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UNIVERSIDADE FEDERAL DO RIO GRANDE DO NORTE
CENTRO DE TECNOLOGIA
CURSO DE ENGENHARIA DE PETRÓLEO
TRABALHO DE CONCLUSÃO DE CURSO
ABANDONO PERMANENTE DE POÇOS PETROLÍFEROS: COMPARATIVO
ENTRE A PORTARIA ANP N°25/2002 E O NOVO REGULAMENTO DO SISTEMA
DE GERENCIAMENTO DA INTEGRIDADE DE POÇOS (SGIP) PUBLICADO NO
DOU EM 3.11.16
Nayara Nagly de Araújo Sobrinho
Orientador: Prof. Dr. Flávio Medeiros Júnior
Natal-RN
Novembro de 2016
NAYARA NAGLY DE ARAÚJO SOBRINHO
ABANDONO PERMANENTE DE POÇOS PETROLÍFEROS: COMPARATIVO
ENTRE A PORTARIA ANP N°25/2002 E O NOVO REGULAMENTO DO SISTEMA
DE GERENCIAMENTO DA INTEGRIDADE DE POÇOS (SGIP) PUBLICADO NO
DOU EM 3.11.16
Trabalho de Conclusão de Curso apresentado ao
Curso de Engenharia de Petróleo da Universidade
Federal do Rio Grande do Norte como requisito
parcial na obtenção do título de Engenheiro de
Petróleo.
Orientadora: Prof. Dr. Flávio Medeiros Júnior
NATAL/RN
Novembro de 2016
DEDICATÓRIA Dedico este trabalho aos meus pais, Rosany
Bento e Francisco de Assis, que nunca
hesitaram e tampouco mediram esforços para
que eu pudesse chegar aonde eu quisesse.
AGRADECIMENTOS
O primeiro e maior agradecimento eu devo a Deus. Pelo dom da vida, por ter me
ajudado na realização dos meus sonhos, por não ter me abandonado e por, recentemente, ter
me feito compreender tanta coisa em tão pouco tempo.
Aos meus pais, Francisco de Assis e Rosany Bento, eu devo toda a minha gratidão.
Devo uma vida maravilhosa e regada de amor, apoio e suporte. Devo o que sou e todas as
minhas vitórias a vocês.
Ao meu irmão, José Carlos, sou muito grata pelo companheirismo e por todas as vezes
que demonstrou amor nas suas atitudes.
A André Uehara, meu imenso obrigado, desde sempre. Por nunca ter desistido, por ter
sido exatamente o mesmo em dias cinzas e em dias coloridos, pela paciência, pelo sorriso,
pelo amor e por não ter soltado a minha mão. Essa vitória também é sua.
Ao meu irmão de brincadeira, Pedro Paulino, agradeço por quem você é e por sua
amizade verdadeira que a vida já mostrou ser para sempre.
Volto também minha imensa gratidão aos professores que formam o corpo docente do
curso de Engenharia de Petróleo da UFRN. Todos bastante capacitados e dispostos a
contribuir com o aprendizado de todos os alunos. Entretanto, gostaria de dirigir um
agradecimento especial aos professores: Flávio Medeiros, Gustavo Lira, José Altamiro,
Jennys Lourdes, Marcos Allyson, Lindemberg de Jesus, Wilaci Fernandes, Vanessa Santanna
e Sérgio José. Com toda certeza vocês são profissionais inspiradores e que fazem toda a
diferença por onde passam. A Flávio Medeiros, meu muito obrigado por servir de inspiração
como ser humano e como profissional - obrigada também por aceitar orientar esse trabalho e
por toda a paciência e apoio depositados. A José Altamiro, obrigado por passar verdade,
simplicidade e mostrar que a humildade deve sempre prevalecer, independente de quem seja.
A Wilaci Fernandes, muito obrigado por ser um ser humano tão inspirador, de um sorriso
motivador, de uma energia positiva e contagiante e pela humildade sempre refletida no seu
comportamento. A Sérgio José, obrigado por servir de exemplo como força, por transmitir
equilíbrio e pela compreensão quando precisei.
Dirijo também meus agradecimentos aos amigos e colegas que pude fazer durante toda
essa trajetória. Agradeço a todos vocês que marcaram minha vida, me ajudaram acadêmica e
pessoalmente e contribuíram para minha evolução e amadurecimento. Agradeço ao Picolé
Friends pelos momentos únicos. Uma gratidão com um toque bem especial é destinada a
Alyson Dantas, Beatriz Bruna, Felipe Gama e Liélson Andrade. Alyson Dantas, em um
mundo cheio de críticos, você escolheu ser incentivador e, por essas e por outras é que eu
admiro você – obrigada também por me fazer conhecer Thállius Moraes e Felipe Lima, como
eu te agradeço por isso. Bia, agradeço muito por sua amizade nessa reta final da trajetória.
Obrigada por ter sido fundamental em um período tão delicado, pelos doces, pelas correções
textuais, pelos projetos e sonhos. Que seja apenas o começo. Felipe, obrigado por me mostrar
todos os dias a arte da paciência e do no stress, obrigada também por ter sido tão amigo e
pelas risadas. Liélson, um imenso obrigado por todos os momentos, apoio e amizade em dias
bons e ruins. Você é uma pessoa maravilhosa e, com certeza, Deus está guardando coisa
muito boa para você.
Só hoje aceito e entendo o porquê dessa trajetória ter levado mais tempo do que o
necessário. Foi algo muito além de uma carreira acadêmica a fim de se tornar profissional, foi
também um período de autoconhecimento, evolução e amadurecimento. Parece mesmo que
eu tinha que conhecer todos vocês e, sim, viver tudo que vivi para ser o que sou hoje.
Agradeço também a Gustavo Lira e Ygor Alexandre por se disporem a participar da
banca examinadora e a WELLBARRIER® por tornar possível a elaboração dos esquemáticos
presentes neste trabalho.
Por fim, a todos vocês que, de alguma forma influenciaram e influenciam minha vida,
meu muito obrigada!
SOBRINHO, Nayara Nagly de Araújo. Abandono permanente de poços petrolíferos:
comparativo entre a Portaria ANP n°25/2002 e o novo regulamento do Sistema de
Gerenciamento da Integridade de Poços (SGIP) publicado no DOU em 3.11.16. Trabalho
de Conclusão de Curso. Coordenação do Curso de Engenharia de Petróleo. Universidade
Federal do Rio Grande do Norte, Natal-RN, 2016.
Orientador: Prof. Dr. Flávio Medeiros Júnior
RESUMO
Uma das etapas cruciais durante o ciclo de vida de poços petrolíferos é o seu abandono, que
pode ser temporário ou permanente. Em ambos os casos, o objetivo do abandono é evitar o
fluxo de fluido não intencional de hidrocarbonetos para o meio ambiente, garantir a segurança
humana e ambiental, além de evitar acidentes. A indústria petrolífera, dada sua dimensão e
suas características inerentes, é bastante impactada pela ocorrência de incidentes e seus danos
podem ser grandes em termos de perda de vidas humanas, elevados prejuízos econômicos e
ambientais. Grandes acidentes já ocorridos representam marcos que devem ser observados
pela indústria, a fim de se propor medidas e ações preventivas, corretivas e mitigadoras. A
regulamentação deve ser capaz de acompanhar a evolução tecnológica dessa atividade. No
Brasil, o órgão regulador da indústria petrolífera é a Agência Nacional de Petróleo, Gás
Natural e Biocombustíveis (ANP). Por anos, o dispositivo regulador de abandono de poços foi
a Portaria ANP n° 25/2002, mas, recentemente, foi revogada por se tratar de uma
regulamentação de caráter altamente prescritivo, não abordar um grande número de casos e
tampouco os conceitos atuais das melhores práticas da indústria e por estar considerada como
obsoleta. O Sistema de Gerenciamento de Integridade de Poços (SGIP) surge como uma
proposta para suprir as lacunas regulatórias quanto ao gerenciamento da integridade de poços
no Brasil e aborda todo o ciclo de vida do poço. Face a esse momento transitório quanto aos
procedimentos de abandono de poços, esse trabalho visa realizar um comparativo quanto a
casos específicos de abandono permanente de poços de petróleo, com base nessas duas
regulamentações.
Palavras-Chave: Abandono permanente de poços; Gerenciamento da integridade de poços;
Portaria ANP n° 25/2002; SGIP.
SOBRINHO, Nayara Nagly de Araújo. Permanent oil well abandonment: a comparative
study between ANP Ordinance N° 25/2002 and the recent regulation of the Sistema de
Gerenciamento de Integridade de Poços (SGIP) [Well Integrity Management System]
published on DOU on 11.3.16. Trabalho de Conclusão de Curso. Coordenação do Curso de
Engenharia de Petróleo. Universidade Federal do Rio Grande do Norte, Natal-RN, 2016.
Orientador: Prof. Dr. Flávio Medeiros Júnior
ABSTRACT
One of the crucial stage during the oil wells life cycle is its abandonment, which may be
temporary or permanent. In both cases, the abandonment aim is to prevent unintentional flow
of hydrocarbons into the environment, to ensure human and environmental safety, as well as
to prevent accidents. The oil industry, given its size and inherent characteristics, is intensely
impacted by the occurrence of incidents and its damage can be large in terms of loss of human
lives and strong economic and environmental damage. Major accidents that have already
occurred represent milestones that must be analyzed by the industry in order to propose
preventive, corrective and mitigating measures and actions. Regulation should be able to keep
pace with the technological evolution of this industry. In Brazil, the oil industry regulator is
the Agência Nacional de Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP) [National Agency
for Petroleum, Natural Gas and Biofuels]. For years, the well abandonment regulation was
ANP Ordinance N°. 25/2002, however it will be replaced in a near future because it is a
highly prescriptive regulation, does not include a large number of cases and the best practices
in the industry and because it is considered obsolete. The Sistema de Gerenciamento de
Integridade de Poços (SGIP) [Well Integrity Management System] emerges as a proposal to
correct deficiencies in the management of well integrity in Brazil and comprises the entire life
cycle of the well. This study aims at comparing the specific cases of permanent oil well
abandonment, based on these two regulations.
Keywords: permanent oil well abandonment; well integrity management system; ordinance
ANP n° 25/2002; SGIP.
LISTA DE ILUSTRAÇÕES
Figura 1: Cadeia produtiva do petróleo.....................................................................................16
Figura 2: Segmentos primários do mercado de equipamentos e serviços para exploração e
produção. ..................................................................................................................................16
Figura 3: Tampão para isolamento do intervalo permeável......................................................28
Figura 4: Tampão para isolamento da transição entre intervalo aberto e revestimento............28
Figura 5: Tampão para isolamento do intervalo aberto de acordo com a norma Norsok D 0-10
...................................................................................................................................................29
Figura 6: Tampão de cimento quando posicionado dentro de revestimento e com tampão
mecânico como base, de acordo com a norma Norsok D 0-10.................................................29
Figura 7: Tampão de cimento situado na transição entre intervalo aberto e revestimento, de
acordo com a norma Norsok D 0-10.........................................................................................29
Figura 8: Abandono permanente de poço em terra, com intervalo aberto e equipado com liner,
com base na Portaria ANP n°25/2002.......................................................................................31
Figura 9: Abandono permanente de poço em terra, com intervalo aberto e equipado com liner,
com base no SGIP.....................................................................................................................31
Figura 10: Abandono permanente de poço no mar, com intervalo aberto e equipado com liner,
com base na Portaria ANP n°25/2002.......................................................................................31
Figura 11: Abandono permanente de poço no mar, com intervalo aberto e equipado com liner,
com base no SGIP.....................................................................................................................31
Figura 12: Abandono permanente de poço em terra, com intervalo aberto e sem liner, com
base na Portaria ANP n°25/2002..............................................................................................33
Figura 13: Abandono permanente de poço em terra, com intervalo aberto e sem liner, com
base no SGIP.............................................................................................................................33
Figura 14: Abandono permanente de poço no mar, com intervalo aberto e sem liner, com base
na Portaria ANP n°25/2002.......................................................................................................33
Figura 15: Abandono permanente de poço no mar, com intervalo aberto e sem liner, com base
no SGIP.....................................................................................................................................33
Figura 16: Possibilidade de posicionamento de tampões para isolamento do intervalo
canhoneado mais raso, de acordo com a Portaria ANP n° 25/2002..........................................34
Figura 17: Possibilidade de tampão de cimento para isolamento do intervalo canhoneado mais
raso, de acordo com a Portaria ANP n° 25/2002......................................................................34
Figura 18: Abandono permanente de poço em terra, com uma zona canhoneada e equipado
com liner, com base na Portaria ANP n°25/2002.....................................................................36
Figura 19: Abandono permanente de poço em terra, com uma zona canhoneada e equipado
com liner, com base no SGIP....................................................................................................36
Figura 20: Abandono permanente de poço no mar, com uma zona canhoneada e equipado com
liner, com base na Portaria ANP n°25/2002.............................................................................36
Figura 21: Abandono permanente de poço no mar, com uma zona canhoneada e equipado com
liner, com base no SGIP...........................................................................................................36
Figura 22: Abandono permanente de poço em terra, com uma zona canhoneada e sem liner,
com base na Portaria ANP n°25/2002.......................................................................................38
Figura 23: Abandono permanente de poço em terra, com uma zona canhoneada e sem liner,
com base no SGIP.....................................................................................................................38
Figura 24: Abandono permanente de poço no mar, com uma zona canhoneada e sem liner,
com base na Portaria ANP n°25/2002.......................................................................................38
Figura 25: Abandono permanente de poço no mar, com uma zona canhoneada e sem liner,
com base no SGIP.....................................................................................................................38
Figura 26: Primeira opção de posicionamento de tampão de cimento para isolamento de
intervalo canhoneado, de acordo com a Portaria ANP n° 25/2002...........................................39
Figura 27: Segunda opção de posicionamento de tampões para isolamento de intervalo
canhoneado, de acordo com a Portaria ANP n° 25/2002..........................................................39
Figura 28: Terceira opção de posicionamento de tampão de cimento para isolamento de
intervalo canhoneado, de acordo com a Portaria ANP n° 25/2002...........................................39
Figura 29: Abandono permanente de poço em terra, com duas zonas canhoneadas e equipado
com liner, com base na Portaria ANP n°25/2002.....................................................................41
Figura 30: Abandono permanente de poço em terra, com duas zonas canhoneadas e equipado
com liner, com base no SGIP....................................................................................................41
Figura 31: Abandono permanente de poço no mar, com duas zonas canhoneadas e equipado
com liner, com base na Portaria ANP n°25/2002.....................................................................41
Figura 32: Abandono permanente de poço no mar, com duas zonas canhoneadas e equipado
com liner, com base no SGIP....................................................................................................41
Figura 33: Abandono permanente de poço em terra, com duas zonas canhoneadas e sem liner,
com base na Portaria ANP n°25/2002.......................................................................................43
Figura 34: Abandono permanente de poço em terra, com duas zonas canhoneadas e sem liner,
com base no SGIP.....................................................................................................................43
Figura 35: Abandono permanente de poço no mar, com duas zonas canhoneadas e sem liner,
com base na Portaria ANP n°25/2002.......................................................................................43
Figura 36: Abandono permanente de poço no mar, com duas zonas canhoneadas e sem liner,
com base no SGIP.....................................................................................................................43
LISTA DE NOMECLATURAS E ABREVIAÇÕES
ANP Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis
CSB Conjunto Solidário de Barreiras
DHSV / SSSV Downhole Safety Valve – Válvula de Segurança do Fundo do Poço
IBP Instituto Brasileiro de Petróleo, Gás e Biocombustíveis
SGIP Sistema de Gerenciamento de Integridade de Poços
SGSO Sistema de Gerenciamento de Segurança Operacional
SUMÁRIO
1 INTRODUÇÃO ..................................................................................................................... 14
2 REFERENCIAL TEÓRICO .................................................................................................. 16
2.1 A Etapa de Abandono de Poço ....................................................................................... 16
2.2 Barreiras de Poço e Conjunto Solidário de Barreiras ..................................................... 19
2.3 Competências da ANP .................................................................................................... 20
2.4 Regulamentação .............................................................................................................. 21
2.4.1 Histórico de Desenvolvimento da Regulamentação .................................................... 21
2.4.2 Portaria ANP N° 25, de 6.3.2002 – DOU 7.3.2002 ..................................................... 22
2.4.3 Sistema de Gerenciamento da Integridade de Poços ................................................... 22
2.5 Considerações Gerais com Base na Portaria ANP N°25/2002 ....................................... 24
2.6 Considerações Gerais, Acerca de Abandono de Poços, com Base no Regulamento
Técnico do SGIP ................................................................................................................... 26
2.7 Período de Adequação ao SGIP ...................................................................................... 27
3 DESENVOLVIMENTO ........................................................................................................ 28
3.1 Comparativos de Abandonos Permanentes de Poços com Base na Portaria ANP N°
25/2002 e com Base no SGIP ............................................................................................... 28
3.1.1 Poço com Intervalo Aberto .......................................................................................... 28
3.1.1.1 Poço com Intervalo Aberto com Liner...................................................................... 29
3.1.1.2 Poço com Intervalo Aberto sem Liner ...................................................................... 32
3.1.2 Poço com Uma Zona Canhoneada ............................................................................... 34
3.1.2.1 Poço com uma Zona Canhoneada e com Liner ........................................................ 34
3.1.2.2 Poço com uma Zona Canhoneada e sem Liner ......................................................... 37
3.1.3 Poço com Duas Zonas Canhoneadas ........................................................................... 39
3.1.3.1 Poço com Duas Zonas Canhoneadas e com Liner .................................................... 40
3.1.3.2 Poço com Duas Zonas Canhoneadas e sem Liner .................................................... 42
4 CONCLUSÕES ..................................................................................................................... 44
REFERÊNCIAS ....................................................................................................................... 45
14
1 INTRODUÇÃO
O abandono de um poço é uma consequência natural das operações em poços de
petróleo e gás natural. Por mais que seja um procedimento que não gera receitas para a
companhia, é imprescindível que seja feito com grande responsabilidade, tendo em
vista que a integridade do meio ambiente pode ser gravemente afetada. Os principais
objetivos de realizar o abandono de um poço são: impedir que algum fluido proveniente de
formações mais pressurizadas na subsuperfície entre em contato com outras formações, com
o oceano, com o lençol freático ou mesmo com a terra; proteger as reservas que ainda restam
no reservatório e atender a todos os requisitos legais impostos por órgãos reguladores. Para
atingir tais metas, o requisito mais fundamental é que não existam caminhos através dos
quais os fluidos consigam migrar das formações mais pressurizadas para a superfície. Dessa
forma, o abandono do poço consiste em criar barreiras ao fluxo. (MALOUF, 2013)
De acordo com a ANP, com base em dados de 2010 a 2015, são abandonados
permanentemente em média 391 poços por ano no país. A maior parte dos abandonos
permanentes se refere a poços marítimos. Dados os números de poços e suas diversidades, é
requerida uma regulamentação que verse sobre abandono e abranja todos os casos possíveis.
Incidentes de grande magnitude ocorridos nas décadas de 1970 e 80 tornaram-se
importantes marcos para a transição de uma regulamentação prescritiva para uma baseada em
parâmetros de desempenho e gestão (performance). Ainda assim, grandes acidentes
continuaram a ocorrer, um exemplo disso foi o que houve em 2010 no prospecto de
Macondo, EUA.
O acidente no prospecto de Macondo ocorreu na sonda Deepwater Horizon,
contratada pela British Petroleum (BP), para exploração em águas ultra profundas e resultou
na morte de 11 pessoas. Houve também perda total da unidade de perfuração e moratória das
atividades de perfuração no Golfo do México norte americano. Além disso, incluem-se os
vastos danos à economia local e ao meio ambiente por quase 5 milhões de barris de petróleo
extravasados para o mar - o que equivaleria a dois dias da produção nacional brasileira. Após
investigações, foram verificadas importantes falhas relacionadas ao gerenciamento da
integridade de poços. O acidente em Macondo resultou na reformulação dos agentes
reguladores norte-americanos e na introdução de um modelo misto: de essencialmente
prescritivo para a obrigatoriedade de um sistema de gestão baseado em metas de segurança e
no gerenciamento do risco das atividades.
Ademais, por a indústria petrolífera ser bastante globalizada, se requer uma
15
regulamentação que seja pautada nas melhores práticas da indústria e com base nas normas
internacionais. Nesse contexto, e para sanar a lacuna regulatória brasileira que aborde
adequadamente um sistema de gerenciamento da integridade do poço, cria-se o Sistema de
Gerenciamento de Integridade de Poços (SGIP) e revoga-se a Portaria ANP n° 25/2002, que
versa sobre abandono de poços de petróleo.
Por fim, diante do momento transitório da regulamentação brasileira no tocante ao
abandono de poços, esse trabalho consiste na realização de um estudo teórico a fim de criar
um cenário comparativo entre o abandono de poços com base na Portaria ANP N° 25, de
6.3.2002, e com base no Regulamento Técnico do Sistema de Gerenciamento da Integridade
de Poços (SGIP). O SGIP foi aprovado pela Resolução ANP N° 46, de 1.11.2016, publicado
no Diário Oficial em 3.11.2016. Apesar de ambas regulamentações tratarem dos dois tipos de
abandono de poços, temporário e permanente, o presente trabalho terá seu foco no abandono
permanente.
16
2 REFERENCIAL TEÓRICO
2.1 A Etapa de Abandono de Poço
O abandono de poço é uma etapa que está compreendida no ciclo de vida de um poço,
que tem início no projeto, passando em seguida pela construção, produção, intervenção e
abandono. Refere-se, portanto, à última atividade da cadeia produtiva petrolífera de
exploração e produção. A figura 1 ilustra a cadeia produtiva do petróleo:
Figura 1: Cadeia produtiva do petróleo. Fonte: Sebrae1
A figura 2 faz a esquematização do mercado de exploração e produção de petróleo,
explicitando que o abandono de poços se situa na etapa final desse ciclo.
Figura 2: Segmentos primários do mercado de equipamentos e serviços para exploração e produção.2
1Disponível em: <https://www.sebrae.com.br/Sebrae/Portal%20Sebrae/Anexos/Informacoes%20sobre%20a%20 Cadeia%20Produtiva%20do%20Petroleo.pdf> Acesso em dezembro 2016. 2Disponível em: <http://machadoconsulting.com.br/panorama-do-setor-de-petroleo-e-gas-no-brasil-visao-atual/> Acesso em dezembro 2016.
17
Em sua Portaria N° 25, de 06/03/2002, a ANP define o abandono de poço como uma
série de operações destinadas a assegurar o perfeito isolamento das zonas de petróleo e/ou gás
e também dos aquíferos existentes, de modo a prevenir a migração dos fluidos entre as
formações, seja pelo poço, seja pelo espaço anular entre o poço e o revestimento; e a
migração de fluidos à superfície do terreno ou fundo do mar. Esse abandono pode ser
permanente, quando não houver interesse de retorno ao poço; ou temporário, quando por
qualquer razão houver interesse de retorno ao poço.
O SGIP tem como um dos pilares o conceito de Conjunto Solidário de Barreiras,
conceituando o abandono de poço como a etapa que compreende o estabelecimento dos CSB
para os abandonos temporários ou permanentes, visando à integridade atual e futura do poço.
Trata-se de uma operação que requer a máxima eficiência, sem sacrificar a segurança e
que evite ao máximo o impacto ao meio ambiente e acidentes futuros. Sua importância se
justifica na segurança e preservação do meio ambiente.
Em um projeto petrolífero, o processo de estimação de custos é ponto crucial e,
portanto, o custo de desativação e abandono de poços deve ser estimado desde o momento
inicial.
No projeto de produção de um reservatório de petróleo há que ser lembrado que além dos investimentos iniciais, como perfuração de poços, análise de rochas e de fluidos em laboratório, compra e instalação de equipamentos, construção de estações para coleta do petróleo, etc., também existem os custos para manter o sistema em operação. À medida que o tempo vai passando a produção de petróleo vai decrescendo, tendendo-se à situação em que a receita proveniente da venda do petróleo é insuficiente para cobrir as despesas de manutenção da operação. Essa é a condição de abandono do projeto. (Thomas, 2004, p. 196 e 197).
Há também outros motivos que justificam o abandono de poços:
O campo petrolífero pode ser abandonado por diversos fatores como: i) a jazida apresentou não ser viável economicamente (poço seco); ii) o campo começou a apresentar custos superiores que as receitas auferidas e então passou a não ser viável; iii) campo deixou de produzir petróleo; iv) devido a algum acidente tornou-se não econômico produzir no campo; v) devido a estratégia da empresa; vi) campo apresentar riscos para os trabalhadores ou para a comunidade (ARRUDA, 2015, p. 55).
Os custos de abandono, que se referem a desmantelamento, remoção e restauração do
ambiente, são fatores fundamentais na análise de viabilidade econômica do projeto
petrolífero. Isso porque, em alguns casos, são extremamente elevados a ponto de exceder os
investimentos referentes à construção da infra-estrutura e instalação dos equipamentos
necessários a produção (JENNING, FEITEN e BROCK, 2000).
18
Os maiores custos incidem no abandono definitivo, ainda mais se a operação for marítima (offshore), visto existir a necessidade de desmontagem das instalações e equipamentos, remoção da plataforma e outras estruturas, além da recuperação de superfície oceânica. (SANTOS, SILVA e SANCOVSCHI, 2006, p. 5).
Segundo Santos, Silva e Sancovschi (2006, p. 7), “Os custos de abandono do poço, da
remoção da infraestrutura da plataforma e da restauração do local, dependem de fatores como
as características físicas do poço e estruturas, da localização, do tipo de contrato, das opções
disponíveis, da preferência pelos operadores, das condições de mercado, da ocorrência e
duração de eventos exógenos (eventos climáticos) e das estratégias de negociação” (apud
KAISER, 2005, p. 45).
Portanto, os valores envolvidos com a atividade de abandono são expressivos e, apesar
da dificuldade em estimá-los, trata-se de uma etapa da vida do poço determinante na
viabilidade do projeto, devido à sua obrigatoriedade de execução. Ademais, diante do atual e
desfavorável cenário econômico da indústria petrolífera, muitos campos deixam de ser
considerados rentáveis e o abandono de poço torna-se ainda mais determinante quanto à
viabilidade do projeto.
Tanto os abandonos temporários como os definitivos são realizados através de tampões de cimento ou mediante o assentamento de tampões mecânicos (brigde
plugs permanentes – BPPs). A diferença básica é que no abandono definitivo todo o equipamento de superfície é retirado, enquanto que no abandono temporário o poço permanece em condições de aceitar futuras intervenções (THOMAS, 2004, p. 168).
É válida a ressalva de que outros materiais tamponantes, além do cimento e o próprio
tampão mecânico, podem ser usados como barreira. Devem, portanto, apresentar similaridade
de desempenho.
Esse processo ocorre com a ajuda de uma unidade de intervenção que posiciona
diversos tampões de cimento no interior de revestimentos. Esses tampões possibilitam o
isolamento e vedação entre zonas com hidrocarbonetos, zonas vizinhas sem hidrocarbonetos e
zonas vizinhas com água salgada. Os intervalos criados entre os tampões de cimento ficam
preenchidos com fluido de perfuração ou completação. Com a presença desse isolamento se
torna possível cortar e recuperar trechos de coluna de revestimento intermediária para
reaproveitamento em outros poços. A coluna de revestimento de superfície é mantida no poço,
mas selada em suas partes inferior e superior, por tampões de cimento ou pela combinação
com tampões mecânicos. O revestimento de superfície será cortado abaixo da superfície ou do
fundo do mar e uma tampa é posta no topo do poço marítimo. Por fim, caso se trate de um
19
poço terrestre, o meio ambiente onde está situado o poço será restaurado após a retirada da
unidade de intervenção que realizou o abandono.
2.2 Barreiras de Poço e Conjunto Solidário de Barreiras
A Portaria ANP N° 25, de 6.3.2002 define barreira como uma separação física que
seja capaz de conter ou isolar fluidos de diferentes intervalos permeáveis. Podendo ser
classificada como:
Líquida: a barreira está na forma de coluna líquida à frente de um intervalo permeável
e deve apresentar pressão hidrostática suficiente para conter os fluidos e impedir seu fluxo
para o poço.
Sólida consolidada: sua principal característica é a de não se deteriorar no decorrer do
tempo. Tampões de cimento ou de materiais com desempenho similar, revestimentos
cimentados e anulares cimentados entre revestimentos são exemplos que podem constituir as
barreiras sólidas consolidadas.
Sólida mecânica: diferentemente da barreira sólida consolidada, a barreira sólida
mecânica é dita como temporária e pode ser constituída por: tampões mecânicos (permanente
ou recuperável), retentor de cimento, obturadores, válvulas de segurança e tampões mecânicos
no interior da coluna de produção e equipamentos de cabeça de poço.
Poços abandonados permanentemente devem ser tamponados com perspectiva eterna,
levando em consideração os efeitos de todos e quaisquer processos químicos e geológicos
previsíveis. Com base na norma internacional D-010 da Norsok, ter integridade suficiente
para atender ao período de suspensão3 é critério de aceitação do elemento de barreira. A
barreira primária tem a função de isolar a fonte de fluxo que pode ser: formação com pressão
normal ou alta pressão e formação permeável, além de isolar estas fontes da superfície ou
fundo do mar. A barreira secundária deve servir de suporte para a primária contra a ocorrência
de fluxo indesejável. Ainda em consonância com essa norma, devem ser características das
barreiras permanentes: integridade a longo prazo com perspectiva eterna, impermeabilidade,
não ser passível de encolhimento, capacidade de resistir a cargas/impactos mecânicos e a
substâncias químicas como H2S, CO2 e hidrocarbonetos, garantia de aderência do material da
barreira ao aço e não prejudicar a integridade dos tubos de aço.
3 Condição em que a operação do poço é suspensa sem haver remoção dos seus equipamentos de controle. Isso se aplica a poços sob construção ou intervenção.
20
A norma ISO/TS 16530-2, que trata da integridade de poços, conceitua elemento de
barreira de poço como um ou diversos componentes dependentes que são combinados para
formar um envelope de barreiras que, em conjunto, evita o fluxo descontrolado de fluidos
dentro ou fora de um poço. Um envelope de barreiras consiste na combinação de um ou
diversos elementos de barreira que juntos constituem em um método de contenção de fluidos
dentro de um poço, evitando o fluxo descontrolado de fluidos dentro ou fora do poço. O
primeiro envelope de barreiras de poço que os fluidos produzidos e/ou injetados contatam é
definido como barreira de poço primária. A barreira de poço secundária será definida como o
segundo conjunto de elementos de barreira que evitam o fluxo de uma fonte.
Tendo como referência normas internacionais, o relatório técnico do SGIP apresenta o
conceito de Conjunto Solidário de Barreiras para designar o conjunto de um ou mais
elementos que impeçam o fluxo não intencional de fluidos da formação para o meio externo e
entre intervalos do poço e, para tal, considera todos os caminhos possíveis.
O CSB Permanente é o conjunto que apresenta a perspectiva de impedir fluxo não
intencional de fluidos durante toda a vida do poço e deve se posicionar em formação
impermeável ao longo de uma seção integral do poço e com formação competente não
permeável na base do CSB. Cimento ou material com similaridade de desempenho devem ser
usados como elementos de barreira.
Os CSB primário e secundário são, respectivamente, o primeiro e o segundo CSB
estabelecidos para o controle de fluxo não intencional. Representam os controles primário e
secundário do poço.
A temática de integridade de poços tem seu suporte no estabelecimento e
determinação das barreiras e conjuntos solidários ou envelope de barreiras.
2.3 Competências da ANP
A ANP é um órgão vinculado ao Ministério de Minas e energia responsável por
regular as atividades ligadas à indústria petrolífera, de gás natural e biocombustíveis no
Brasil. Fica também sob sua responsabilidade a execução da política nacional para o setor
energético de petróleo, gás natural e biocombustíveis.
As finalidades da ANP podem ser agrupadas em três grandes esferas, sendo elas:
regular, contratar e fiscalizar.
O regulamento do setor de petróleo no Brasil ocorre pelo estabelecimento de regras
por meio de portarias, instruções normativas e resoluções.
21
A forma de atuação da ANP reflete a sua condição de promover licitações e firmar
contratos, em nome da União, com concessionários de exploração e explotação de petróleo e
gás natural, assim como autoriza as atividades das indústrias reguladas.
Na sua competência de fiscalização, a ANP busca o cumprimento da normatização nas
atividades das indústrias reguladas e, para tal, pode estabelecer convênios com outros órgãos
públicos.
Em adicional às atividades, a ANP também é tida como centro de referência em dados
e informações sobre a indústria de petróleo e gás natural, mantém um Banco de Dados de
Exploração e Produção (BDEP), promove estudos acerca do potencial petrolífero e
desenvolvimento da indústria, periodicamente desenvolve pesquisas em relação à qualidade e
preço dos combustíveis e lubrificantes, divulga estatísticas oficiais sobre reservas, produção e
descobertas no Brasil.
2.4 Regulamentação
Esse estudo se apoia na finalidade da ANP de regular a indústria petrolífera e de gás
natural no Brasil. Em termos de abandono de poços, a regulamentação brasileira dessa
atividade vive uma fase de transição da Portaria N° 25 da ANP para um sistema mais amplo e
interdisciplinar, o SGIP.
2.4.1 Histórico de Desenvolvimento da Regulamentação
Em sua nota técnica n°258/SSM/2016, a ANP apresenta o histórico de
desenvolvimento da regulamentação do SGIP e os fatores motivacionais para tal. A ANP
percebeu a necessidade em desenvolver mecanismos que verificassem o alinhamento entre
projetos de poço com as melhores práticas da indústria após os incidentes de underground
blowout ocorridos em 2011 e 2012 em duas áreas de Campo de Frade. Até então, acreditava-
se que o SGSO, destinado às instalações marítimas de perfuração, era o dispositivo mais
adequado para verificação dos aspectos de segurança operacional no que se remetia à gestão
de integridade de poços. As causas e fatores que levaram a esses incidentes no Campo de
Frade refletiram falhas no atendimento das melhores práticas da indústria e dos
procedimentos elaborados pelo agente regulador. Devido a isso, realizou-se uma profunda
revisão bibliográfica quanto aos melhores procedimentos vigentes na Indústria do Petróleo e,
em paralelo, iniciou-se o processo de reuniões com os principais Operadores do Contrato, IBP
e outras entidades de classe. Nesse ponto, a Agenda Regulatória da ANP dedicou-se a
desenvolver resoluções de perfuração de poços terrestres, projeto de poços e a revisar a
22
portaria ANP n° 25/2002. Com o tempo, houve unificação dessas propostas de
regulamentação para o estabelecimento de uma única resolução que abrangeria a gestão de
integridade de poços, de modo a contemplar poços terrestres e marítimos em todo o seu ciclo
de vida, ou seja, desde o projeto de poço até o abandono permanente. Nessa mesma época, de
elaboração da resolução única, foram realizadas análises da aderência dos projetos de
abandono permanente de poços exploratórios à Portaria ANP n° 25/2002 e às melhores
práticas da indústria.
Até o momento em que a regulamentação do SGIP fosse instituída, a Nota
Técnica n° 299/SSM/2014, de 02.09.2014, foi responsável por apresentar uma nova
abordagem transitória para as análises dos projetos de poços, devido à alta demanda para
aprovações de documentações de segurança operacional e autorização de início de atividade.
A aprovação do Regulamento Técnico do Sistema de Gerenciamento da
Integridade de Poços foi dada pela Resolução ANP N° 46, de 1.11.2016.
2.4.2 Portaria ANP N° 25, de 6.3.2002 – DOU 7.3.2002
Trata-se de um dispositivo regulatório estabelecido pela ANP e que aprova o
Regulamento Técnico N° 2/2002, o qual define e estabelece os procedimentos a serem
adotados no abandono de poços de petróleo e/ou gás, sejam eles exploratórios ou
explotatórios.
É uma norma que visa a garantia da segurança e preservação do meio
ambiente, através da aplicação dos procedimentos que garantam barreiras aos fluxos de
fluidos indesejáveis. Porém, se encontra obsoleta e não aborda os conceitos atuais das
melhores práticas da indústria de petróleo e gás, além de demandar dos Operadores do
Contrato consulta à ANP, uma vez que um grande número de casos não é previsto nessa
Portaria. Por se encontrar tecnicamente defasada em relação às melhores práticas da indústria,
será substituída pelo SGIP.
2.4.3 Sistema de Gerenciamento da Integridade de Poços
A temática de gerenciamento e garantia da integridade de poços decorre da
necessidade da indústria petrolífera assegurar que os poços se apresentem íntegros durante
todo o seu ciclo de vida.
De acordo com a norma internacional ISO/TS 16530-2, barreiras de poço são o
ponto fundamental do gerenciamento da integridade de poços. O objetivo principal do
23
gerenciamento de integridade de poços é manter sempre o controle de fluidos, a fim de evitar
a perda de confinamento para fora do poço, para o meio ambiente ou para as formações
perfuradas. Esse gerenciamento é alcançado pelo emprego e manutenção de um ou mais
envelopes de barreiras e deve ocorrer durante todas as etapas do ciclo de vida do poço.
Para que a integridade do poço seja assegurada, o SGIP requer a existência e
funcionalidade de, pelo menos, dois conjuntos solidários de barreira durante todo o ciclo de
vida do poço.
O objetivo do SGIP, assim como consta em seu relatório técnico, é o de
estabelecer os requisitos e diretrizes para a implementação e operação de um Sistema de
Gerenciamento da Integridade de Poços com vista a proteger a vida humana e o meio
ambiente, à integridade dos ativos da União, de terceiros e do operador do contrato. É um
sistema que deve ser aplicado durante todo o ciclo de vida dos poços destinados às atividades
de exploração e produção reguladas pela ANP, que visa a minimização dos riscos nessas
atividades e que, a partir do estabelecimento de práticas de gestão, apresenta requisitos
mínimos a serem atendidos para atingir seu objetivo.
Regulamentos prescritivos são aqueles que têm a característica de definir
elementos de ordem técnica e procedimental que os agentes regulados devem apresentar. Seu
foco se volta para requisitos específicos de estruturas, equipamentos e operações que
previnem acidentes e reduzem os riscos. As autoridades regulatórias especificam os requisitos
de segurança e fiscalizam a aderência às normas.
Por outro lado, regulamentos com foco em desempenho permitem maior
flexibilidade aos operadores sobre os meios para se atingir os objetivos especificados. Ocorre
uma identificação dos resultados a serem alcançados e se especifica práticas a serem atingidas
ou mantidas pela indústria. Nesse tipo de regulamentação, o regulador tem o papel de definir
requisitos mínimos de segurança que os agentes regulados precisam alcançar, através do
monitoramento do sistema de gerenciamento que permita o atendimento aos requisitos. Por
apresentarem maior flexibilidade quanto à introdução de inovações, quando comparadas com
regulamentos prescritivos, ocorre no mundo uma tendência crescente em se utilizar
regulamentações baseadas em desempenho.
De acordo com a Nota Técnica n° 258/SSM (2016, p. 24), “Conforme
supramencionado, a regulação internacional da indústria de petróleo e gás situa-se em um
espectro entre os requisitos prescritivos e os fundamentados em desempenho. Ressalta-se que
muitos dos regimes regulatórios incluem elementos com ambas abordagens” (apud
PEMBINA, 2016).
24
Devido ao desenvolvimento acelerado da Indústria de Petróleo e suas
características de complexidade e globalização, a prescrição específica de uma norma se torna
menos eficaz com o decorrer do tempo, isso porque a atualização dos regulamentos não
acompanha a velocidade de surgimento de novas tecnologias.
Sendo assim, o SGIP surge como uma opção para sanar lacunas regulatórias
presentes no atual arcabouço regulatório da ANP, de modo que possa normatizar todas as
atividades pertinentes ao ciclo de vida dos poços de petróleo e gás natural. Foi um sistema
desenvolvido com base em uma vasta revisão bibliográfica acerca de normas, regulamentos
internacionais e melhores práticas da indústria. É uma regulamentação, assim como as demais
resoluções de segurança operacional da ANP, que tem sua proposta firmada na filosofia de
melhoria contínua de seu desempenho no decorrer de todo o ciclo de vida do poço.
Apesar do Regulamento Técnico do SGIP conter alguns elementos prescritivos,
é fundamentalmente um instrumento com base no desempenho. Isso porque possibilita à
indústria um leque considerável, quanto ao modo de alcançar resultados de gestão da
integridade de poços, no momento em que especifica os requisitos mínimos que devem estar
cobertos pelo sistema de gestão dos Operadores do Contrato, sem necessariamente prescrever
normas ou códigos a serem utilizados. Representa, portanto, uma regulamentação que permita
alcançar os resultados desejados, sem que haja restrição ao processo de inovação tecnológico
da indústria petrolífera. O SGIP enseja também a criação de um ambiente proativo, por parte
dos agentes regulados, no âmbito da segurança operacional.
Em relação ao abandono de poços, o SGIP retira grande parte do caráter
prescritivo da Portaria ANP n°25/2002, por ter a característica de estabelecer como meta de
desempenho o isolamento dos diversos intervalos permeáveis através de um número adequado
de conjuntos solidários de barreiras.
2.5 Considerações Gerais com Base na Portaria ANP N°25/2002
Abaixo estão descritas considerações gerais para abandono de poços com base na
Portaria ANP n° 25/2002.
O poço só poderá ser abandono nos casos em que as operações necessárias para esse
procedimento não venham a ser prejudiciais às operações em poços vizinhos. A exceção
ocorre no caso do poço a ser abandonado representar ameaça de dano à segurança e/ao meio
ambiente.
25
As características dos cimentos utilizados nos tampões e os procedimentos de mistura
das pastas de cimento devem atender às seguintes normas: API SPEC 10 A, API RP 10 B,
NBR 9831, NBR 5732 ou NBR 11578.
É exigida a realização de testes nos tampões, seja de cimento ou mecânico. O teste
exige uma carga de setenta quilonewtons (sete toneladas – força) ou com sete megapascais
(setenta quilogramas – força por centímetro quadrado) de pressão. A queda de pressão aceita é
de dez por cento, considerando um período de teste de quinze minutos. Pode ocorrer a
dispensa do teste do tampão de superfície, no caso dele apresentar o dobro do comprimento
exigido por essa regulamentação. Se dois ou mais tampões de cimento são deslocados
sucessivamente para o isolamento de um intervalo permeável, o teste é exigido apenas para o
tampão superior. Pode ocorrer dispensa do teste do tampão de cimento nos casos em que o
isolamento de um intervalo qualquer a ser feito ocorrerá através do assentamento de um
tampão mecânico com um tampão de cimento deslocado imediatamente acima.
É requerido que os revestimentos que cobrem intervalos permeáveis portadores de
hidrocarbonetos ou aquíferos estejam adequadamente cimentados, observado o fato que deve
ocorrer o isolamento de intervalos permeáveis que: possuam pressões anormais, contenham
fluidos de natureza significativamente diferentes ou com perda de circulação de outros
intervalos. Caso esta condição não esteja atendida, exige-se que sejam canhoneados nas
profundidades apropriadas para que, por recimentação ou compressão de cimento,
proporcionem o isolamento dos referidos intervalos.
Devem ser isolados os espaços anulares que apresentem intervalos permeáveis
portadores de hidrocarboneto ou aquífero comunicando qualquer intervalo de poço aberto
com a superfície do terreno ou com o fundo do mar. Para isso, utiliza-se a técnica mais
adequada levando em consideração as condições mecânicas do poço.
Seja o abandono permanente ou temporário, o intervalo do poço entre tampões deve
ficar preenchido com uma barreira líquida.
No abandono permanente de poços equipados com liner, deve-se deslocar um tampão
de cimento que tenha, no mínimo, trinta metros de comprimento para o isolamento do liner. A
base do tampão deve estar posicionada no topo do liner sem deixar de adotar os demais
procedimentos de abandono.
Deverá ser deslocado, no abandono permanente, em um poço em terra, um tampão de
superfície com o comprimento mínimo de sessenta metros e seu topo deve ser posicionado no
fundo do antepoço, caso seja efetuado com o dobro do comprimento exigido, o seu teste pode
ser dispensado. Para um poço no mar, esse tampão de superfície deve apresentar, no mínimo,
26
trinta metros de comprimento com topo posicionado no intervalo entre cem e duzentos e
cinquenta metros do fundo do mar.
Por fim, no abandono permanente, a remoção de todos os equipamentos de poço
instalados na locação deve ser realizada pela Concessionária ou Empresa de aquisição de
dados, de maneira que em locações terrestres são removidos todos os equipamentos
posicionados acima do antepoço. Nas locações marítimas, em lâminas d’água de até oitenta
metros, os equipamentos deverão ser removidos acima do fundo do mar. Em áreas sujeitas a
processos erosivos intensos, deverão ser removidos a vinte metros abaixo do fundo do mar.
Deve ser observado o disposto no item 4.6.2 do Regulamento aprovado pela Portaria 114, de
29 de julho de 2001.
2.6 Considerações Gerais, Acerca de Abandono de Poços, com Base no
Regulamento Técnico do SGIP
Para a realização do abandono permanente de poços, o regulamento técnico do SGIP
exige que formações com potencial de fluxo conectado pela perfuração do poço sejam
isoladas, a partir do estabelecimento de, no mínimo, um CSB Permanente a fim de não
permitir o fluxo cruzado de fluidos entre essas formações.
No mínimo, dois CSB Permanentes devem ser estabelecidos com o objetivo de
impedir o fluxo para o meio externo dos fluidos dos reservatórios ou intervalos com potencial
de fluxo portadores de óleo móvel e/ou gás; e intervalos sobrepressurizados com potencial de
fluxo e com qualquer que seja o fluido.
Os CSB Permanentes Primário e Secundário devem estar posicionados o mais
próximo possível.
Comprimentos e posicionamentos dos elementos dos CSB Permanentes devem estar
de acordo com as melhores práticas da indústria e com as normas referentes à temática de
abandono de poço.
CSB Permanentes devem ser estabelecidos para prover o isolamento de aquíferos e das
formações de interesse econômico ou público.
Em trechos onde houver elementos dos CSB Permanentes, cabos e linhas de controle
ou injeção deverão ser removidos.
Riscos de compactação ou subsidência dos CSB Permanentes devem ser avaliados e
mitigados, a fim de garantia da integridade.
27
Em caso de remoção de cabeça de poço, de revestimento e de condutores, um tampão
de superfície deve ser deslocado, sem prejuízo dos demais procedimentos. Em se tratando de
poço em terra, um tampão de superfície de comprimento mínimo de sessenta metros deve ser
posicionado, de modo que seu topo fique no fundo do antepoço, sem deixar de atender aos
demais procedimentos de abandono. Realizado o deslocamento dos tampões de cimento,
exige-se a retirada dos equipamentos da cabeça do poço e que revestimentos e condutor sejam
cortados ao nível da base do antepoço.
Como característica de um sistema de gestão, deve ser garantida a atualização da
documentação de entrega de poço.
2.7 Período de Adequação ao SGIP
No que se refere ao abandono de poços, o prazo estabelecido para adequação a essa
nova regulamentação foi de apenas seis meses, a contar da data de publicação no DOU
03.11.16. Esse prazo é improrrogável e válido tanto para ambiente terrestre quanto marítimo.
28
3 DESENVOLVIMENTO
3.1 Comparativos de Abandonos Permanentes de Poços com Base na Portaria
ANP N° 25/2002 e com Base no SGIP
Para a realização dos abandonos permanentes de poços, com base nas regulamentações
em questão, o presente trabalho considera poços terrestres e marítimos, com liner e sem liner,
para os cenários de intervalo aberto, uma zona canhoneada e duas zonas canhoneadas.
Conforme dito, o SGIP determina que os dimensionamentos e posicionamentos dos
elementos dos CSB Permanentes sejam feitos de acordo com melhores práticas da indústria e
normas internacionais. Os abandonos permanentes, com base no SGIP, presentes nesse
trabalho foram realizados atendendo às especificações constantes na norma Norsok D 0-10.
Ademais, os comparativos ilustrados nesse estudo representam exemplos de abandonos
permanentes, diante de outras opções possíveis.
3.1.1 Poço com Intervalo Aberto
A Portaria ANP n° 25/2002 em relação ao abandono permanente exige, nos
intervalos de poço aberto, que se desloque tampões de cimento, a fim de cobrir os intervalos
permeáveis portadores de fluidos, de modo que topos e bases dos tampões fiquem, no
mínimo, trinta metros acima e trinta metros abaixo dos intervalos permeáveis,
respectivamente. O tampão apresenta sua base no fundo do poço, caso a base do intervalo
esteja a menos de trinta metros deste. Deve também ser deslocado um tampão de cimento,
com comprimento mínimo de sessenta metros, de tal modo que sua base se posicione trinta
metros abaixo da sapata do revestimento mais profundo. As figuras abaixo representam os
tampões a serem deslocados para isolamento do intervalo aberto:
Figura 3: Tampão para isolamento do intervalo permeável.
Figura 4: Tampão para isolamento da transição entre intervalo aberto e revestimento.
29
O regulamento técnico do SGIP apresenta a visão geral do estabelecimento de
CSB permanentes para impedir o fluxo de fluidos não intencional, não tratando de casos
específicos como a Portaria ANP n° 25/2002 o faz.
3.1.1.1 Poço com Intervalo Aberto com Liner
As figuras 8 e 10 exemplificam o abandono permanente, com base na Portaria
ANP n° 25/2002, de poços terrestre e marítimo, respectivamente. Para o isolamento do liner,
deslocou-se um tampão de cimento com base no topo deste, e com trinta metros de
comprimento. O isolamento do intervalo aberto ocorreu através do posicionamento de um
tampão de cimento que representa uma espécie de dois tampões em conjunto, de modo a
atender às condições de cobrir o intervalo permeável portador de fluido, conforme explicitado
no item 9.1. No caso do poço em terra, figura 01, o tampão de superfície deslocado apresenta
sessenta metros de comprimento com topo no fundo do antepoço. Para o poço no mar, figura
03, esse mesmo tampão apresenta trinta metros de comprimento e se situa no intervalo de cem
a duzentos e cinquenta metros abaixo do fundo do mar.
De acordo com a tabela EAC 24, da norma Norsok D-010, o tampão para
isolamento do intervalo aberto deve ser de cem metros, devendo se estender no mínimo
cinquenta metros acima da fonte de fluxo ou ponto de vazamento. Caso o tampão de cimento
esteja locado dentro do revestimento e tenha um tampão mecânico como base, seu
comprimento mínimo exigido passa a ser de cinquenta metros. Em caso de o tampão de
cimento estar numa faixa de transição entre poço aberto e revestimento, deve se estender no
mínimo cinquenta metros abaixo da sapata do revestimento. As figuras 5, 6 e 7 fazem a
representação dessas exigências:
Figura 6: Tampão de cimento quando posicionado dentro de revestimento e com tampão mecânico como base, de acordo com a norma Norsok D 0-10.
Figura 5: Tampão para isolamento do intervalo aberto de acordo com a norma Norsok D 0-10.
Figura 7: Tampão de cimento situado na transição entre intervalo aberto e revestimento, de acordo com a norma Norsok D 0-10.
30
As figuras 9 e 11 representam situações de abandono permanente em
observância ao regulamento técnico do SGIP, para poços terrestre e marítimo,
respectivamente. Em ambos os casos foram estabelecidos os mesmos CSB permanentes. O
CSB Primário, para isolamento do intervalo aberto, é composto da formação capeadora e um
tampão de cimento com comprimento de cem metros. Portanto, deslocou-se um tampão com
cem metros de comprimento, com cinquenta metros acima da fonte de fluxo e, também
atendendo à condição de se estender, no mínimo, cinquenta metros abaixo da sapata do
revestimento por estar em uma faixa de transição. O CSB Secundário está constituído da
formação capeadora, cimentação do revestimento e do liner, o próprio revestimento e de um
tampão de cimento de cinquenta metros, que tem como base um tampão mecânico. O tampão
de superfície do poço em terra seguiu as orientações constantes no item 10.5.2.12 do
regulamento técnico do SGIP, de modo que apresenta sessenta metros de comprimento e topo
no fundo do antepoço. Como esse regulamento, em seu item 10.5.2.10, exige o
posicionamento de um tampão de superfície em caso de remoção da cabeça de poço, por
exemplo, foi posicionado um tampão de sessenta metros, no poço marítimo, com topo no
fundo do mar.
31
Figura 9: Abandono permanente de poço em terra, com intervalo aberto e equipado com liner,
com base no SGIP.
Figura 10: Abandono permanente de poço no mar, com intervalo aberto e equipado com liner, com base na Portaria ANP n°25/2002.
Figura 11: Abandono permanente de poço no mar, com intervalo aberto e equipado com liner, com base no SGIP.
Figura 8: Abandono permanente de poço em terra, com intervalo aberto e equipado com liner, com base na Portaria ANP n°25/2002.
32
3.1.1.2 Poço com Intervalo Aberto sem Liner
As ilustrações abaixo representam exemplos de poços, terrestres e marítimos,
com intervalo aberto e sem liner.
As figuras 12 e 14 exemplificam abandonos permanentes realizados de acordo
com a Portaria ANP n° 25/2002 para um poço terrestre e um poço no mar, respectivamente.
Devido à ausência de liner, nota-se uma redução no número de tampões exigidos, se
comparado ao tópico anteriormente analisado onde há a presença de liner. O isolamento do
intervalo aberto em ambos os casos, ocorreu do mesmo modo que o caso anterior, ou seja, por
um tampão que cobrisse o intervalo permeável portador de fluido, com topo e base trinta
metros acima e abaixo desse intervalo, em conjunto com um tampão de sessenta metros de
comprimento com base posicionada trinta metros abaixo da sapata do revestimento mais
profundo. Os tampões de superfície independem da presença ou ausência do liner e, por isso,
seguiram os mesmos parâmetros do disposto no tópico anterior referente às figuras 8 e 10.
Utilizando-se esse mesmo cenário para ilustrar um abandono permanente de
acordo com o regulamento técnico do SGIP, percebe-se, através as figuras 13 e 15, que
ocorreria exatamente da mesma forma que no discutido no tópico de poço com intervalo
aberto e equipado com liner. Isso porque o SGIP não volta sua atenção para o fato do poço
estar ou não equipado com liner, mas sim para o estabelecimento de CSB Permanentes em
locais onde haja formações competentes e não permeáveis. Os tampões de superfície estão
embasados conforme discutido no tópico anterior.
33
Figura 12: Abandono permanente de poço em terra, com intervalo aberto e sem liner, com base na Portaria ANP n°25/2002.
Figura 13: Abandono permanente de poço em terra, com intervalo aberto e sem liner, com base no SGIP.
Figura 14: Abandono permanente de poço no mar, com intervalo aberto e sem liner,
com base na Portaria ANP n°25/2002.
Figura 15: Abandono permanente de poço no mar, com intervalo aberto e sem liner,
com base no SGIP.
34
3.1.2 Poço com Uma Zona Canhoneada
Devido à existência de apenas um intervalo canhoneado, para efeito de
abandono permanente seguindo a Portaria ANP n° 25/2002, considera-se o disposto no seu
art. 15, que trata de isolamento do intervalo canhoneado mais raso e, para isso, há duas opções
de isolamento. Pode ser através do assentamento de um tampão mecânico permanente, cerca
de vinte metros acima do topo do intervalo, que servirá de base para um tampão de cimento
de, no mínimo, trinta metros de comprimento; ou desloca-se um tampão de cimento, com
comprimento mínimo de sessenta metros, com sua base a vinte metros do topo do intervalo
canhoneado. As figuras abaixo ilustram as opções de posicionamento de tampões para
isolamento do intervalo canhoneado mais raso:
Seguindo as orientações do regulamento técnico do SGIP, o abandono
permanente é realizado, de modo geral, com o estabelecimento de dois CSB Permanentes para
evitar o fluxo de fluidos não intencional.
3.1.2.1 Poço com uma Zona Canhoneada e com Liner
Seguindo as orientações da Portaria ANP n° 25/2002, os esquemáticos 18 e 20
representam, respectivamente, abandonos permanentes realizados em poços em terra e no
mar, ambos equipados com liner. Com o objetivo de isolar as zonas canhoneadas desses
poços, posicionou-se tampões mecânicos, vinte metros acima da zona, e deslocou-se tampões
de cimento, de trinta metros, logo acima dos tampões mecânicos. O isolamento dos liners,
ocorreu conforme já descrito nos casos anteriores. Os tampões de superfície são de sessenta
metros e trinta metros para o poço em terra e para o poço no mar, respectivamente e seus
posicionamentos seguem a mesma prescrição já explicitada.
Figura 16: Possibilidade de posicionamento de tampões para isolamento do intervalo canhoneado mais raso, de acordo com a Portaria ANP n° 25/2002.
Figura 17: Possibilidade de tampão de cimento para isolamento do intervalo canhoneado mais raso, de acordo com a Portaria ANP n° 25/2002.
35
Tomando esses mesmos cenários como exemplo e em observância às
orientações do regulamento técnico do SGIP, os abandonos permanentes ocorreriam conforme
ilustrado nas figuras 19 e 21. Um tampão de cimento de cem metros, com cinquenta metros
acima do ponto de fluxo, compõe o CSB Primário, juntamente com a formação capeadora, a
cimentação do revestimento e o próprio revestimento. O CSB Secundário fica estabelecido
pela formação capeadora seguinte, as cimentações de revestimento e liner, os próprios
revestimento e liner e um tampão mecânico que serve de embasamento para um tampão de
cimento de cinquenta metros. Os tampões de superfície seguem o disposto nos itens, 10.5.2.10
e 10.5.2.12, anteriormente descritos.
36
Figura 18: Abandono permanente de poço em terra, com uma zona canhoneada e equipado com liner, com base na Portaria ANP n°25/2002.
Figura 19: Abandono permanente de poço em terra, com uma zona canhoneada e equipado com liner,
com base no SGIP.
Figura 20: Abandono permanente de poço no mar, com uma zona canhoneada e equipado com liner,
com base na Portaria ANP n°25/2002.
Figura 21: Abandono permanente de poço no mar, com uma zona canhoneada e equipado com liner,
com base no SGIP.
37
3.1.2.2 Poço com uma Zona Canhoneada e sem Liner
Essa seção analisa os mesmos casos do tópico 3.1.2.1, havendo diferença
apenas quanto ao liner, que deixa de ser considerado. Os esquemáticos 22 e 24 representam os
abandonos permanentes regidos pela Portaria ANP n°25/2002, a única diferença quanto ao
tópico anterior é a ausência de um tampão para isolamento de liner.
Os abandonos permanentes regidos pelo regulamento técnico do SGIP,
representados pelas figuras 23 e 25, ocorrem exatamente da mesma forma de quando havia a
presença do liner, assim como já discutido. Isso porque o SGIP destina sua preocupação não
somente ao interior do poço, assim como e, principalmente, às formações que o permeiam.
38
Figura 22: Abandono permanente de poço em terra, com uma zona canhoneada e sem liner,
com base na Portaria ANP n°25/2002.
Figura 23: Abandono permanente de poço em terra, com uma zona canhoneada e sem liner,
com base no SGIP.
Figura 24: Abandono permanente de poço no mar, com uma zona canhoneada e sem liner,
com base na Portaria ANP n°25/2002.
Figura 25: Abandono permanente de poço no mar, com uma zona canhoneada e sem liner,
com base no SGIP.
39
3.1.3 Poço com Duas Zonas Canhoneadas
O art. 14 da Portaria ANP n° 25/2002 trata do isolamento de intervalo
canhoneado no abandono permanente e exige a adoção de uma dentre três opções de
procedimentos. Uma opção é que se desloque um tampão de cimento que cubra o intervalo
canhoneado e com topo, no mínimo, trinta metros acima do topo do intervalo e com base, no
mínimo, trinta metros abaixo da base desse intervalo, ou no topo de qualquer tampão pré-
existente no revestimento, ou no fundo do poço em caso do tampão ou o fundo do poço estar
a menos de trinta metros abaixo do intervalo canhoneado. Em seguida, efetua-se compressão.
A segunda opção é assentar um tampão mecânico que não fique a mais de
trinta metros do topo do intervalo canhoneado e, logo em seguida, deslocar um tampão de
cimento de comprimento mínimo de trinta metros com base no tampão mecânico.
A última opção é que se desloque um tampão de cimento de, no mínimo,
sessenta metros de maneira que sua base fique a não mais que trinta metros do topo do
intervalo canhoneado.
Para o isolamento do intervalo canhoneado mais raso, conforme descrito
anteriormente, há duas opções de procedimentos: posicionar um tampão mecânico
permanente, cerca de vinte metros acima do topo do intervalo canhoneado, que sirva de base
para um tampão de cimento com comprimento mínimo de trinta metros; ou deslocar um
tampão de cimento com, no mínimo, sessenta metros de comprimento e de modo que sua base
esteja posicionada a vinte metros do topo do intervalo canhoneado.
Conforme já descrito, em linhas gerais, a exigência do regulamento técnico do
SGIP é o estabelecimento de dois CSB Permanentes.
Figura 26: Primeira opção de posicionamento de tampão de cimento para isolamento de intervalo canhoneado, de acordo com a Portaria ANP n° 25/2002.
Figura 27: Segunda opção de posicionamento de tampões para isolamento de intervalo canhoneado, de acordo com a Portaria ANP n° 25/2002.
Figura 28: Terceira opção de posicionamento de tampão de cimento para isolamento de intervalo canhoneado, de acordo com a Portaria ANP n° 25/2002.
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3.1.3.1 Poço com Duas Zonas Canhoneadas e com Liner
As figuras 29 e 31 ilustram abandonos permanentes norteados pela Portaria
ANP n° 25/2002 de poços em terra e no mar, respetivamente. Conforme já explicado em
tópicos anteriores, há os tampões para isolamento do liner e os tampões de superfície com as
características inerentes a cada caso. O isolamento das duas zonas canhoneadas ocorreu
através de um tampão de cimento de trinta metros deslocado acima de um tampão mecânico a
trinta metros do intervalo permeável. Quanto ao intervalo canhoneado mais raso, seu
isolamento foi possível após o posicionamento de um tampão mecânico, a vinte metros desse
intervalo, que serve de base para um tampão de cimento de trinta metros.
Os esquemáticos 30 e 32 fazem a representação desse mesmo abandono, mas
com vistas às orientações do regulamento técnico do SGIP. Houve o estabelecimento de três
CSB Permanentes a fim de garantir que o intervalo canhoneado mais raso estaria isolado por,
no mínimo, dois CSB Permanentes. Todos esses CSB são constituídos pela formação
capeadora, cimentação do liner, o próprio liner e tampão mecânico como fundação para
tampão de cimento de cinquenta metros de comprimento. As características dos tampões de
superfície são as mesmas das discutidas anteriormente.
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Figura 29: Abandono permanente de poço em terra, com duas zonas canhoneadas e equipado com liner,
com base na Portaria ANP n°25/2002.
Figura 30: Abandono permanente de poço em terra, com duas zonas canhoneadas e equipado com liner,
com base no SGIP.
Figura 31: Abandono permanente de poço no mar, com duas zonas canhoneadas e equipado com liner,
com base na Portaria ANP n°25/2002.
Figura 32: Abandono permanente de poço no mar, com duas zonas canhoneadas e equipado com liner,
com base no SGIP.
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3.1.3.2 Poço com Duas Zonas Canhoneadas e sem Liner
Admitindo o cenário acima descrito, com exceção da presença do liner, os
abandonos permanentes ocorreriam conforme ilustram as figuras 33, 34, 35 e 36 abaixo.
As figuras 33 e 35 demonstram os abandonos em poços em terra e no mar,
respectivamente, regidos pela Portaria ANP n° 25/2002. Observa-se que a única diferença em
relação ao tópico 3.1.3.1 é a não necessidade de tampão para isolamento de liner.
Os abandonos permanentes regidos pelo regulamento técnico do SGIP
representados, nesse caso, pelas figuras 34 e 36 ocorreriam exatamente da mesma forma
descrita em 3.1.3.1, uma vez que a presença ou ausência do liner não é fator determinante
para posicionamento e estabelecimento dos CSB Permanentes.
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Figura 33: Abandono permanente de poço em terra, com duas zonas canhoneadas e sem liner, com base na Portaria ANP n°25/2002.
Figura 34: Abandono permanente de poço em terra, com duas zonas canhoneadas e sem liner, com base no SGIP.
Figura 35: Abandono permanente de poço no mar, com duas zonas canhoneadas e sem liner, com base na Portaria ANP n°25/2002.
Figura 36: Abandono permanente de poço no mar, com duas zonas canhoneadas e sem liner, com base no SGIP.
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4 CONCLUSÕES
Diante do exposto no presente estudo e tendo em vista os comparativos realizados,
pode-se concluir que as alterações normativas foram necessárias para a indústria petrolífera,
dada a defasagem técnica da antiga Portaria ANP n° 25/2002. Essa regulamentação prescrevia
comprimentos e posicionamentos dos tampões de cimento, sem necessariamente destinar
preocupação ao estabelecimento de CSB, pilar fundamental de um sistema de gerenciamento
de integridade de poços.
É possível também perceber que em todos os casos analisados de poços com liner, o
número de tampões para o abandono com base na portaria ANP n°25/2002 e com base no
SGIP é o mesmo, o que não refletiria grandes diferenças quanto ao custo. Essa situação se
altera com a retirada do liner, isso porque o abandono com base no SGIP passa a ser mais
dispendioso por apresentar um maior número de tampões em relação ao abandono da portaria
ANP n°25/2002, dada a perda do tampão para isolamento do liner. Nesse caso, apesar de um
custo maior para abandono, haveria um cenário de maior segurança. Para efeito dessa
contagem de tampões, considerou-se o conjunto tampão mecânico com tampão de cimento
sucessivo, como sendo um único tampão.
O SGIP proporciona ainda um ganho quanto à flexibilidade para realização do
abandono, dada a sua característica em respeitar as características de cada poço, além de não
haver a necessidade de contatar a ANP devido à não abrangência de alguns cenários. Por se
tratar de um sistema desenvolvido com base nas melhores práticas da indústria e normas
internacionais, surge então a facilidade de realização de abandono por partes das empresas
multinacionais atuantes no Brasil.
Com a revogação da Portaria ANP n° 25/2002, e dada a publicação do SGIP, todas as
etapas do ciclo de vida dos poços, terrestres e marítimos, ficarão acobertadas por um único
instrumento regulatório, o que vem a sanar a antiga lacuna regulatória.
Sendo assim, o regulamento técnico do SGIP promove atualização do conteúdo do
dispositivo revogado e faz com que o abandono de um poço seja planejado desde as primeiras
etapas do ciclo de vida.
Além disso, o SGIP representa um grande avanço na regulamentação brasileira,
quanto ao gerenciamento de integridade de poços, por ser uma regulamentação pautada na
segurança operacional, proteção ao meio ambiente e nas melhores práticas de uma indústria
intensamente globalizada.
A ANP, através do SGIP, buscou promover o constante monitoramento dos CSB de
segurança e, com isso, objetiva-se a diminuição da incidência de acidentes maiores.
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REFERÊNCIAS
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ANP. Portaria n. 46, de 1 de novembro de 2016. Dispõe sobre aprovação do Regime de
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adotados na devolução de áreas de concessão na fase de exploração.
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