1 UNIVERSIDADE FEDERAL DO RIO GRANDE DO NORTE … · Curso de Engenharia de Petróleo da Universidade Federal do Rio Grande do Norte como requisito parcial na obtenção do título

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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.


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.


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


com base no SGIP.....................................................................................................................31

Figura 10: Abandono permanente de poço no mar, com intervalo aberto e equipado com liner,


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 no SGIP.....................................................................................................................38

Figura 24: 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


Figura 30: Abandono permanente de poço em terra, com duas zonas canhoneadas e equipado


Figura 31: Abandono permanente de poço no mar, com duas zonas canhoneadas e equipado


Figura 32: Abandono permanente de poço no mar, com duas zonas canhoneadas e equipado


Figura 33: Abandono permanente de poço em terra, com duas zonas canhoneadas e sem liner,


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,


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

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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

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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.

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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.

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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

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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.

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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


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,


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




com base no SGIP.




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.

40

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.

41

Figura 29: Abandono permanente de poço em terra, com duas zonas canhoneadas e equipado com liner,


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,


Figura 32: Abandono permanente de poço no mar, com duas zonas canhoneadas e equipado com liner,

com base no SGIP.

42

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.

43

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.

44

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.

45

REFERÊNCIAS

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ANP. Portaria n. 46, de 1 de novembro de 2016. Dispõe sobre aprovação do Regime de

Segurança Operacional para Integridade de Poços de Petróleo e Gás Natural.

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1 UNIVERSIDADE FEDERAL DO RIO GRANDE DO NORTE … · Curso de Engenharia de Petróleo da Universidade Federal do Rio Grande do Norte como requisito parcial na obtenção do título