DALMO DE SOUZA AMORIM JUNIOR
METODOLOGIA PARA A REDUÇÃO DE CUSTOS NA PERFURAÇÃO DE POÇOS DE PETRÓLEO E GÁS
São Paulo 2008
DALMO DE SOUZA AMORIM JUNIOR
METODOLOGIA PARA A REDUÇÃO DE CUSTOS NA PERFURAÇÃO DE POÇOS DE PETRÓLEO E GÁS
Dissertação apresentada à Escola Politécnica da Universidade de São Paulo para obtenção do Título de Mestre em Engenharia
Área de Concentração: Engenharia Mineral Orientador: Prof. Dr. Wilson Siguemasa Iramina
São Paulo
i FICHA CATALOGRÁFICA
Amorim Junior, Dalmo de Souza
Metodologia para a redução de custos na perfuração de po- ços de petróleo e gás / Dalmo de Souza Amorim Junior. -- São Paulo, 2008.
135 p.
Dissertação (Mestrado) - Escola Politécnica da Universidade de São Paulo. Departamento de Engenharia de Minas e de Petróleo.
1.Petróleo 2.Gás natural 3.Perfuração 4.Custo econômico (Redução; Projeto) I.Universidade de São Paulo. Escola Politéc- nica. Departamento de Engenharia de Minas e de Petróleo II.t.
DEDICATÓRIA
iii
AGRADECIMENTOS
o Aos amigos Daniel e Luciana, que me encorajaram a começar e a seguir em frente neste projeto de Mestrado o Aos professores Tomi e Ricardo, pelo entusiasmo com
que me contagiaram no início e na pós-graduação formal o À professora Carol, pelo apoio em momentos críticos o Ao meu pai e aos meus irmãos Dalton e Katia, pelo
suporte dado na revisão e impressão deste trabalho o Ao professor Wilson, meu orientador, que pacientemente
me apoiou nesta jornada
RESUMO
A programação bem-sucedida das trocas das brocas de perfuração tem estado mais ligada à experiência do que a um método formal que permita a tomada de decisões acertadas. Retirar uma broca do poço depois do momento correto implica em risco de acidentes, baixo rendimento e custo operacional crescente. Retirar antes do momento correto implica perda de rendimento potencial, inclusive porque a vida útil remanescente normalmente é insuficiente para justificar nova manobra de descida.
Nesta dissertação, são discutidos critérios de definição do momento exato de retirada da broca do poço e, adicionalmente, é sugerida uma metodologia de redução de custos de perfuração, realizada através de um padrão de análise de custos métricos de perfuração e desempenhos operacionais de poços anteriormente perfurados na mesma região ou campo. Esta análise visa definir as brocas a serem utilizadas nos poços vindouros tendo como critério a minimização do custo métrico de perfuração, bem como antecipar o custo mais provável do poço a ser perfurado.
O uso de recordes como metas contém riscos, uma vez que resultados pontuais muito favoráveis dependem de uma conjunção de fatores, como litologia favorável, fluido de perfuração adequado e disponibilidade de energia mecânica e hidráulica – que podem não se repetir em outros poços, mas precisam ser detectados e analisados adequadamente. O ideal é a execucão da perfuração até à profundidade final com o menor custo operacional possível, rápido início da produção, evitando acidentes pessoais ou danos ao meio-ambiente, e sem gerar problemas para o futuro dos poços do campo, como colisão de trajetórias ou indução de desgastes nos revestimentos (DYER, 1984). Em tempos de descoberta dos campos conhecidos como “Pré-Sal”, a realização dos poços em menor prazo e ao menor custo poderá antecipar à sociedade brasileira recursos relevantes para o seu desenvolvimento.
v
ABSTRACT
The success of a Bit Program of a well has been more related to personal experience than to a formal method that leads to the best decisions. Pulling a bit out the hole after the correct moment implies in risks of accidents, in working with low performances or in higher operational costs. Pulling the bit before the correct moment implies in loss of potential performance, once the remaining life of the bit usually is insufficient to justify the cost of a trip to rerun it. In this thesis we discuss criteria of how to define the correct moment to pull a bit out of the hole, optimizing costs, avoiding accidents and concluding the well in the shortest time. Additionally it is suggested a method to reduce drilling costs using of a pattern to analyze costs and performances of wells previously drilled in the same area or field. This analysis intends to define the bits to be used in the next wells, having as main criteria the selection of the bits that lead to the lowest cost per meter. Usage of field records as targets contains risks, once these results are many times a lucky conjunction of factors as favorable lithology, adequate drilling fluid properties, availability of mechanical and hydraulic energy at the bit, among others, which might not be repeated at the same time in other wells, even though these records are important and must be adequately detected and analyzed. The ideal is to drill fast, without structural or operational problems to the final depth at the lowest cost, putting well to produce as soon as possible, without personal or environmental accidents, collision to other existing wells, or inducing casing wear (DYER, 1984). In the present time, when the discoveries of the fields known as “Pre-Salt” are being made, the anticipation of drilling and producing these wells at minimum cost might anticipate to the society important resources for its development.
SUMÁRIO
Lista de Ilustrações ix
Lista de Gráficos x
Lista de Tabelas xii
Lista de Abreviaturas e Siglas xiii
Lista de Equações xv
Glossário xvii
1. INTRODUÇÃO 1
1.1 Apresentação do Problema 1
1.2 Revisão Bibliográfica 6
1.2.1 Pequeno histórico 6
1.2.2 Mercado produtor e consumidor do bem mineral no Brasil 7 1.2.3 Tendências na exploração e consumo mundial de petróleo 8
1.2.4 Preço de petróleo ou gás 9
1.2.5 Limitação no número de publicações específicas de otimização
de perfuração 9
1.2.6 Justificativa: a atualidade do tema 11
1.2.7 Programa de Poço 11
1.2.8 Boletim Diário de Perfuração 13
1.2.9 Bit Record 14
1.3 Objetivos 15
1.4 Justificativa 16
2. DISCUSSÃO DO MODELO 17
2.1 Programação das brocas de um poço 17
2.2 O registro dos tempos produtivos 19
2.3 Definição de Custo Métrico 19
2.4 Análise dos elementos formadores de custo 21
2.4.1 CB – Custo de Broca 21
2.4.2 CH – Custo Horário de Sonda 22
2.4.3 HM – Horas de Manobra 23
3. METODOLOGIA DE TRABALHO 26
vii
3.3 Choque de culturas 27
3.4 Coleta e organização dos dados 28
3.5 Utilização dos dados compilados 29
3.6 Mercados 30
3.7 Dados e resultados 31
4. RESULTADOS 33
4.1 Estudo de caso: Análise crítica de operações de manobra em sondas offshore
34
4.1.1 Equações 36
4.1.2 Determinação da fórmula para Horas de Manobra (HM) 37
4.1.3 Manuseio de BHA 38
4.1.4 Retirando a coluna (RC) 40
4.1.5 Descendo a coluna (DC) 41
4.1.6 Tempo total de manobra 42
4.2 Análise do Custo Métrico durante operações de perfuração 43
4.2.1 Componente Custo da Broca - CB 45
4.2.2 Componente Custo da Manobra – HM 46
4.2.3 Componente Horas de Operação – HR 48
4.2.4 Cálculo do custo métrico 49
4.2.5 Custo de um trecho perfurado pela broca 50 4.3 Proposta para a retirada de uma broca qualquer do poço 51 4.4 Análise gráfica de um conjunto de brocas em um poço 53
4.5 Interpolação de pontos 55
4.5.1 Resultados individuais 56
4.6 Desenvolvimento da metodologia – Estudo de caso 57 4.6.1 Apresentação de todos os resultados do campo 58
4.6.2 Modificação da escala de exibição 59
4.6.3 Geração da curva Amorim 60
4.6.4 Análise do gráfico: bons e maus resultados 62 4.7 Filtragem de Resultados: Curva de Aprendizagem 63
4.7.1 Custos atingidos nos anos 1980 64
4.7.2 Custos atingidos nos anos 90 65
4.7.3 Custos atingidos após o ano 2000 66
4.7.4 Compilação de resultados 67
4.8 Filtragem de resultados: planejamento de fases 67 4.9 Filtragem dos Resultados: brocas de 12.1/4” – PDC x tricônicas 68 4.10 Filtragem dos Resultados: brocas de 8.1/2” – PDC x tricônicas 71 4.11 Filtragem dos Resultados: brocas de 12.1/4” – brocas tricônicas
de insertos x dentes de aço 72
4.12 Filtragem dos Resultados: brocas de 8.1/2” – brocas tricônicas de
insertos x dentes de aço 73
4.13 Filtragem dos Resultados: brocas de 8.1/2” – brocas de insertos
com diferentes códigos IADC 75
4.14 Conclusões do estudo 76
4.14.1 Secção de 26” 76
4.14.2 Secção de 17.1/2” 76
4.14.3 Secção de 12.1/4” 76
4.14.4 Secção de 8.1/2” 78
4.15 Desconstrução de resultados 78
4.15.1 Montagem dos gráficos de análise de desempenho 80
4.15.2 Análise de resultado 82
4.15.3 Recomendações técnicas: validação de proposta técnica 84 4.15.4 Apresentação da curva Amorim sob formato log normal 87
5. DISCUSSÃO 88
5.1 Modelo de interpretação dos resultados 88
5.2 Aplicações 88
5.3 Dificuldades encontradas na elaboração deste trabalho 89 5.4 Perspectivas de desenvolvimento ulterior do modelo 89
5.5 Críticas aos modelos existentes 90
6. CONCLUSÕES 92
7. ANEXOS 96
7.1 Litoestratigrafia da Bacia do Paraná 96
7.2 Banco de Dados do campo “P” 97
8. REFERÊNCIAS BIBLIOGRÁFICAS 109
