova área. Nesses casos, normalmente uma empresa é responsável pelas operações (o parceiro operacional), enquanto outras compartilham os custos e, eventualmente, os lucros associados ao projeto. Assim, o operador deve apresentar aos parceiros uma autorização de despesas (em inglês, Authorization for Expenditure, AFE) com o custo esperado de perfuração, o que permitirá aos parceiros também incluir as despesas previstas nos seus próprios orçamentos. Uma AFE também inclui uma reserva para os custos de contingência e espera-se que os operadores tenham a competência necessária para prever custos que não excedam 20% do orçamento inicialmente previsto.
Ainda de acordo com MITCHELL (2011), os custos de perfuração dependem principalmente da localização e profundidade do poço e os fatores externos também podem influir no custo. A localização do poço norteia os custos de preparação do poço e movimentação a sonda para o local. Locais remotos, sem estradas ou infraestrutura,
certamente resultarão em um custo final mais alto. Além disso, um poço perfurado em um local distante das regiões onde as plataformas estão concentradas terá uma parte significativa de seus custos gastos na mobilização e desmobilização de plataformas.
Um exemplo citado por MITCHELL (2011), é que um operador pode ter que pagar milhões de dólares apenas para trazer um navio-sonda em águas profundas do Golfo do México para a costa oeste africana. Além disso, se a região não tiver um mercado desenvolvido, todos os custos, incluindo aluguel de tripulação, barco e helicóptero, serviços de monitoramento de poços, habitação, manutenção de rotina, tratamento de fluidos de perfuração e supervisão de plataformas serão consideravelmente superior.
A litologia irá comandar a profundidade do poço que deve ser penetrada e, assim, prever o tempo necessário para concluir o poço. Tradicionalmente, as empresas de petróleo têm em sua base de dados uma fonte de dados históricos de perfuração/custo apresentados por tipo de poço, região e profundidade do poço. Além disso, há empresas especializadas em coletar dados de perfuração em todo o mundo e compilá-los em um banco de dados que pode ser usado pelos engenheiros de perfuração ao planejar e orçamentar operações de poço.
Os custos de perfuração tendem a aumentar exponencialmente com a profundidade, conforme mostra a Figura 2.1. Um bom caminho para os engenheiros de perfuração é confiar nos dados do passado para estimar o tempo de perfuração e o custo para operações futuras.
2.6.1 Exemplo de estudo de estimativa de custo e tempo (GABBAY)
Segundo GABBAY (2015), os custos dos poços de petróleo têm impactos significativos nos gastos totais dos campos de produção, e, dependendo de seu valor final, pode vir a inviabilizar economicamente os mesmos, fazendo com que tenham de ser abandonados e posteriormente devolvidos à Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP). Além disto, inúmeros campos já estão em produção há bastante tempo, exigindo custos cada vez menores para que ainda se tornem viáveis economicamente. Apesar de vultosos investimentos em Pesquisa e Desenvolvimento, o custo/metro em inúmeras empresas ainda continua crescendo ou se encontra sem um padrão definido.
Um projeto de poço e uma estimativa de custo são realizados, tipicamente pelo engenheiro de poço, que é o profissional que tem a responsabilidade de coletar os dados dos demais profissionais especializados, e garantir o sucesso desta operação. Recursos significativos de dinheiro e de tempo são investidos para identificar o alvo geológico, e o prognóstico é confirmado, ou recusado, baseado nos resultados da perfuração, perfilagem e testes de formação. Se o campo for viável economicamente, a empresa irá desenvolver e produzir as reservas de acordo com sua estratégia particular (GABBAY, 2015).
GABBAY (2015) descreveu uma metodologia desenvolvida que permite estimar o custo/metro perfurado, analisando o grau de relacionamento entre 10 (dez) variáveis (profundidade final, número de dias, se poço exploratório ou de desenvolvimento da produção, se poço vertical ou direcional, número de fases, utilização ou não de sondas tipo hidráulica roto-pneumática, percentual do tempo perdido, índice pluviométrico doa no/mês/área do poço, tipo de sonda - se própria ou contratada e custo diário da sonda) com a variável custo/metro. Foram selecionados todos os poços perfurados de dois campos onshore na região Nordeste do Brasil, no período 2006 a 2011. O estudo de GABBAY (2015) demonstrou cientificamente que o custo/metro dos poços do primeiro campo foi impactado pelas variáveis: profundidade final, número de dias, se poço exploratório ou de desenvolvimento da produção, se poço vertical ou direcional, número de fases, e pelo custo diário da sonda. Por outro lado, as variáveis que impactaram o custo/metro do segundo campo foram: se poço vertical ou direcional, o percentual do tempo perdido, o tipo de sonda (própria ou contratada) e o custo diário da sonda.
Neste contexto, temos que, segundo GABBAY (2015), se o custo da perfuração dos poços de petróleo atingir elevados patamares, pode vir a inviabilizar economicamente os campos, podendo fazer inclusive com que os mesmos venham a ser abandonados e devolvidos à ANP - Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis, por inviabilidade econômica.
A Figura 2.2 mostra a evolução do custo/metro dos poços considerando-se todos os campos terrestres explorados e desenvolvidos por uma determinada Unidade Operacional. Os dados de tempos e custos dos poços foram coletados a partir dos Bancos de dados corporativos dessa unidade. Nota-se que, apesar dos investimentos, o custo/metro dos campos terrestres vem aumentando nos últimos anos nessa unidade.
Assim sendo, devido aos altos custos envolvidos na atividade de perfuração de poços, é essencial que seja bem claramente identificado quais são os fatores que impactam os custos de um poço, objetivando desta forma otimizar o seu resultado econômico e a viabilidade econômica do campo de petróleo aonde o mesmo se localiza (GABBAY, 2015).
Figura 2.2: Evolução do custo/metro dos poços, considerando-se todos os campos explorados e desenvolvidos (Gabbay, 2015).
2.6.2 Classificação dos tempos de perfuração
A classificação dos tempos de perfuração dos poços estudados torna-se necessário para um melhor entendimento das análises do estudo, sendo classificado em primeiro nível como tempo útil ou tempo perdido, conforme pode ser observado na Figura 2.3.
Segundo GABBAY (2015), são considerados como tempo útil todos os tempos gastos para executar a sequência de operações normais planejadas ou não planejadas, essenciais para atingir os objetivos da intervenção e que, consequentemente, não estejam sob o efeito de anomalia que gerem interrupção na sequência operacional. Neste contexto, tempo perdido são aqueles envolvidos com operações normais planejadas ou não planejados, que estejam sob efeito de anomalia que gerou a interrupção da sequência operacional que estava sendo executado.
O tempo útil pode ainda ser estratificado em tempo útil produtivo (quando ocorre avanço na perfuração) ou tempo útil improdutivo (quando não ocorre avanço na Perfuração). O tempo é classificado em tempo perdido em sonda, tempo perdido em poço e em tempo perdido com outras operações (GABBAY, 2015).
2.6.3 Metodologia do estudo de Gabbay
A metodologia utilizada no trabalho de GABBAY (2015) foi explicar valores de uma variável em termos de outras, ou seja, confirmar uma relação de causa e efeito entre inúmeras variáveis, através dos dados consolidados de dois campos, denominados “A” e “B”, de uma determinada empresa em estudo. Assim, foi criado o modelo para o estudo dos fatores que impactam o custo/metro dos poços.
Os dados de tempos e custos dos poços de petróleo dos campos objetos do estudo de GABBAY (2015) foram obtidos através de pesquisas de extração de dados que acessam os bancos de dados da empresa.
O modelo criado por GABBAY (2015) para o estudo dos fatores que impactam o custo/metro dos poços indica as variáveis dependentes e independentes. Elas devem ser definidas com clareza, objetividade e de forma operacional. Todas as variáveis que possam interferir ou afetar o objeto em estudo devem não só ser levadas em consideração, mas também devidamente controladas.
A Figura 2.4 a seguir ilustra as variáveis que compõe o modelo de estudo acima citado e logo após, será descrito um maior detalhamento das variáveis independentes selecionadas para este estudo.
As referidas variáveis foram selecionadas a partir da experiência de GABBAY (2015) em projetos de perfuração de poços, bem como após pesquisas efetuadas na literatura sobre este assunto. Caso estas variáveis iniciais não atendessem ao modelo, seriam selecionadas outras variáveis até que o modelo fosse atendido para os campos estudados.
a) Profundidade final: a profundidade final é determinada pelo o projeto de perfuração de poços onde a distância final a ser perfurada é de acordo com o alvo a ser atingido, localizado pelos os estudos geológicos. Vale salientar que, as análises geológicas não são de total certeza, apenas uma estimativa de uma possível presença de um reservatório;
b) Número de dias: o número de dias está ligado proporcionalmente com a profundidade na qual se deseja perfurar. Quanto mais profundo for o poço, maior o número de dias de perfuração. Para isso, é necessário o planejamento adequado para que a perfuração até seu instante transcorra dentro das normalidades;
c) Tipos de poços: existem inúmeras maneiras de se classificar poços. A distinção mais comum é a entre poços Exploratórios e de Desenvolvimento da Produção. Poços que são perfurados em uma área pioneira para adicionar reservas são poços Exploratórios, enquanto que poços perfurados na extensão conhecida de um campo com objetivo de produzir reservas conhecidas são poços de Desenvolvimento da Produção. Os poços exploratórios são perfurados para encontrar óleo e gás, e seu objetivo principal é o de coletar informações Figura 2.4: Modelo de estudo de GABBAY com as variáveis que impactaram o custo métrico dos poços
subterrâneas, e confirmar se as formações geológicas contêm hidrocarbonetos O primeiro poço exploratório de uma área é perfurado com bastante cuidado, pois as formações geológicas não são totalmente comprovadas, e o risco de pressões anormais pode resultar em um fluxo descontrolado de fluidos da formação para a superfície devido ao desbalanceamento entre a pressão hidrostática da lama de perfuração ou fluido de completação e a pressão da formação. A expectativa é a de que os custos e os tempos para se perfurar poços de Desenvolvimento da Produção sejam menores do que a dos poços Exploratórios;
d) Vertical ou horizontal: A maioria dos poços exploratórios é perfurado o mais verticalmente possível, porém, em circunstâncias especiais podem vir a ser perfurados sob um ângulo ou horizontalmente dentro da formação geológica. Os poços de desenvolvimento da produção são perfurados como parte integrante de um plano de produção, sendo que normalmente o primeiro poço é vertical, podendo os demais ser verticais até uma determinada profundidade, e depois desviados em ângulos pré-definidos até a sua profundidade final. A determinação se poço será vertical ou horizontal requer planejamento no projeto para a adoção dos equipamentos adequados para cada tipo;
e) Número de fases: na empresa no objeto de estudo de GABBAY (2015), quando as condições do poço permitem (poços rasos até 800 metros, por exemplo), o programa do poço contempla apenas uma fase, pois isto minimiza o tempo e custo total do mesmo. Dependendo de outras variáveis (como por exemplo, se está previsto encontrar gás durante a perfuração), o programa do poço contemplará duas ou três fases de diâmetro de broca. Apenas em ocasiões especiais, para determinados campos, se projeta preliminarmente a utilização de quatro fases. Para os dois campos selecionados no estudo de GABBAY (2015) foram detectados poços de uma fase (73,0 %), duas fases (23,0 %) e três fases (4,0 %);
f) Utilização de sondas hidráulicas roto-pneumática (SHRP): diversos poços foram executados com sondas tipo SHRP. Esta sonda se caracteriza por perfurar com ar, ao invés do fluido tradicional, e é frequentemente utilizada em poços d’água. Ela foi utilizada pela empresa objeto do estudo de GABBAY (2015) na
1ª fase de alguns poços aonde não se tinha riscos geológicos, com o objetivo de se reduzir os custos. Seu rendimento é notável em perfurações de rochas cristalinas, onde podem ser encontradas em diversos campos petrolíferos no nordeste brasileiro;
g) % Tempo perdido/Tempo total: conforme visto anteriormente, tempo perdido denomina-se aqueles envolvidos com operações normais planejadas ou não, que estejam sob efeito de anomalia que gerou a interrupção da sequência operacional. O tempo total é todo aquele que seja útil ou perdido. O valor apresentado em percentual mostra a razão entre o tempo perdido e o tempo total. Geralmente, poços bem planejados apresentam um baixo valor;
h) Índice pluviométrico: em regiões onde o índice pluviométrico tem valores significativos, a expectativa é que os poços que foram perfurados nesta condição apresentem maiores custos do que poços similares perfurados em regiões com menor índice pluviométrico, pois a chuva pode implicar em maiores tempos de Desmontagem, transporte e montagem (DTM) ou em determinadas operações, devido a questões de segurança;
i) Tipo de sonda (própria ou contratada): diferentes sondas podem ser selecionadas para se perfurar um poço. O processo de seleção de uma determinada sonda depende de diversos fatores, tais como: custo e disponibilidade, tipo de poço, DTM, profundidade, pressão, etc. A decisão se a sonda será da própria empresa ou contratada depende da política de contratação da empresa;
j) Custo diário da sonda: O custo diário de uma sonda varia enormemente, variando, no estudo de GABBAY (2015), desde 15.000 US$/dia a até 80.000 US$/dia, dependendo da data em que mesma foi utilizada, de seu porte, se própria ou contratada, e do tipo de contrato existente na empresa.
Em suma, a Tabela 2.1 apresenta um quadro resumo dos campos “A” e “B” estudados por GABBAY (2015), com os valores médios das variáveis analisadas. Para uma análise comparativa dos valores médios de cada campo, foi feita uma relação em termos
percentuais para cada variável estudada. Seu comportamento apresentado para os dois campos estudados estão presentes na referida tabela.
Após todo o estudo de GABBAY (2015) das variáveis que impactaram no valor do curto métrico (US$/m) final de cada campo e a aplicação da sua metodologia desenvolvida, foram obtidas as equações que melhor representaram os campos no ponto de vista econômico, conforme pode-ser observar a (Equação 1 e (Equação 2.
Para o campo “A”, obteve-se:
Custo/metro (US$/m) = (596, 711260) + (-0,426095 x Prof. do poço) + (27,990651 x Número de dias do poço) + (-239,603450 x (Exploratório=0 ou Desenvolvimento da Produção=1)) + (225,686013 x (Vertical = 0 ou Direcional = 1)) + (28,949903 x Número de fases) + (0,010554 x Custo diário da Sonda).
(Equação 1: Equação para o campo "A"). Para o campo “B”, obteve-se:
Custo/metro (US$/m) = (323,7830 x (Vertical = 0 ou Direcional = 1 )) + ( 13,9938 x (%Tempo_perd/TempoTot)) + ( 420,4039 x (Sonda Própria = 0 / Contratada = 1)) + ( 0,0229 x Custo diário da Sonda).
(Equação 2: Equação para o campo "B").
2.7 Estatística e Regressão Linear Múltipla
Abaixo, serão descritos brevemente os métodos de estatística e de regressão linear múltipla, cujo foram utilizados na metodologia de GABBAY (2015) para se obter as equações de custo métrico para o campo A e B em função das variáveis que impactaram respectivamente cada campo.
Estatística:
Conforme GABBAY (2015), a estatística é uma ciência sendo em sua essência a ciência que apresenta processos próprios para coletar, apresentar e interpretar adequadamente conjuntos de dados numéricos ou não.
Seu objetivo mais relevante é o de apresentar informações sobre dados em análise, para que se tenha uma maior compreensão dos fatos que os mesmos representam. A estatística subdivide-se em três áreas: descritiva, no qual sintetiza uma série de valores de uma mesma natureza com uma visão global através de tabelas e gráficos, a inferencial, no qual é fundamentada na teoria das probabilidades com análises e interpretação de dados e a probabilística.
Regressão linear múltipla:
A Regressão linear múltipla e a correlação são técnicas utilizadas para estimar uma relação que possa existir na população, cuja são compreendidas análise de dados amostrais para saber se e como duas ou mais variáveis estão relacionadas entre si numa população.
Os dados para análise de Regressão provêm de observações de variáveis emparelhadas. Na regressão pressupõe-se alguma relação de causa e efeito para a obtenção de uma explanação do comportamento entre as variáveis (GABBAY, 2015).
Segundo LAPPONI (2000 apud Gabbay, (2015)), “o objetivo da Regressão linear múltipla é encontrar a equação de uma reta que permita descrever e compreender a relação entre duas variáveis aleatórias ou estimar uma das variáveis em função da outra.”
A equação linear (reta de regressão) possui como fórmula
Y= a + bX
e um dos critérios utilizados para se obter os valores dos coeficientes a e b é o de ajustar uma reta que divida os pontos observados de forma que a soma dos desvios seja nula.Para tal, utiliza-se o Coeficiente de Determinação r². Este coeficiente, segundo GABBAY (2015), indica a proporção da variação total na variável dependente y que é explicada pela variação da variável independente x.
O valor do Coeficiente de Determinação r² pode variar entre 0 (zero) e 1 (um). Se r²= 0, significa que o valor médio de y é a melhor projeção para qualquer valor de x. O fato de r² não estar próximo de zero sugere que a equação é melhor que a média de y como preditor. Ainda, se o valor do Coeficiente de Determinação r² for próximo de 1, isso significa que a variação explicada responde por uma grande percentagem da variação total (GABBAY, 2015).
3. METODOLOGIA
Por este trabalho ter sido baseado na tese de estudo de GABBAY (2015), a seguir será brevemente descrito a adaptação desse estudo de base para a metodologia deste presente trabalho.
3.1 Metodologia do trabalho
GABBAY (2015) desenvolveu duas equações que representaram a estimativa de custo métrico de dois campos analisados de acordo com as variáveis que impactaram significativamente na análise. Para este trabalho, apenas a equação do campo “A” da metodologia de GABBAY (2015) será verificada.
Segundo a metodologia de GABBAY (2015), após várias simulações, a equação que descreveu o custo métrico para o campo “A” com as variáveis que impactaram no custo métrico final dos poços:
Custo/metro (US$/m) = (596,711260) + (-0,426095 x Prof. do poço) + (27,990651 x Número de dias do poço) + (-239,603450 x (Exploratório=0 ou Desenvolvimento da Produção=1)) + (225,686013 x (Vertical = 0 ou Direcional = 1)) + (28,949903 x Número de fases) + (0,010554 x Custo diário da Sonda). (Equação 1: Equação para o campo "A").
O estudo de GABBAY (2015) foi para os poços que foram perfurados nos anos de 2006 a 2011 e posteriormente aplicado para os poços perfurados no ano de 2012 para validar o modelo.
Na metodologia desse presente trabalho, utilizaremos a equação acima para verificar se essa mesma fórmula também seria aplicável para os poços perfurados no ano de 2017 no mesmo campo onshore do nordeste brasileiro. Será avaliada, além da aplicabilidade, possíveis motivos de divergência.
A primeira etapa do trabalho é a aquisição de dados. Os dados foram solicitados a uma determinada empresa atuante na região nordeste por meio de um ofício expedido pelo Departamento de Engenharia de Petróleo (DPET) na Universidade Federal do Rio Grande do
Norte (UFRN), pois no ano de 2017, de acordo com dados da Agência Nacional de Petróleo (ANP), essa empresa perfurou 21 poços no campo da região do nordeste brasileiro.
Vale ressaltar que, os custos dos dados dos poços obtidos, sofreram alguma modificação pela empresa como forma de preservar os seus dados, assim como a localização exata do campo, visto que as empresas mantêm seus bancos de dados em sigilo como forma de preservar sua estratégia comercial. Sendo assim, os valores das variáveis terão uma diferença de segurança, mas que não afetará na análise do resultado final, pois a adaptação realizada nos dados atuais foi a mesma realizada para obter as equações no estudo de GABBAY.
De acordo com GABBAY (2015), apenas as variáveis profundidade em metros, trajetória (vertical ou horizontal), finalidade do poço (exploratório ou desenvolvimento), tempo de perfuração em dias, número de fases do poço e o custo diário da sonda apresentaram resultados significativos no cálculo do custo métrico. As outras variáveis apresentaram resultados insignificantes no custo e, portanto, assim como no estudo de GABBAY (2015), foi também retirada desse presente estudo.
De posse dos dados das variáveis de custo dos poços do campo analisado e das suas características, utilizou-se a (Equação 1 através do Microsoft Office Excel 2010 ™ para que os cálculos matemáticos fossem feitos e assim, obter os resultados do custo métrico final.
Para avaliação entre os dados do ano de 2017 desse presente trabalho e do estudo de GABBAY (2015) entre os anos de 2006 a 2011, se houve correlação, avaliou-se o coeficiente de correlação, ou coeficiente de determinação, conforme função encontrada no Microsoft Office Excel 2010 ™, sendo o valor um ótimo valor aquele que se aproxima de 1, visto que é mais próximo a realidade e não há divergências entres os valores.
Também se verificou os valores mais divergentes. E possíveis causas, pois na perfuração dos poços nem tudo sai conforme o planejado e alguns valores podem apresentar fora da expectativa de resultados, chamado os outliers, onde é um valor atípico uma observação que apresenta um grande afastamento das demais observações da série, ou é uma observação inconsistente. A sua existência implica, tipicamente, em prejuízos a interpretação dos resultados dos testes estatísticos aplicados às amostras.
3.2 Dados dos poços
Conforme comentado anteriormente, foi solicitada a uma empresa petrolífera por meio de um ofício a posse de dados dos poços que foram perfurados no ano de 2017 em um campo do nordeste brasileiro. No total, foram perfurados 21 poços no qual apresentaram comportamentos e características diferentes conforme as variáveis apresentadas, assim como o valor do custo total real (US$), segundo pode ser observado na Tabela 3.1 a seguir. O valor do custo diário da sonda nesse estudo variou de 10.000 a 40.000 US$/dia, visto que depende da data em que foi utilizada, do seu porte, se é contratada ou própria e do tipo do contrato. A profundidade mostrada na tabela para os poços direcionais é a medida, que é a distância percorrida pela broca até atingir o alvo, enquanto para os poços de trajetória vertical, a profundidade representa a distância vertical entre a superfície e o alvo.
4. RESULTADOS E DISCUSSÕES
Neste capítulo, apresentam-se os resultados obtidos através dos estudos dos dados obtidos e análises realizadas sobre os resultados dos custos métricos dos poços. Sendo assim, o próximo passo é calcular o custo por metro de cada poço perfurado de acordo com os dados da tabela anterior.
4.1 Cálculo do custo métrico e custo total dos poços
Após conhecer os dados dos 21 poços onshore perfurados no ano de 2017, é aplicada a (Equação 1: Equação para o campo "A"). para que se obtenha o valor que se custou para se perfurar um metro de cada um dos 21 poços. A unidade é em (US$/m). O resultado pode ser visto na Tabela 4.1.
Conhecendo-se o custo por metro de cada poço, pode-se calcular o custo total. O cálculo é feito pela multiplicação do valor do custo métrico (US$/m) pela profundidade (m) de cada poço. O resultado pode ser visto na Tabela 4.2.
Após os resultados, observando a Tabela 4.1 e a Tabela 4.2, nota-se que a profundidade medida final varia entre 612 e 980 metros, com o valor médio de 753,33 metros. O número de dias pode-se verificar que o de menor duração foi de 5,90 dias e o de maior duração foi de 61,65 dias, com a média de 12,13 dias. E com relação ao custo métrico, seu menor valor foi de 441,93 US$/m e o maior valor 2.176,98 US$/m, com o valor médio de 711,94 US$/m.
Observando os outros parâmetros, presentes na Tabela 3.1, nota-se que todos os poços tem a finalidade de desenvolvimento. Já na sua trajetória, dos vinte e um poços, apenas sete são de perfuração direcional e quatorze são de perfuração vertical. A profundidade medida dos poços direcionais varia entre 612 e 980 metros. Já a profundidade dos poços verticais varia entre 688 a 854 metros.
Com relação ao número de fases, os poços apresentaram de 1 a 3 fases. Treze poços apresentaram uma fase e dentre eles, 73,92% são de trajetória vertical. Apenas um poço apresentou ser de 2 fases, sendo ele de trajetória horizontal. Dos sete poços restantes, quatro apresentaram ser de 3 fases, sendo 57,14% desses poços com a trajetória vertical.
Fazendo uma análise gráfica entre o custo métrico (US$/m) por nº de dias, observa-se na Figura 4.1 que a maioria dos poços foram perfurados entre 0 e 20 dias, com o valor de
custo métrico variando em torno de 500 a 1.000 US$. A reta de regressão é representada por y = 30,40x + 343,2 e o coeficiente de determinação entre os dados (r²) foi de 0,921, sendo o ideal acima de 0,95 para que o modelo seja bem representado. A explicação para o valor de r² ser abaixo de 0,95 é devido a uma possível divergência (outlier) do ponto no poço 20, onde sua perfuração durou 61,65 dias e seu custo métrico 2.176,96 US$/m. Nesse poço pode ter incorrido problemas na perfuração onde precisou de mais tempo para poder concluir o projeto, inviabilizando economicamente a princípio esse poço. Também na Figura 4.1, sua variação nos valores não é constante e sim crescente devido aos gastos diários, tal como aluguel de ferramentas que incrementam no custo final.
Fazendo outra análise gráfica, agora com a variável profundidade (m) e custo métrico (US$/m) conforme a Figura 4.2, nota-se que os valores não seguem uma tendência e variam de acordo com a profundidade. No entanto, essa variação é constante e é esperada, pois independentemente da profundidade, os valores devem ser próximos. Por exemplo, o poço de menor profundidade (612 metros) e o poço de maior profundidade (980 metros) apresentaram valores de custo métrico parecidos, sendo eles 824,87 e 860,89 US$/m respectivamente. Ainda, há um ponto que diverge bastante dos outros, sendo ele o poço 20 de valor de 2.176,98 US$/m que conforme citado mais acima, é um outlier e sua ocorrência será avaliada logo mais a frente. y = 30.404x + 343.26 R² = 0.9211 $0.00 $500.00 $1,000.00 $1,500.00 $2,000.00 $2,500.00 0.00 20.00 40.00 60.00 C u st o m é tri co (U S$ /m ) Nº de dias
Custo métrico (US$/m) x nº dias
Custo métrico CALC (US$/m) Figura 4.1: Custo métrico (US$/m) x nº de dias (Autora, 2018).
Figura 4.2: Custo métrico (US$/m) x Profundidade (m) (Autora, 2018).
Avaliando-se agora o custo total real e o custo total calculado de acordo com a (Equação 1: Equação para o campo "A")., foi feito um gráfico de colunas para melhor comparativo, conforme Figura 4.3.
Nota-se que nas profundidades, da esquerda pra direita, 759, 745, 740, 733, 743, 745, $300.00 $500.00 $700.00 $900.00 $1,100.00 $1,300.00 $1,500.00 $1,700.00 $1,900.00 $2,100.00 $2,300.00 600 700 800 900 1000 C u st o m ét ri co (U S$ /m ) Profundidade (m)
Custo métrico (US$/m) x Profundidade (m)
Custo métrico CALC (US$/m)
$0.00 $200,000.00 $400,000.00 $600,000.00 $800,000.00 $1,000,000.00 $1,200,000.00 $1,400,000.00 $1,600,000.00 U S$
Comparativo de Custo Total Real e Custo total Calc
.
Custo Total(US$)
Custo total CALC (US$)
770, 746 metros não apresentaram uma diferença muito expressiva entre os custos reais e os custos calculados, mostrando certa correlação na equação já desenvolvida. Em alguns poços, o custo calculado foi maior que o custo real, sendo eles 722, 874, 612, 980, 740 metros onde apresentaram uma diferença mais expressiva, especialmente o poço de 740 metros onde o custo real e o custo calculado foram de 1.150.108,53 e 1.610.964,97 US$, respectivamente. A diferença é de 460.856,44 US$. Para uma visão diferente desses mesmos resultados, a Figura 4.4 ilustra um comparativo de dispersão entre os custos totais reais e os custos totais calculados. Observa-se existe uma tendência entre os valores, mas que há dispersão (diferença) entre os custos com valores próximos de profundidade.
Figura 4.4: Comparativo de dispersão entre Custo total real e custo total calc. (US$) x profundidade (Autora, 2018).
4.2 Coeficiente de correlação e outliers
Analisando detalhadamente os conjuntos de custos, de acordo com a Tabela 4.3, através da função “CORREL” da Microsoft Office Excel, calculou-se o coeficiente de determinação, ou coeficiente de correlação (r²) que mede o ajustamento do modelo da regressão linear entre o conjunto de duas matrizes, que no caso foram entre os custos totais reais e os custos totais
$0.00 $200,000.00 $400,000.00 $600,000.00 $800,000.00 $1,000,000.00 $1,200,000.00 $1,400,000.00 $1,600,000.00 600 700 800 900 1000 U S$ Profundidade (m)
Comparativo de Custo Total Real e Custo total Calc. (US$) x profundidade (m)
Custo Total (US$)
calculados. Quanto mais próximo de 1, mais o modelo consegue explicar os valores observados e melhor é ajustado a amostra. O valor observado foi de 0,8979, então, 89,79% da variabilidade total existente no custo desse campo consegue ser explicada.
Porém, o valor de 0,8979 ainda não é satisfatório para o modelo explicitado. Uma forma mais simplificada de melhorar o valor de r² é remover os outliers. De acordo com a Tabela 4.3 anterior, conforme já identificado como outlier anteriormente, o poço 20 não representa uma operação normal no campo, visto que houve problemas durante o processo de perfuração. Após uma breve conversa com a empresa sobre os motivos que levaram esse poço 20 apresentar valores tão divergentes em relação aos outros, foi informado que este poço sofreu uma operação especial (pescaria) devido a um problema de desmoronamento no poço e a perfuração teve que ser interrompida por alguns dias. Pelo motivo da pescaria não ter sido realizada com sucesso, esse poço teve que sofrer um desvio para poder atingir a profundidade pretendida, e assim, um novo planejamento na perfuração do poço teve que ser feito e isso requereu mais alguns dias. Portanto, o poço não pode representar o modelo e foi removido. Foi analisado novamente o valor de r² após a remoção e o valor obtido pode ser observado na Tabela 4.4.
Nota-se que, mesmo após a remoção do poço 20, o valor de r² não houve aumento e sim, uma diminuição. A explicação para isso é que talvez os pontos da curva não representem a realidade em sua totalidade, no qual apenas 78,39% representam o ajuste da curva ao modelo e o restante para esse range de poços podem não estar bem dimensionados.
Sendo assim, em uma nova tentativa simplificada em aumentar o valor de r², outros outliers foram removidos. Existem vários métodos de identificação de outliers, e para esse presente estudo, o parâmetro para a escolha dos pontos a serem removidos foram os que apresentarem os maiores desvios percentuais em módulo, até que o valor de r² seja melhorado acima do primeiro valor já apresentado, ou seja, novo r² > 0,8979. Foram removidos os pontos de maiores desvios percentuais em módulo um a um em ordem decrescente até que a condição anterior fosse obedecida, de acordo com a Tabela 4.4 anterior. O novo resultado de r² pode ser visto na Tabela 4.5.
Foram removidos os poços 1, 3, 13 e 21, além do poço 20 que já havia sido removido. O novo valor de r² obtido foi de 0,9069, acima do primeiro obtido de 0,8979, sendo observado um melhoramento no ajuste da curva ao modelo quando comparado a Figura 4.4, conforme a Figura 4.5.
Tabela 4.5: Novo valor de r² após remoção de 4 outliers (Autora, 2018).
$0.00 $100,000.00 $200,000.00 $300,000.00 $400,000.00 $500,000.00 $600,000.00 $700,000.00 $800,000.00 $900,000.00 600 700 800 900 1000 (U S$ ) Profundidade (m)
Comparativo entre Custo real e Calc. (US$) x
profundidade (m) sem 4 outliers
Custo Total (US$)
Custo total CALC (US$)
Figura 4.5: Comparativo de dispersão entre custo real e calc. (US$) x profundidade (m) sem 4 outliers (Autora, 2018).
Porém, ainda na tentativa de melhorar o valor de r² para que seja maior que 0,95, o ideal para uma melhor representação, foram removidos novos outliers com o mesmo parâmetro de escolha do anterior, que tiveram maiores desvios percentual em módulo até que a condição do novo r² > 0,95 fosse atingida. O resultado pode ser visto na Tabela 4.6.
Foram removidos os poços 4, 11, 12, 14. O resultado após a remoção desses outliers foi satisfatório, visto que o coeficiente de determinação apresentou um valor maior que 0,95. Isso significa que 97,43% do modelo esta sendo explicado no custo desse campo e foi melhor ajustado a essa amostra. Isso pode ser observado na Figura 4.6, pois evidencia um melhoramento na tendência dos pontos devido à remoção dos outliers quando comparado ao gráfico da Figura 4.4 e Figura 4.5.
No entanto, segundo GABBAY (2015), o coeficiente de determinação r² é um resultado adicional ao Modelo de Regressão, e serve somente para o usuário final do modelo avaliar se é aceitável o grau de explicação dada pela equação construída. Este coeficiente não serve como critério de validação estatística do modelo, pois se pode ter um determinado modelo que atendeu a todas as suposições, ou seja, tenha sido validado estatisticamente, mas não explique um percentual de variabilidade da variável de interesse que seja satisfatório para o estudo, ou seja, tenha um valor de r² baixo, tal como pode ser visto na Figura 4.7 de custo métrico x nº de dias sem outliers, onde o valor de r² foi de 0,849, menor do que quando comparado com a Figura 4.1 com todos os poços, que foi de 0,9211.
