Produção de gás natural aumentou 7,7% em relação a março de 2011

Fonte: Assessoria de Imprensa da ANP - (21) 2112-8333 - imprensa@anp.gov.br

A produção de petróleo no Brasil em março foi de 2,085 milhões de barris/dia (bbl/d), apresentando crescimento de 0,1% em relação ao mesmo mês de 2011. Na comparação com o fevereiro a queda foi de 5,4%. A produção de gás natural foi de aproximadamente 66 milhões de metros cúbicos/dia. Houve aumento de 7,7% na comparação com o mesmo mês do ano passado, e queda de 1,4% em relação ao mês anterior. A maior redução foi verificada no campo de Frade, devido à interrupção de produção da concessão.
A Petrobras respondeu por 92,7% da produção de petróleo e gás natural. Os campos marítimos foram responsáveis por 91,4% da produção de petróleo e 74,9% da produção de gás natural.
Dos 20 maiores campos produtores de petróleo e gás natural, três são operados por empresas estrangeiras: Peregrino/Statoil (11º), Ostra/Shell (15º) e Frade/Chevron (17º). Dois campos terrestres também integram a lista: Carmópolis (18º) e Canto do Santo Amaro (20º), com vazão média de 22,4 mil barris/dia (24 Mbbl/d) e 19,3 mil barris dia (19,3 Mbbl/d).
O grau API médio do petróleo produzido março foi de 23,7º. Deste total, 8% da produção é considerada óleo leve (superior ou igual a 31ºAPI), 55% de óleo médio (entre 22º e 31º API) e 37% de óleo pesado (inferior a 22º API).

Queima de Gás

A queima de gás natural foi de aproximadamente 3,7 milhões de metros cúbicos/dia. Houve redução de 0,1% em relação ao mesmo mês em 2011 e aumento de 11,3% na comparação com fevereiro. O principal aumento foi registrado no campo de Lula, devido ao início de um novo teste no poço 4BRSA711RJS com a plataforma FPSO Cidade de São Vicente.

Pré-sal

A produção do pré-sal teve crescimento de 12% em relação ao mês passado, chegando a 158,5 mil barris dia de óleo equivalente (158,5 Mboe/d), sendo 130,7 Mbbl/d de petróleo e 4,4 MMm³. A produção foi oriunda de oito poços nas bacias de Jubarte (1), Lula (5), Caratinga e Barracuda (1) e Marlim Leste (1).

Bacias Maduras

A produção oriunda das Bacias maduras terrestres (campos/TLDsdas Bacias do Espírito Santo, Potiguar, Recôncavo, Sergipe e Alagoas) foi de 175,4 mil barris de óleo equivalente/dia (175,4 Mboe/d), sendo 145,1 mil mil barris de petróleo/d (145,1 bbl/d) de petróleo e 4,8 milhões de metros cúbicos de (4,8 MMm³/d) de gás natural.

Área de E&P terá peso ainda maior para a Petrobras

A área de Exploração e Produção da Petrobras, que já consome a maior parte dos investimentos da estatal, vai crescer ainda mais no novo Plano de Negócios, afirmou nesta terça-feira o diretor financeiro da petroleira, Almir Barbassa.

De acordo com o executivo, a área de E&P, responsável por descobrir petróleo, desenvolver campos e produzir óleo, terá participação maior no plano de negócios da companhia, revisado anualmente com previsões de investimentos nos cinco anos seguintes.

No plano 2010-2014 da estatal, que previa 224 bilhões de dólares em investimentos, o percentual destinado à área de Exploração e Produção foi de 53 por cento. No plano vigente (2011-2015), cujos valores não mudaram significativamente em relação ao anterior, esse percentual subiu para 57 por cento.

O executivo não soube informar para quanto poderia ir o percentual no novo plano, que ainda está sendo elaborado e deve ser divulgado até agosto, englobando o período 2012-2016.

"Oportunidade para crescer na produção nós temos. O desafio é construir capacidade produtiva e colocá-la em funcionamento. Se demandar mais recursos, (a área de E&P), terá mais recursos", disse Barbassa, durante participação no Rio Investors Day, evento promovido pela cidade com participação da maiores empresas do país, representantes de governo, entre outras autoridades.

O objetivo é aumentar os esforços para elevar a produção da companhia, que nos últimos anos cresceu abaixo das metas estipuladas pela própria Petrobras, de 2,1 milhões de barris diários no Brasil.

Segundo Barbassa, os investimentos serão feitos tanto nas áreas do pré-sal, cujas reservas se localizam principalmente na bacia de Santos, como no pós-sal, principalmente na bacia de Campos, responsável por 80 por cento da produção atual da Petrobras, de 2 milhões de barris diários de petróleo.

A área de produção de petróleo do pré-sal da Petrobras vai começar a realizar fluxo de caixa de peso em três ou quatro anos, destacou Barbassa.

Hoje apenas o campo de Lula, no pré-sal, está em fase de produção, com extração diária de 94 mil barris.

"Para quem olha a rentabilidade da Petrobras e reclama, é preciso ver o grande número de projetos que ela vem realizando e que trarão retorno dentro de alguns anos", completou.

As ações da Petrobras fecharam em queda de 3,38 por cento nesta terça-feira, enquanto o Ibovespa encerrou com baixa de 2,73 por cento. Já o petróleo Brent encerrou pregão em 108,41 dólares o barril, com queda de 0,37 por cento.

Aquisições

Com o foco voltado para o aumento da produção, o carro-chefe da companhia, portanto, não está em aquisições, lembrou o executivo.

"As aquisições em etanol e petroquímica feitas recentemente foram realizadas para agregar valor à cadeia produtiva, mas não são o foco".

Câmbio

O executivo disse ainda que alta do dólar vai impactar os resultados da Petrobras no segundo trimestre deste ano, já que 70 por cento das dívidas da estatal estão na moeda norte-americana.

As dívidas expostas à variação cambial chegam a 76 bilhões de reais, disse ele nesta terça-feira.

Pré-sal

Barbassa lembrou que a perspectiva da empresa, apenas na região do pré-sal, é chegar aos 15 a 20 bilhões de barris de petróleo recuperáveis, já considerando os 5 bilhões de barris adquiridos junto a Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP) por meio da cessão onerosa .

“Estamos muito confiantes quanto à geração de valores a partir dessa aquisição”, disse. O diretor financeiro da Petrobras destacou que os sete blocos envolvidos na operação de cessão onerosa (forma proposta pela União para capitalizar a empresa) estão próximos às áreas das grandes descobertas da Bacia de Santos. “Não há outra empresa no mundo que tenha o mesmo conjunto de oportunidades que a Petrobras tem hoje”.

Sobre as oscilações das ações da Petrobras na Bolsa de Valores de São Paulo (Bovespa), respondendo diretamente aos investidores, Barbassa disse que o retorno financeiro das ações da companhia para os investidores virá com a maturação dos projetos em desenvolvimento.

“No final do primeiro trimestre, tínhamos R$ 160 bilhões investidos nos projetos em curso. Estamos, portanto, em um período de grandes investimentos. Na medida em que eles [os projetos] se tornarem produtivos, haverá naturalmente retorno para os investidores”, ressaltou.

Com uma carteira de investimentos de US$ 224,4 bilhões, constante do Plano de Negócios 2011-2015, a Petrobras produz atualmente nos campos do país cerca de 2,4 milhões de barris de óleo equivalente (petróleo e gás natural) por dia. O Plano de Negócios para o período 2012-2016 está em fase de revisão pelo Conselho de Administração da Petrobras e deverá ser divulgado, segundo expectativa do mercado, entre junho e julho deste ano.

Instituto Tecnológico Vale e CNPq estimulam a formação de engenheiros

Resultado de uma parceria entre o Instituto Tecnológico Vale (ITV) e o CNPq, o programa Forma-Engenharia vai oferecer 2,5 mil bolsas. O edital com a primeira chamada pública do programa já está disponível no site do CNPq – Conselho Nacional de Desenvolvimento Científico e Tecnológico (www.cnpq.br).

No total, serão investidos R$ 24 milhões, dos quais R$ 12 milhões aportados pelao ITV. Os outros R$ 12 milhões serão dados pelo próprio CNPq. A iniciativa é inédita no setor privado no Brasil.

Serão focadas diversas áreas de engenharias, entre as quais, a de Minas, Elétrica, Metalúrgica e Mecânica, preferencialmente em instituições das regiões Norte, Nordeste e Centro-Oeste. Os interessados têm até o dia 17 de julho para submeter as suas propostas.

Dados do Ministério da Ciência, Tecnologia e Inovação mostram que, entre os países do BRIC (Brasil, Rússia, Índia e China), o Brasil é o que menos forma engenheiros por ano. São cerca de 30 mil – em torno de 40 mil, se incluídos tecnólogos e habilitações em Construção Civil, Produção e Meio Ambiente. Na Índia, são pelo menos 220 mil; na Rússia, 190 mil; e na China, 650 mil.

 

Fonte:Vale

Extração é cada vez mais difícil no RN

A um mês de completar três décadas de exploração de petróleo em terra, o Rio Grande do Norte se mantém como o estado brasileiro com maior produção nesse tipo de operação. Apesar do grande volume, que ultrapassou os 51 mil barris diários em setembro, produtores que atuam no estado afirmam estar cada vez mais difícil extrair petróleo do solo potiguar. E isso faz com que aumentem os custos. Um dos indícios desse aumento é que a Petrobras, maior empresa do setor, está investindo R$ 1,4 bilhão na área de Exploração e Produção (E&P) no Rio Grande do Norte durante o ano de 2009, um aumento de 16%, em comparação ao ano passado, quando a empresa dedicou de R$ 1,2 bilhão para estas áreas de atuação.

O diretor da empresa Aurizônia e também diretor da Associação Brasileira dos Produtores Independentes de Petróleo e Gás (ABPIP), Renato Darros, diz que o aumento de custos reflete a composição de vários itens essenciais à produção, como a segurança com o monitoramento das instalações de produção, despesas de mão obra, deslocamentos, alimentação, locação de máquinas e equipamentos, controles de laboratório e produtos químicos para tratamento de óleo e água, combustível. 

De acordo com Darros, os custos com transporte subiram 30% e com dissídio trabalhista, o aumento foi de 10%, entre os anos de 2007 e 2008. “O aumento dos custos se insere na composição de muitos itens em uma carteira de produtos, bens e serviços, que em mercados competitivos, como Estados Unidos, Canadá e Austrália, diminuíram dramaticamente. Mas no Brasil, em função das demandas da Petrobras, estes preços não foram reduzidos proporcionalmente à queda do preço do barril de petróleo”, avalia.

Mesmo sem especificar valores, o gerente geral de exploração e produção da Petrobras no RN e CE, Joelson Mendes, confirma o aumento nos custos de produção, apontando a alta dos preços dos equipamentos utilizados como uma das principais causas. Segundo ele, o valor médio do óleo se manteve elevado durante a maior parte de 2008, em torno de US$ 100 por barril, provocando a elevação em todos os insumos da indústria, como sondas, tubulações e demais equipamentos. “Em época de grande desenvolvimento, e está parecendo que vamos entrar em uma dessas novamente, ocorre a elevação ainda dos custos de serviço, bem como o custo unitário de produção. Não tem jeito”, completa o gerente de exploração e produção.

Entretanto, Joelson Mendes deixa claro que se a empresa continua investindo no estado é pela atividade ainda ser rentável. Questionado se ainda valerá a pena investir em exploração no território potiguar por muito tempo, Mendes enfatizou que o planejamento da Petrobras é feito para um intervalo mínimo de 20 anos e se atualmente há exploração, a produção deverá durar por pelo menos mais esse período.

Investimentos

Para dar ideia do valor que a estatal vem investimento no Rio Grande do Norte, o gerente geral Joelson Mendes cita a existência de um projeto voltado a possibilitar a injeção produtiva de vapor nos campos de Alto do Rodrigues e Estreito, no qual foram investidos US$ 200 milhões e já deverá entrar em operação durante este mês.

Também de acordo com o  gerente de exploração e produção, no campo de Canto do Amaro está sendo aplicado um total de US$ 500 milhões em outra iniciativa que visa aumentar o fator de recuperação dos poços. “No Canto do Amaro, que é um campo antigo, estamos investindo na injeção de água, através de um projeto cuja implantação já foi iniciada, também considerando uma curva de produção de 20 anos”, conta Joelson Mendes.

Campos do Estado já são maduros

O gerente geral de exploração e produção da Petrobras no RN e CE, Joelson Mendes, explica que o petróleo e o gás são fluidos armazenados no interior de uma rocha. “É como se fosse uma esponja rígida, e a gente consegue tirar 30%, 40%, ou quando muito, 50% de fluido dessa rocha. O restante, por mais que utilizemos determinados métodos, não terá mais energia para sair lá das profundezas da terra e chegar até a superfície”, completa

Mendes destaca que o termo técnico relativo à retirada desses fluidos é fator de recuperação e à medida em que ocorre a produção passa a existir a necessidade de utilização de técnicas para aumentar a recuperação. “O fator de recuperação corresponde ao percentual de petróleo e gás que eu consigo tirar do reservatório. Para aumentá-lo, podemos  injetar água, vapor ou gás, para aumentar a pressão”, afirma.

Esses métodos são muito utilizados nos campos potiguares, uma vez que a maioria deles é considerada madura, por já terem atingido seu pico de produção. De acordo com Mendes, após a delimitação de um campo de produção, tem início a retirada de energia daquele reservatório e ele passa a ser classificado como maduro quando seus poços já atingiram o maior volume esperado e a produção passa a decrescer. “O petróleo e o gás estão sob pressão e à medida em que vamos produzindo, começa a diminuir aquela energia natural, passando a ser necessário um equipamento de bombeio mecânico para ajudar na retirada do fluido da rocha reservatório e é por isso que vemos vários desses equipamentos aqui na paisagem do RN”, conta o gerente geral de exploração e produção.

No território potiguar, existem cerca de 60 campos de produção, de diversos tamanhos, ainda considerados economicamente viáveis. “Com a variação do preço do petróleo e o estudo de várias outras técnicas de produção ao longo dos anos, às vezes vale a pena fazermos novos poços naquele mesmo campo antigo e tentar recuperar uma quantidade maior de petróleo”, conclui Joelson Mendes. 

Histórico

A atividade de Exploração e Produção no RN foi iniciada em 1951, com o mapeamento sísmico preliminar da geologia local. O primeiro campo descoberto foi o de Ubarana, na costa de Guamaré, em novembro de 1973. Esse campo entrou em operação no dia 16 de junho de 1976, marcando o início da produção de petróleo no Estado. 

A descoberta de óleo em terra ocorreu três anos depois, de maneira inusitada. Um poço perfurado para abastecer de água quente as piscinas do Hotel Thermas, que estava sendo construído em Mossoró, produziu óleo. A Petrobras foi chamada e constatou que a substância era realmente petróleo. 

Neste hotel, em dezembro de 1979, entrou em operação o primeiro poço em terra do estado, o MO-14. A partir daí, a produção potiguar de petróleo, antes limitada às águas rasas, diversificou seu perfil e ganhou novo fôlego. Este poço pioneiro permanece em atividade, mas hoje é movido por meio de energia solar, e é uma das atrações do hotel, por estar situado ao lado das piscinas de águas termais.

As perfurações de poços terrestres foram intensificadas no início da década de 1980. Em 1994, o RN passou a ser o maior produtor terrestre do Brasil. 

Desativação está prevista para 2026

Com uma área de 85 quilômetros quadrados, Canto do Amaro é o maior campo terrestre produtor de petróleo do Brasil. O primeiro poço perfurado em sua área foi descoberto em novembro de 1985, cuja produção comercial teve início em janeiro do ano seguinte.  Depois de 12 anos, em janeiro de 2007, foi iniciada a produção do milésimo poço desse campo. Atualmente, a perfuração de poços na área ainda é frequente, devendo continuar até meados de 2015 e,  de acordo com a Petrobras, sua desativação está prevista para 2026.

Hoje, existem 1.641 poços produzindo no Canto do Amaro, por meio de bombeio mecânico, bombeio de cavidade progressiva ou bombeio centrífugo submerso. “O método de produção é definido levando em conta características como vazão, tipo de óleo e profundidade do poço. Mas a grande maioria, em torno de 95%, é por bombeio mecânico”, afirma o supervisor de operação Paulino Bernardo da Silva.

O supervisor de operação explica que o óleo produzido no campo escoa através de linhas de surgência até as diversas estações coletoras, sendo enviado em seguida para a estação central de Canto do Amaro. Além disso, cerca de 90% dos poços possui um sistema de automação, que repassa informações aos operadores, em tempo real.

Paulino conta trabalhar em Canto do Amaro há mais de 18 anos e perceber um avanço enorme na eficiência de processos de manutenção dos poços, desde a instalação destes equipamentos. “Antigamente, se houvesse uma queda de tensão, tínhamos que verificar todos os poços. Hoje, a gente já vai para o campo sabendo quais poços estão com problemas, em que consiste e qual o profissional mais indicado para solucioná-lo”, exemplifica.

O Campo de Canto do Amaro está situado nos municípios de Mossoró e Areia Branca, localizado a uma distância de 20 quilômetros do centro de Mossoró e 260 quilômetros de Natal.

Bate-papo: Joelson Mendes - Gerente geral da Petrobras do RN e CE

Como é, atualmente, a produção de petróleo de gás no RN?
Temos em torno de 60 campos de produção no RN, de diversos tamanhos, e a grande maioria já está maduro, o que significa que  já atingiu o pico de produção. Nossa produção gira em torno de 65 mil barris.

De que forma são analisados os custos de produção de petróleo?
Quando falamos em custo de produção, o principal é o custo unitário. Ou seja, a comparação entre a quantidade de dinheiro investido e o volume produzido, que geralmente é uma medida em dólar e por barril produzido. O preço internacional hoje, de venda, está na ordem de grandeza de US$ 75 dólares por barril.

Os custos de produção aqui no estado têm aumentado?
Sim, certamente. O preço médio do petróleo na maior parte do ano passado foi bem alto, da ordem de US$ 100 por barril. Isso provocou aumento de todos os insumos da indústria do petróleo, como sondas e tubulações, elevando os custos de serviço, bem como o custo unitário de produção.

Ainda valerá a pena investir na atividade no RN, por muito tempo?
A maioria dos nossos projetos é feita olhando para um horizonte de 20 anos e enquanto estivermos investindo no estado, pode considerar que estaremos produzindo por, no mínimo, mais duas décadas.

Não há risco de que os investimentos no RN parem por causa de  descobertas, como o pré-sal?
Na realidade, o pré-sal é uma oportunidade fantástica para o país, que certamente compete em recursos para serem investidos em outras áreas. Mas temos o compromisso de permanência de desenvolvimento em todos os estados onde atua.

Fonte: Tribuna do Norte

Inglês para Industria de Oleo e Gás

Inglês Cotidiano - Com Termonologia Técnico em Petróleo, Gás e Energias Alternativas - Acompanha CD

Fonte: Livraria Saraiva.

Autor: Puett, Shawn Jason

Editora:Shawn Jason Puett

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Completação - Fases de uma completação

Voltando a falar sobre o cotidiano do trabalho, O CAMPOS MARGINAIS. hoje falará sobre as FASES DE COMPLETAÇÃO de um poço, nada melhor do que abordar sobre um tema de interesse de grande parte dos nossos leitores. 

INSTALAÇÃO DOS EQUIPAMENTOS DE SEGURANÇA

É a primeira fase da completação e visa possibilitar o acesso ao interior do poço, com toda a segurança necessária, para execução das demais fases.

A cabeça de produção é um equipamento que fica conectado, através de parafusos e flanges, à cabeça de revestimento e ao preventor de erupções, tendo como função principal servir de apoio à coluna de produção que será descida numa fase posterior da completação, por meio de um suspensor. Possui saídas laterais que permitem o acesso ao espaço anular entre o revestimento de produção e a coluna de produção. O preventor de erupções (BOP) é um equipamento instalado sobre a cabeça de produção e tem com objetivo fundamental permitir o fechamento do poço com segurança no caso de um fluxo inesperado da formação.

 

CONDICIONAMENTO DO POÇO

Uma vez instalado os equipamentos de segurança, procede-se a fase de condicionamento do revestimento de produção e a substituição do fluido que se encontra no interior do poço por um fluido de completação.
 

Para o condicionamento é descido broca e raspador, através de uma tubulação metálica, conhecida como coluna de trabalho, de modo a deixar o interior do revestimento de produção (e liner, quando presente) gabaritado e em condição de receber os equipamentos necessários. A broca é utilizada para cortar os tampões de cimento e/ou mecânicos, deixados no interior do poço quando se seu abandono temporário pela perfuração, bem como restos da cimentação primária. O raspador é uma ferramenta com lâminas retráteis, que desce raspando a parte interna do revestimento de produção, retirando a que foi deixado pela broca.

Geralmente o condicionamento é feito até o colar flutuante, com peso sobre broca, rotação da coluna e vazão de circulação direta do fluido adequadas, de forma que se obtenha uma boa eficiência no corte e no carreamento das partículas de cimento cortado pode decantar sobre a broca, ocasionando uma pescaria. Normalmente, a cada trinta metros de cimento cortado, é deslocado um colchão viscoso para limpeza do poço.

Imediatamente antes e após o corte dos tampões de cimento e/ou mecânicos, é efetuado teste de estanqueidade do revestimento de produção, pressurizando-o durante dez ou quinze minutos, para verificação da existência ou não de vazamentos (furos, conexões de revestimento vazando, etc). Caso não se consiga pressão estabilizada e, procedem-se a localização e correção do vazamento.
 

O fluido de completação, geralmente é uma solução salina, isenta de sólidos, compatível com a formação e com os fluidos nela contidos, de forma a não causar nenhum tipo de dano na formação, que restrinja a vazão do poço. Além disso, o fluido deve possuir peso específico capaz de fornecer pressão hidrostática no interior do poço um pouco superior à pressão estática da formação.
 

A substituição do fluido é feita, com o auxílio de bombas de deslocamento positivo, circulando o fluido diretamente pelo interior da coluna de trabalho, com retorno na superfície pelo anular.

AVALIAÇÃO DA QUALIDADE DA CIMENTAÇÃO

A cimentação destina-se a promover vedação hidráulica entre os diversos intervalos permeáveis, ou até mesmo dentro de um único intervalo permeável, impedindo a intercomunicação de fluidos por detrás do revestimento, bem como propiciar suporte mecânico ao revestimento.

A existência de uma efetiva vedação hidráulica é de fundamental importância técnica e econômica, garantindo um perfeito controle da origem (ou destinos) dos fluidos produzidos (ou injetados). O prosseguimento das operações no poço sem observação deste requisito pode gerar diversos problemas: produção de fluidos indesejáveis devido a proximidade dos contatos óleo/água ou gás/óleo, teste de avaliação das formações incorretos, prejuízo no controle dos reservatórios e operações de estimulação mal sucedidas, com possibilidades inclusive de perda do poço.

Para se inferir a existência ou não de intercomunicações entre os intervalos de interesse, avalia-se a qualidade da cimentação, que é função de uma série de fatores tais como geometria do poço, qualidade do cimento, parâmetros de injeção e centralização do revestimento centralização.

Caso seja comprovada a não existência de vedação hidráulica se procede a correção da cimentação primária, efetuando canhoneio (furos no revestimento) e a compressão do cimento nos intervalos deficientes. A decisão quanto a necessidade ou não da correção de cimentação é uma tarefa de grande importância e deve ser tomada com máxima de segurança possível, pois a operação, principalmente no caso de poços marítimos.

Para se avaliar a qualidade da cimentação são utilizados perfis acústicos, que medem a aderência do cimento ao revestimento e do cimento á formação. Em função da interpretação dos perfis obtidos se decide quanto a necessidade ou não de correção da cimentação.
 

PERFIL CBL/VDL

O sistema usado para perfilagem acústica é composto basicamente por um transmissor, um receptor e um aparelho de medição. O transmissor é acionado por energia elétrica, emitindo pulsos sonoros de curta duração que se propagam através do revestimento cimento e formação, antes de atingir dois receptores: um a 3 pés e outro a 5 pés do transmissor. Aí são reconvertido em sinal elétrico e enviado para um medidor na superfície, através de cabos conectores.

O perfil CBL (controle de aderência da cimentação) registra a amplitude em mV, da primeira chegada de energia ao receptor que está a 3’ pés. A atenuação produzida pela aderência do cimento ao revestimento depende da resistência à compressão do cimento, e do diâmetro e espessura do revestimento, e da percentagem da circunferência cimentada.

O perfil VDL (densidade variável) registra a onda detectada pelo receptor que está a 5 pés e apresenta-a, qualitativamente, durante um período de 1 ms (começando a 200us e acabando a 1200us) as partes positivas da onda aparecem em escuro, e as negativas em claro; a cor cinza corresponde à amplitude zero.
A boa aderência cimento revestimento é detectada pela presença de valores baixos de no perfil CBL, enquanto a boa aderência cimento formação é detectada pela ausência de sinal de revestimento e presença de sinal de formação no perfil VDL.

O revestimento livre produz altos valores no perfil CBL e, no perfil VDL, um característico padrão de faixas paralelas, retas, claras e escuras, as luvas são reconhecíveis em ambos os perfis.
 

CANHONEIO
 

Uma vez avaliada a qualidade da cimentação e confirmada a existência de um bom isolamento hidráulico entre os intervalos de interesse, a etapa seguinte é a do canhoneio.
É uma operação que tem por finalidade colocar a formação produtora em contato com o interior do poço revestido, através de perfurações, com potentes cargas explosivas. Estas perfurações penetram na formação algumas polegadas após atravessarem o revestimento e o cimento, criando canais de fluxo por onde se processa a drenagem dos fluidos contidos no reservatório.

As cargas explosivas são dispostas e alojadas de forma conveniente em canhões. Uma vez estando o canhão posicionado em frente ao intervalo desejado é acionado um mecanismo de disparo que detona as cargas explosivas. Estas cargas são devidamente moldadas de forma a produzirem jatos de alta energia, com velocidades de até 6000m/s, que incidindo numa pequena superfície do revestimento geram pressões da ordem de 4.000.000 PSI e promovem a perfuração no revestimento, cimento e formação.

Aos canhões utilizados podem ser de vários tipos, sendo necessário uma seleção adequada para cada situação. Existem canhões que são descidos com cabo elétrico por dentro do revestimento (convencional), canhões descidos por dentro da coluna de produção (through tubing) e canhões enroscados com a coluna de tubos (TCP / tubing conveyed perfuration).

Os canhões convencionais e TCP têm diâmetro maior que os que descem pelo interior da coluna de produção, permitindo o uso de cargas maiores, e conseqüentemente maior poder de penetração.
Uma série de parâmetros relacionados com a geometria de canhoneio tem influência significativa no índice de produtividade do poço, tais como: densidade de jatos, perfurações (unidade de comprimento), profundidade de penetração, defasagem entre os jatos (0°, 90°, 120° e 180°), distância entre o canhão e o revestimento e o diâmetro de entrada do orifício perfurado.
 

O canhoneio pode deixar parte dos furos obstruídos e causar dano na formação, resultante da ação compressiva dos jatos, comprometendo o índice de produtividade do poço. Quando se utiliza canhoneio pelo interior da coluna ou do tipo TCP este dano pode ser minimizado, realizando a operação com pressão hidrostática no interior do poço inferior a pressão estática da formação. Desta forma se obtém um fluxo imediato pelos orifícios perfurados, desobstruindo-os.

As operações com canhão convencional são realizadas com diferencial de pressão no sentido poço/formação, por motivos de segurança.
 

EQUIPAGEM DO POÇO
 

Nesta etapa, o poço recebe equipamentos de sub-superfície (coluna de produção) e de superfície (árvore de natal).

A coluna de produção pe constituída basicamente por tubulação metálica removível (tubulação de produção), onde ficam conectados uma série de outros componentes, sendo descida pelo interior do revestimento de produção com as seguintes finalidades básicas : conduzir, de forma otimizada e segura, os fluidos produzidos até a superfície, proteger o revestimento contra fluidos agressivos (CO2, H2S, etc) e pressões elevadas e possibilitar a circulação de fluidos para o amortecimento do poço em intervenções futuras.
 

A composição de uma coluna de produção é função de uma série de fatores, tais como: localização do poço (terra o mar), regime de produção de fluidos (surgente ou elevação artificial), tipo de fluido a ser produzido, necessidade de contenção da produção de areia associada aos hidrocarbonetos, vazão de produção, número de zonas produzindo (completação simples, dupla ou seletiva), etc.
 

Os equipamentos mais encontrados nas colunas de produção são: obturador, válvula de segurança de sub-superfície e suspensor de coluna de produção. Uma composição ótima de coluna, levando-se em conta os aspectos de segurança, técnico/operacional e econômico, é obtida questionando-se sempre a validade da utilização de um equipamento em uma determinada posição.
 

O obturador (packer) é capaz de vedar o espaço anular entre a coluna e o revestimento de produção, tendo com finalidades básicas: auxiliar a coluna na proteção do revestimento de produção contra pressões elevadas e fluidos agressivos, isolar trechos danificados do revestimento com vazamento, possibilitar a completação dupla e seletiva e aumentar a eficiência dos métodos de elevação artificial. Uma da s formas de classificá-los, se refere ao mecanismo de assentamento, podendo ser mecânicos ( por tração ou compressão imposta pela coluna de produção), ou hidráulicos/hidrostáticos (diferencial de pressão interior da coluna) anular.
 

O suspensor da coluna de produção é o componente que se localiza na extremidade superior da coluna, ancorando-a na cabeça de produção nas completações secas, ou no alojador da alta pressão, no caso de completação molhada.
 

O suspensor fornece vedação entre a coluna e o revestimento de produção. Nas completações secas o acesso ao anular se dá pelas saídas laterais da cabeça de produção, sendo que pelo suspensor se dá o acesso ao interior da coluna. Nas completações molhadas, onde a cabeça do poço fica no fundo do mar o acesso à coluna e ao anula se dá, na vertical, pelo suspensor, visto que o alojador de alta pressão (housing) não dispõe de saídas laterais.

Após a descida e ancoragem da coluna de produção, o preventor de erupções (BOP) é retirado e se procede a instalação da Árvore de Natal.
Árvore de Natal é um sistema composto de um conjunto de válvula que permite o controle do fluxo de fluido do poço, com segurança, durante a sua vida produtiva. No caso de completação seca é instalada sobre a cabeça de produção, denominada Árvore de Natal Seca ou Convencional, e em completações molhadas, sobre o alojador de alta pressão, recebendo o nome de Árvore de Natal Molhada.

INDUÇÃO DE SURGÊNCIA

É o conjunto de operações que visa reduzir a hidrostática do fluido de completação a um valor inferior à pressão estática da formação, de um modo que o poço tenha condições de surgência. Pode ser dividida em quatro grupos: indução através das válvulas de gás-lift, indução através de flexitubo, indução pela substituição do fluido da coluna por outro fluido menos denso e pistoneio.

Os dois primeiros métodos trabalham com a gaseificação do fluido do interior da coluna como forma de diminuir sua hidrostática. No primeiro, o gás é injetado inicialmente no anular do poço, passando para o interior da coluna, de forma controlada, através de equipamentos especiais chamados de válvulas de gás-lift.  

No segundo método o gás é injetado por uma tubulação metálica flexível que é descida pelo interior da coluna de produção. O terceiro método trabalha com a substituição do fluido de completação por outro fluido mais leve (diesel ou nitrogênio). O quarto método trabalha com a retirada mecânica do fluido de completação por um copo especial, que durante a sua descida pelo interior da coluna, com um cabo de arame, permite que o fluido passe para a parte superior, e durante sua retirada veda na parede interna da coluna, expulsando o fluido da parte superior, funcionando como um pistão