Entrevista para artigo ESSS D&C

Beleza?

>> Perfeito. Então, hoje, ó, eh, ela vão

ser em seis fases, tá? O Morfo,

ela, o poço,

ele tem uma lâmina d'água.

Deixa eu ver se é o outra outro

documento.

>> São seis fases paraa perfuração toda.

>> Exato.

Isso aí parece que vai dar uns 5 se

meses. É isso de de

que eles estão prevendo assim se não

tiver nenhum

>> Ah, isso aí é bem bem complicado. A

gente possa posso até te mostrar alguns

exemplos aí em tempo,

>> mas, por exemplo, só essa demora eh já

>> já extrapolou

antes.

Exata.

2889

era prevista, mas eu acho que não era

nessa que eu queria.

Deixa eu ver se esse outro.

E aí? E aí? Eh, queria também que me

falasse a a I3S tá participando assim

com a parte do de monitoramento 24x7 da

fase de exploratório, assim, da

perfuração.

>> Perfeito. Hoje a gente monitora todos os

postos, né, de eh perforados da

Petrobras,

bem como o

a da Margem Equatorial.

Ô, Petrobras, já perfurou um na margem

equatorial, mas só que na bacia

Potiguar, que é ali próxima a Natal. E

aí agora tá sendo o primeiro poço na Foz

do Amazonas,

>> certo?

>> Hoje a previsão ele tá por volta de 500

km da Foz do Amazonas.

>> Sim.

>> E ele atualizando aqui a lâmina d'água,

só a a altura da água. né? Até o solo é

de 2887

m.

Depois confirmado. Em projeto era 2889,

mas confirmado, normalmente eles

confirmam pelo potixaba. Eles lançam

boias e fazem o a primeira fase que é a

fase de 36

42.

aqui, ó, eh, desce uma broca de 36

polegadas com um alargamento de 42 e

depois desce um revestimento.

>> Esse é o revestimento que a gente chama

de alojador de alta. A gente precisa de

dois revestimentos pro BOP assentar. E

aí são as duas fases, fase um e fase

dois, que o tipo de fluido é a própria

água do armar. É, então é em poço

aberto, né? Então, foi feita a primeira

fase, a gente não acompanha a primeira

fase. Essa primeira fase, ela a gente

chama de BHA cego. Ele não tem

ferramenta MWD nem LWD. Então, a gente

não tem medição de pressão enquanto

perfura. A gente não tem eh aí no caso

para Petrobras informações de geologia

enquanto perfura, né, que pode ser um

raio gama, uma pressão non, eh, enfim.

resistividade

e entre outros. Então a gente começa a

acompanhar do PWDA a partir da segunda

fase. Aí aqui, ó, começou o

monitoramento

dia 30 de outubro e terminou dia 1eo de

novembro de 2025. A a companhia de

serviço SLB, né?

>> Uhum. E foi iniciado a perfuração em

3023

até 4080

foram os metros perfurados, um total de

1057 m nesses tempos. Aí esse, essa é a

segunda fase, é onde a gente tem a

inferência cálier.

>> Que que é inferência cáiper? Ela

a partir da pressão non, essa mudança

quando a gente bombeia um fluido pesado,

aquele fluido que tá no poço, que é a

água do mar, mais cascalhos, né? Então a

gente vai ter um um peso de fluido um

pouco maior do que a da água do mar, que

é 86, vai ter por volta de nove ali.

Então a gente bombeia um fluido 12 que

empurra esse fluido que tá dentro do

poço para fora do poço.

Então, com essa variação é de pressão, à

medida que essa esse fluído vai subindo

dentro do poço, com essa com essa

variação de pressão, eu consigo

determinar o diâmetro médio daquele

poço. Se a gente fizer eh a cada

informação de pressão anular, item por

item, a gente acaba tendo isso de forma

discretizada,

né? O, a gente fez essa inferência

caliper, o resultado da discretizada não

foi legal, então por isso não foi

entregue, tá? o de acordo com o

comentário.

>> Uhum.

>> Eh, realizado apenas um bombeio. O

método utilizado foi quando o fluido

passou pelo pelo sensor de de PWD, né,

que são aqueles eh

são aqueles GOJ, como é que é o nome?

Enfim, esqueci o nome do sensor.

Eh, e aí começa a ter esse aumento no

ECD ou na pressão do nular, né?

>> Uhum.

>> Então, tem os dados de ISD inicial,

eh, e foram bombeados, ó, 2590

barris de FCBA 12,5 PPG,

eh, 280 de FCBA 12,5 PPG viscoso e 200

barris de FCBA 12,5 PPG.

Então foi nessa sequência, teve pequenas

variações de vazão durante esse bombeio.

Eh, não teve problema na decodificação e

no recebimento dos dados. Após a análise

do PWDA, CERM encontrado foi de 28

polegadas. A broca é de 26 e o calier

médio nesse bombeio foi de 286.

desses,

igual a gente viu ali, 1057 m

perfurados, né?

>> Uhum.

>> Descredizado não foi entregue. Por que

que não foi entregue? Quando a gente

pega, eu tenho a imagem aqui dela,

ela não ficou legal. a gente vai ter eh

momentos que ela tá undergage

eh com um valor menor do que a de broca

nesse trecho, valores que estejam muito

maior do que a da broca, igual nesse

trecho aqui de 51, por exemplo. Então

não faz sentido

>> a gente entregar. E por que que

E por que que dá dá esses valores, né?

Se a gente vê na no resultado

de como veio os dados de pressão no

anular, consequentemente através da

pressão non a gente tem o ECD, esse CD é

equivalenting

density. É, então é é a densidade

equivalente enquanto tá estamos

circulando. Então pega a partir do do

dado de pressão anular e p = rgh, a

gente tira esse fator h e transforma

numa num num valor eh esse R, né, que

seria a densidade, a gente chama de ECD,

que é essa densidade equivalente.

Então quando você vê que ao longo do

tempo ele,

os pontos dele ele não é retilíneo

e a gente precisa dessa variação de um

ponto a outro. Então pode ser, por

exemplo, que pegou no em tempo, pegou

esse ponto aqui e esse ponto aqui, então

a reta dela, desse trecho, seria bem

horizontal.

>> Uhum. Só que na verdade era para ser

esse ponto aqui que que torna uma

inclinação maior, entende? Então, se a

gente pega da maneira discretizada, ela

não conseguiu entregar um resultado

legal. a o caliper discretizado. Por

isso que só foi entregue o médio de 286,

porque ele é do primeiro ponto ao ponto

de estabilização, ao ponto que completou

o poço, que é o final. Então ele só pega

uma inclinação de reta, certo? É só

diferença do início do bombeio ao final

do bombeio. Ele não entrega o

discretizado ao longo do bombeio.

Entendeu?

Entendi.

>> Então, beleza. Fizemos na fase dois a o

a inferência Calier, que é um dos

serviços que a gente entrega.

Aí a partir da terceira fase, que foi

broca de 18/8, alargamento para 21,

começou na data de 27 de novembro. Aí,

porque da fase dois paraa fase três tem

a descida do revestimento, né? a gente

perfurou com broca de 26, desci um

revestimento de 22

e depois de descer esse revestimento,

cimentar esse revestimento, desce o BLP

com os Heiser, que aí torna um circuito

fechado,

porque

>> Ah, certo.

>> O Riser eles são tubos grandes que

seguram o BOP e ficam conectados ao BOP.

É isso, é, é isso que dá. E a partir

desse momento é que a gente pode falar

que o posto tá fechado, é um posto

fechado. Perfeito.

>> Você falou assim: "Ah, aqui é o posto

aberto, a gente tá tá perfurando poço

aberto porque ainda não tem um bop ou é

ou não?

Não necessariamente, porque o poço

aberto pode ser que não seja

revestimento. Por exemplo, a gente tem o

o pessoal de log, de wireline, a gente

tem de poço aberto e poço fechado. Poço

aberto seria quando não tem

revestimento.

>> Poço fechado seria quando já tem

revestimento,

>> certo?

Mas não tá errado isso da gente falar

que que seria um posto fechado, porque é

um circuito fechado,

>> porque o que você tá bombeando que vai

por dentro da coluna, sai da coluna e

sobe nesse anular que é que tá fechado

pel por esses riser, então tá retornando

para lá pro navio

>> e tem um revestimento que é como se

fosse uma uma parede a mais ali do poço,

né, que é a a borda, talvez o poço é o

revestimento. né?

>> Perfeito.

>> Então assim, o revestimento ele pode,

ele também passa fluido ali entre ele e

o

e o anular ali. Como que é? Tem

>> é eu eu vou vou pegar num pente aqui, ó.

>> Isso é só uma questão de curiosidade

minha.

>> Não, sem problema, sem problema. Eu

>> Mas é porque ele ele eu entendi que ele

é o posto, tá o posto, o circuito

fechado e aí tem um controle de pressão

e temperatura muito maior, né? Aí tem

todos os sensores, tudo.

>> Sim.

>> E é muito mais fácil, talvez, de, isso é

uma curiosidade minha, talvez de

controlar ele, né? Porque até então ele

tá

ele é como se sem o BOP ele ficasse um

pouco mais sensível, né? Ou sem o

revestimento, vamos dizer assim.

>> Sim. Ó, vamos lá. Teve primeiro broca

36, alargador 42. Então esse trecho aqui

é de 42 polegadas, certo? Uhum.

>> E aí desceu um revestimento de 36

polegadas.

>> Uhum.

>> Então desceu um revestimento de 36,

certo?

>> Sim.

>> Então já ficou um certo anular aqui que

ele vai ser cimentado.

>> Uhum. Então esse cimento eles vão

bombear por dentro do revestimento e ele

vai preencher um trecho desse anular

aqui que tá

>> que tá vazio, certo?

>> E ele vai ter um o que a gente chama de

[ __ ] que é um plug para deixar esse

revestimento,

ele ele preenche um pouco acima, só que

para ele não deixar retornar esse

cimento, né? Então vou falar, ele ele

preencheu aqui

e tem um pouco de cimento aqui.

>> Aí desce a broca de 26

que vai perfurar esse

esse vai cortar esse cimento.

>> Aham.

>> Corta a [ __ ]

>> Uhum.

>> E depois vai descer um revestimento de

22. Entendi.

>> Mesma coisa. Vai cimentar.

>> Uhum. Baixo.

>> E depois

desce. Aí você entende que fica deixa

essa estrutura

dessa parte bem mais segura, né? Com

risco de desabamento, tudo mais.

>> Sim. Aham.

E a partir do momento que a gente tiver

esses dois revestimentos,

eles já são os alojadores pra gente

colocar

o BOP aqui em cima.

>> Aham.

Sim.

>> Certo.

>> Uhum.

Entendi.

E aí, desse BOP a gente conecta os riser

a superfície do navio.

>> Uhum.

>> Certo.

>> Aí, beleza, tá conectado. A gente pode

entrar com broca de 18 1/8 com alargador

de 21 polegas.

Então, a gente entrou novamente uma

coluna aqui aqui para baixo

para perfurar

esse outro,

esse outro trecho,

né? começou a perfurar esse esse trecho

de 18 21 e tem um teria um alargador

aqui de 21 bem na parede.

>> Certo.

>> Certo.

>> E

aí o fluido

ele é bombeado por dentro da coluna.

>> Uhum.

>> Sai pelo alargador.

>> Uhum.

e pela broca.

>> Certo?

>> Além disso, a gente tem as linhas de

de Heiser, que aí é um fluido que é

bombeado. O próprio Riser, ele vai ter

meio vai ter linhas

que de bombeio que você pode fazer o

bombeio pelo Riser.

>> Uhum. Então ele vai ter

um fluido que ele vai ser bombeado não

por dentro da coluna, mas ele vai ser

bombeado pelo Riser

para ajudar aos aos sedimentos. Esse

cascalho que tá tá ocorrendo na

perfuração,

>> ele tá ajudando a limpar esse poço e e a

mandar lá para cima.

>> Sim.

>> Certo.

>> Uhum. E a partir dessa fase, o fluido

ele começou a ser sintético, ele é base

não acosa.

Normalmente sempre sempre esse fluido

ele tem que ele não pode ser jogado no

mar, né? Ele tem que retornar para pra

terra depois, né? Então ele é ele é l eh

limpam, né? esse fluido com esse

cascalho, tem essa limpeza do tiram o

cascalho. Esse cascalho também não pode

ser jogado no mar, ele tem que retornar

pra terra quando usa fluído de base

sintética.

E

só que aí identificaram durante a quarta

fase,

ó, que é de 16, que é essa fase que

que a gente iniciaria, né?

Nessa fase aqui, na quarta fase,

identificaram que tava tendo perdas,

que assim como eu falei, tudo como é um

circuito fechado

>> Uhum.

>> tudo que tá sendo bombeado para dentro

do poço, todo esse fluido, ele tá

retornando

>> sim

>> lá para pro navio. Óbvio que esse tanque

ele vai diminuindo porque a gente tá

aumentando o volume do poço, né? a gente

tá cortando, então esse tanque ele vai

diminuindo um pouco o fluido, isso é

normal.

>> Só que quando você começa a ter uma

tendência de perda de em em volume de

fluido maior do que o o que você tá

previsto para preencher aquele poço,

você a a ativa um alarme, né? Opa,

alguma coisa de errada tá acontecendo.

>> Uhum. E aí foi identificado que tava

tendo perda de fluido nessa linha de

Heiser.

>> Aham.

>> Então esse fluido tava deve ter

algumiser que deve est com algum furo e

e deve tá tá jogando isso pro mar.

>> Uhum. Então, independente assim, seja lá

na na margem equatorial, seja em Búzios,

seja em qualquer outra bacia, a operação

ia parar e ia ser investigadoonde que tá

o vazamento nesse Riser.

>> Sim,

>> uma pena, né, ser lá na margem

equatorial que tá o Brasil inteiro com

os olhos virados a isso, né? Mas

>> o que poderia ter acontecido em qualquer

outra plataforma offshore.

>> Exatamente.

>> E o e o e aí o que foi constatado que

isso aí tava saindo para fora, ele não

tava, não sei se tem esse caso de às

vezes também ter um furo na no

revestimento e o fluido tá escapando lá

para dentro ou isso é difícil de

acontecer.

>> Então eh

>> é difícil, né? Porque depois que você já

perfurou, não vai ter nenhum atrito ali

a ponto de

>> quebrar o revestimento e o fluído

escapar por ali, né? A não ser que tenha

tido algum tremor de terra, alguma coisa

nesse sentido, né?

>> O que pode acontecer eh o desgaste de

revestimento, que é algo que a gente

monitora também.

>> Sim. Por exemplo, nessa fase, a partir

do que que a gente tá em poço fechado,

>> Uhum.

>> a gente consegue simular o desgaste do

revestimento que desse desgaste que tá

ocorrendo no revestimento, por exemplo,

que a gente tá girando a coluna aqui.

>> Esse a coluna, o os tubos, né, eles têm

o que a gente chama de two joint. Ele

não é ele não é retinho, né? Ele tem

tipo ele é um pouquinho maior assim, ó.

Aina e um pouquinho maior.

>> Sim.

E aí ele conecta com outro, né?

>> Aí é o de baixo ele tem a rosca macho,

né? E em cima a rosca fêmea.

>> Uhum.

>> Então os tubos vão conectando e nessa

parte da tool joint da conexão eles eles

têm um OD um pouco maior.

>> Uhum. E aí a gente tem essa simulação de

desgaste de revestimento.

Certo?

>> Hoje eu não vejo como uma preocupação,

tá? O o desgaste de revestimento. A

gente tem os limites de projeto que o

projetista Petrobras

ele

ele entrega pra gente, né?

E aí tem para cada fase, eh, pro

revestimento

de 22, quando a gente começou a fechar o

circuito, né, que instalou o BLOP, a

gente tem o revestimento de 22, que é

exatamente nesse desenho que eu te te

mostrei aqui. O revestimento de 22, a

gente sentou o BLOP, então a gente já

começa a ver o desgaste nele. a gente

vai ver o desgaste no revestimento de

22, no liner de 18, no liner de 16 e no

revestimento de 1358.

Então, por exemplo, na na fase três que

a gente perfurou,

que já foi, né, já acabou essa fase,

essa foi a primeira fase em comoo em

circuito fechado, né,

o com o BOP instalado. Então, a gente

tem os limites máximos de desgaste 20

996 20, que é exatamente essa curva azul

aqui.

>> Tá vendo? E o desgaste previsto simulado

pela pelo projetista da da Petrobras

é essa curva vermelha.

>> Você vê que o previsto não chega nem em

5%. A posição crítica aqui seria em

3809,

que é de 996, mas muito pontual. É, é

bem eh de um a outro aqui é coisa de 1

m. Nesse 1 m em

>> não é não é algo que vai fazer uma

preocupação,

>> é, mas

>> tá longe do limite assim,

>> tá sendo um desgaste bem baixo. Aí como

que a gente faz essa simulação?

Eles eles têm a prevista

baseado

na

aí é esse documento aqui que a gente

chama de desgaste previsto.

O BHA ele tem um fator de desgaste a

partir de um de um BHA genérico, né, que

que é previsto a a ser rodado.

tem esse BH genérico com esse fator de

desgaste

e tem eh como que vai ser as operações

desse dessa fase, ó. Ele perfuraria de

4019 a 4069

e de 69 a 4370. Mas nesse trecho ele

perfuraria com um peso sobre broca de 20

kb força

com uma rotação de 60 rpm.

e numa taxa de ROP de 5 mh, dando um

tempo total de 10 horas.

Então, ele me descreve toda

a operação que vai ser feita, essa

sequência operacional e aí me gera o

esse desgaste previsto.

>> Uhum. Uhum.

>> essa curva vermelha ou que a gente

imputa no software, no desgaste total,

eh, é uma tabela em Excel, né, que que

geraria esse essa curva vermelha.

>> Uhum.

>> Então, como que é a nossa simulação? a

gente entra o BHA, correto, né? O a o

TAL dos drill pipes corretos e a gente

tem como que a operação está

acontecendo, como que tá sendo o peso

sobre broca e como tá sendo a rotação do

de maneira real, né, de maneira

verdadeira. Então a gente dá esse

desgaste de revestimento atual,

que vamos falar assim, ah, começou a

perforar ainda tá bem baixo comparado ao

previsto. E a gente ainda dá também o o

previsto ao final da fase, porque vamos

vamos supor assim, ah, a gente já

perfurou até 4050,

então a gente sabe que teria mais 19 m,

né, com esses parâmetros até 4069,

seriam mais 19 m com esse parâmetro e

teriam depois esses parâmetros previstos

em sequência operacional.

Então a gente vê o que tá realado

nessa sequência operacional que que o

projetista entrega pra gente,

>> certo?

Então a gente vai ter sempre essas três

curvas. A gente vai ter o desgaste de

projeto, o desgaste real e o desgaste

previsto ao final da fase.

>> Entendi.

>> Esse é o a forma que a gente faz essa

análise de desgaste

>> n ali, tá? Ele tô mostrando ali o real,

ele não tá mostrando. É isso.

>> É, isso aqui é projeto.

>> É um projeto. Ah, tá.

>> Vou te dar um exemplo aqui agora da

gente,

>> a gente às vezes só consegue ter o dado

total depois então que perfura, né?

Porque até então enquanto tá perfurando,

perfurando a gente tem é uma mistura,

né?

Exato. Exato.

>> Porque você tá, é uma coisa que foi

previsto ali pelo engenheiro junto com

alguma, algum dado real que faz a gente

simular o, né, o que eh ali também o que

tá acontecendo e o que pode acontecer,

né? Tem

>> perfeito,

>> né? Perfeito. Eu vou te mostrar aqui o

da da NS47, o como que tá o desgaste de

revestimento. E aí, deixa eu só enquanto

você vai abrindo aí, deixa eu perguntar

uma curiosidade. Ô, Júlio, o vocês

estavam acompanhando esse eh a

perfuração quando teve esse essa perda

de de eh como que é o fluido, como que a

gente fala? Perda de carga, não? Ah,

perda de fluido. Perda de fluid fluído.

>> E aí vocês estavam acompanhando e e

vocês eh chegaram a reportar isso? Teve

ou não? Isso foi algo que eles

>> detectar detectaram também junto lá e

pararam a operação. Como que foi? Eu vou

vou ver aqui na na Passerv, mas isso não

foi foi alarmado não, até porque eu

falei, normalmente é é dado por uma

queda de tanque, então não teve nenhuma

ação nossa para o reporte desse dessa

queda de fluido. A gente pode até

confirmar se o se o software chegou a

alarmar, mas assim, até o o esse alarme

de de tanque é até meio uma problemática

pra gente, porque ele ele vem sem parar

porque igual eu falei, às vezes sempre

tá perdendo e

>> Sim, é difícil de de conseguir.

>> Exato.

>> Eu entendi.

>> Eu vou até mostrar aqui também da 4.

>> É muito dinâmico, né? Nú tem. Ele tá ele

tá aumentando o tamanho do poço, né?

>> Exato.

>> Ao mesmo tempo ele tá

>> ele tem que ficar num equilíbrio ali,

né? Praticamente, né? Porque tá

aumentando o poço, mas também não pode

ter o fluido. A não pode perder muito

fluido. Então tem que ficar controlando

isso. E eles falaram que é bio

biodegradável. É é

>> é é sintético, mas foi passado como

biodegradável. Imagino que seja

justamente para evitar caso venha

acontecer alguma

>> uma coisa de sair pro porque ainda tá

imposto tá ali manusando em poço aberto,

vamos dizer assim, né? Então

>> é, não, já tá com o BOP, né? Já tá tava

pronto para iniciar a fase quatro.

>> É verdade. Uhum.

>> Mas aí foi pelo Riser mesmo que teve o

vazamento. Aí eles estão puxando tudo,

todos os Riser para investigar onde que

tá esse vazamento

aqui, ó.

O tanque ativo vai ser essa curva

amarela aqui que eu vou vou tirar, tá?

Com essa escala.

Ele tá perfurando aqui na na NS47.

Você vê, ó, de padrão, só pelo fato de

tá perfurando, de tá tá tendo o avanço,

o tanque ativo, ele já vai caindo

normalmente, né? Então, às vezes, se

você tiver um desvio a mais desse

tanque, aí realmente pode ser um alarme

a a a ser gerado.

>> Mas vamos ver como é que tá de alarme lá

no

>> E aí eu queria saber um pouco também da

operação, porque vocês estão monitorando

esse poço. Então, eh, uma equipe 24 por7

que fica e mesmo com as pessoas eh com

office,

>> não? Então,

>> isso perguntar, é por isso que eu

perguntei para você no começo ali, mas

eu me ten um pouco de curiosidade nisso.

Como que é que funciona a operação

exerce no acompanhamento do poço?

Entendeu?

>> A nossa equipe é 247.

a gente,

nossa equipes, nós somos em quatro

pessoas, né? São quatro eh funcionários

que estão fazendo turno e eu fico como

suporte.

>> Então, a essa escala ela roda certinha,

ó. Vou também te mostrar a escala para

você entender certinho como que é.

Aí é presencial lá em Macaé junto ao

CSD, que é o centro de suporte e decisão

da Petrobras.

>> Então, mas o o

presencial tá em Macaé, não em Amapá,

por exemplo.

>> É em Macaé.

>> Em Macaé.

>> É,

>> quer dizer, fica monitorando do rio

assim, ó. Exato.

>> E o e aí todos os

>> É, entende?

>> Que estão sendo perfurados.

>> Por exemplo, a no momento a gente só tem

dois, né? A gente só tem a NS 40 e 47.

Essa, esse outro aqui é porque tá sendo

feito o teste de servidor, mas tá tendo

duas perfurações no momento, que é o

Jubart 71 e o Búzio 100.

Então, a equipe ali tá monitorando dois

poços com o PWDA. Por que que é muito

importante nosso serviço? Assim, porque

a gente tem um CSD, um centro de suporte

de decisão do do Perf. Ele tem que tá

atento a qualquer evento que esteja

ocorrendo nas sondas, que que seja algum

outro problema. Mas vamos falar assim, a

gente tá às vezes perfurando oito, oito

poços diferentes,

só que aí ele tá preocupado com a

trajetória de um poço e nisso tá tendo

queda de pressão, um possível washout ou

um desgaste de revestimento de um outro

de outro poço. Então a gente a alarma

pra gente o esse porque a gente

cadastra, né, esse poço tudo mais no

PWDA, a gente recebe o alarme, faz esse

filtro do alarme, se se ele é condizente

ou não, e passa pro

responsável Petrobras. Então ele não

precisa, óbvio que ele ainda vai volta e

meio olhar cada poço o que que tá

acontecendo, tudo mais. Mas se ele tá

com atenção em um poço, os outros set

pode estar acontecendo que que se vi

algum alarme, a gente vai ter um

operador ali pronto para avisar o

o CSD responsável,

>> certo?

>> Né? seja seja num num perda de fluido ou

num ganho de de fluido, apesar que ainda

em tanque existe um operador dentro da

sonda que ele é responsável por

por kick, né? E enfim, é a gente chama

de mudloger.

>> Uhum.

>> Ele ele tá monitorando os tanques, né?

ele é focado nisso,

mas, por exemplo, eh até até mear como é

que funciona lá na lá em Macaé, a gente

vai ter um operador, a gente tá no dia

21 de janeiro.

21 de de janeiro. A Franciele, ela

entrou ontem à noite no turno, então ela

tá fazendo o turno de 7 da noite às 7 da

manhã e tá passando pra amanhã pra

Karine. A Karine que tá nesse momento lá

fazendo de 7 da manhã à 7 da noite.

Uhum.

>> E isso vai ser a semana toda até a

próxima terça, que aí o Felipe vai

entrar à noite, a Franciele ela vai

passar pro dia na quarta. Então ela saiu

na terça, 7 horas da manhã, só vai

entrar na quarta, 7 horas da manhã.

>> Uhum.

>> E aí o Felipe entrou à noite e a Karine

pegou folga.

Então Franciele fez 14 dias, Felipe 14

dias, Guilherme 14 dias, Karine 14 dias.

>> Sim.

>> E aí a gente vai rodando assim,

>> começa de novo

>> e vai começando de novo. 7 dias à noite,

7 dias de manhã, 7 dias à noite, 7 dias

de manhã. e vai rodando e aí você tem

trabalha 14 dias, folga 14 dias.

>> Legal.

>> Então é é assim que funciona. Quatro

pessoas e quando alguém tirar férias,

igual vai acontecer o caso do Felipe

nesse próximo turno, aí eu vou cobrir o

turno dele e folgo os 14 dias depois.

>> Certo? Ah, legal.

>> Então a gente precisa

>> então sempre cinco. Sempre cinco. Então

para um cobrir essas saídas entre os

princípios. Perfeito, perfeito.

>> Muito legal.

É bem parecido com um pouco a escala que

o pessoal faz na plataforma, né? Que

também o pessoal não é direto, né? Pelo

que eu sei, tem essas folgas. Eh, não

sei se eles voltam, eles ficam lá, mas

eh mas também tem essas folgas grandes,

né? Entre um turno e outro. Sim.

>> Sim. Quando, por exemplo, é um

trabalhador de uma mesma sonda, aí é

exatamente igual, é exatamente assim que

funciona,

>> que que aí você já tem que ter o seu

back planejado, né?

>> Uhum. Mas, por exemplo, uma companhia de

serviço, por SLB, Rallyburton Baker, eh,

é serviço por demanda, então não

necessariamente é na sempre na mesma

sonda e tudo mais, então fica mais

difícil de você ter uma escala certinho.

>> Ah, entendi.

>> Parece que essas companhias sempre estão

precisando de gente e e aí mais trabalha

do que folga, né?

>> Sim. Eu, a gente tem esse o o a E3S tem

esse diferencial, Júlio, de fazer esse

monitoramento, né? Eu acho que é uma

coisa meio, não sei se é única ou uma

das, né, que faz esse monitoramento aí

24x7 na perfuração, mas você sabe se a

gente é único nisso ou não? Uma uma

coisa meio que eu queria responder, sabe

se tem outras empresas que fazem isso ou

é só a gente que faz do jeito que a

gente faz assim junto com simulação, né?

Isso

>> então eu acredito que é único, sim, da

forma que é feito, eu acredito que é

único, mas por exemplo, as companhias de

serviço, elas têm também esse trabalho

de forma remoto, né? Eh, por exemplo, a

a própria Hally Burton, ela tem uma

equipe lá que monitora todos os poços da

Hall Burton também para identificar

qualquer desvio durante a perfuração.

Eh, a Schumberg, ela tem um SLB, ela tem

um serviço remoto, mas mais para ter um

profissional qualificado, monitorando

também as ferramentas e e como tá o

direcional do poço para tá dando suporte

às vezes quem tá na sonda, que não tem

tanta experiência.

>> Uhum.

por exemplo, na POC que a gente teve lá

no OMAN, eh, a gente competiu com

algumas outras outras

>> outras despesas, né, como

>> era possivelmente estaria saindo a a SLB

de lá com o serviço do Interact, eh, mas

tinha muitas outras, a própria NOV, a

Baker, eh, aerford, todas elas de

serviços também tavam

tentando vender um o serviço, né? Mas

assim, eu eu confesso que

>> o pessoal da Pou se surpreendeu muito

positivamente com o nosso serviço,

assim, sabe? Eu acho que eles deram essa

oportunidade pra gente, talvez achando

que não ia

não, não é seria uma uma grande

concorrente, mas eles se surpreenderam

bastante assim.

>> Ai, que bacana, né? Legal, né? Saber um

reconhecimento assim de que estamos tá

fazendo do jeito certo aí pelo é o é o

>> Sim, sim.

>> Pô, eu acho que a gente o que que você

que vai, voltando ali pro pro Morfo, né?

Eu acho que a gente sempre falou bem ali

com relação até eh quais fases que a

gente participou, como que aconteceu até

essa perda de fluido e eh me explicou

bem ali como que foi o como que

aconteceu e o o uma possível causa do

que aconteceu.

É, a gente não tem uns, não sei se a

gente já tem os resultados, se ele já

tem mais ou menos uma, sabem mais ou

menos onde foi a, a, o vazamento, mas se

se isso também já é algo que

eh

provavelmente já devem ter corrigido

isso, já devem ter tirado, né? Ou você

acha que ainda tá fazendo isso? Tá nesse

processo?

>> Eu acho que eles estão no processo, ó.

Hoje é 21 de janeiro.

>> Foi aconteceu quando isso foi?

Isso foi,

deixa eu confirmar aqui a data do, ó, 7

de janeiro, eles terminaram de tirar

substituindo.

Ah, então é depois s, isso foi 7 de

janeiro que eles terminaram, que saiu do

poço.

Manobra Riser. Vamos ver. Dia 3 de 3 de

janeiro.

Running RLE.

>> É porque eles têm que tirar a coluna

toda para depois, né? Ainda a coluna é

rápido, né? Alguns dias, né? um dia, não

sei quanto que para tirar a coluna toda

lá. Se bem que tava arraso ainda, tava

com 2 3.000,

não tava fundo ainda, né?

>> É, eles estavam em 4700, né? O

>> E tá previsto para quando? Para quando

atingir a o reservatório, com que

profundidade? Vocês sabem

>> aqui, ó, no dia entre, perdão, é do dia

3 pro dia 4.

>> Aham. procou em pontos que tinham

resquício de cimento. Eh, tava

repassando, né, ali naquele trecho,

encontrou o topo do cimento e começou a

trocar fluido.

Sonda colocou o booster, começou a a

bombear pela booster também perto das 10

horas da noite,

mas alguma coisa aconteceu que tava

vazando eh oil base mud, né, que é um

fluído sintético

>> pela booster. Petrobras tá limpando a

linha com água mar, com a água do mar e

depois vai puxar para checar BOP.

Então

>> isso foi dia

>> isso foi dia 3 pro dia 4.

>> Ah, tá.

até o momento, até hoje,

prosseguida atividade de inspeção nos e

linhas auxiliares

>> ainda

>> estão nesse processo.

>> A previsão, ó, no momento a gente tá em

4701.

>> Uhum.

Só confirmando.

O poço tá em 4701. Confirma.

E a previsão é a TD dela na fase 6,

broca de 12 1/4

7.081.

É, quase já passou da metade, pelo menos

aí.

>> Ah,

>> mais mais da metade, né? Então,

>> tá, então tá.

>> Terminou. E para você ver, eles estão

seguindo o projeto certinho,

>> que era previsto fase três acabar em

4701

>> e aí foram iniciar a fase quatro,

só que aí teve na hora de de fazer essa

troca de fluido, iniciaram um corte

cimento, na hora da da troca de fluido,

eh, notaram que tava vazando pelo

Heiser. A gente pode às vezes até abrir.

Chegou nem a perfurar, então.

>> Ah,

>> não chegou nem a começar a perfurar ou

não.

>> Exato. Nem começou.

>> Que quando encontrou o topo do cimento

começou a trocar fluido. Vamos, vamos ir

pro dia 3 e 4 aqui pra gente ver.

>> Ver se aparece alguma coisa de alarme,

alguma coisa.

>> Aham.

Meioia.

A meio-dia.

Deixa eu abrir o do

PWDA.

Um

Ч.

А assim, de de

em questão a como tava a perfuração,

eles estão eh bem cautelosos, né? Tão

bem

>> Sim, até porque tá tá todos os holofotes

em cima, né? Então,

>> exato. Então, não chegou a ter muito

problema não, nem de alarmes.

>> Uhum.

Mas a equipe segue, vai tá monitorando

assim como todos os outros, né? Também a

Eu acho que

>> a equipe tá atenta.

>> Eu acho que é isso aí. Eu acho que a

gente conseguiu,

acho que a gente conseguiu, você

conseguiu me passar bastante informação

para eu poder escrever, entendeu? Eh,

mas se você acha que tem alguma outra

informação que é legal trazer também

pode ficar à vontade. Júlio, você acha

que faltou a gente falar alguma coisa

sobre o

>> Ah,

>> eu acredito que não. Acho que num geral

é isso mesmo. Só queria dar uma olhada

como que ficou nesse dia.

>> Aham.

se deu para ver, né, essa esse esse

vazamento aí,

>> tá? Pode ficar à vontade. Pode pode se

quiser, você quer ver isso e depois me

passar?

>> Pode ser, pode ser,

>> pode ser. É, e aí eu já vou montando

alguma coisa. Eh, e aí depois eu vou

passar para você revisar de novo você,

Marco, tem algumas informações que eu

peguei lá direto na Petrobráas que eles

têm lá também um pergunta e resposta só

para dar uma contextualizada para falar

o onde é, né? O pessoal falava que é na

Foz do Amazonas, mas também não é tão

não é tão bem na Foz do Amazonas, é 500

km da Foz do Amazonas, né? Dá uma

impressão que, né? Você tá na boca na

boca, não é bem assim, né? Uhum.

>> Asonas é bem bem

>> é bem extenso, né? Meu não sei qual que

é a largura. Fiquei até imaginando qual

que é a largura da do rio Amazonas

assim, cara. Para

>> Não, nem faço ideia.

>> Mas assim, você vê ali, tem até uma foto

da sonda ali, o cara na sonda que

você parece que tá no mar, não é

verdade?

>> É

>> porque é é no mar, né? né?

>> É, é no mar.

>> É no mar, né? É, é lá. É lá em cima, mas

é no mar, não é no rio.

>> Exato. Ex. É no mar.

>> É no mar, não é no

>> É 500 km da entrada ali do da saída, né,

do dessa rio mar.

>> É isso. Não, ele foi 500 km da Foz do

Amazonas, mas é e é 170 km da costa do

Amapá.

>> É, o mais próximo à costa seria 170 km.

É.

Então é no mar, né? No mar é

>> isso que eu acho que dá um pouco de uma,

sabe assim, uma característica assim,

ah, pô, você tá furando isso lá no

Amazonas dentro do Rio de uma

plataforma, mas não, não é, não é no

Rio.

>> Exato.

>> Eu acho que isso era uma coisa legal de

explicar, entendeu? Eu acho que o que

causou tanto assim reboliço tudo, é

justamente que a não, olha, tá a margem

equatorial onde que fica? Fica ali perto

do Amazonas, mais para cima, mas não é

bem não, né? Não tá eh dentro de uma

região ali mais perto, mas não é

>> Sim,

>> não é tão perto assim também, né? Não

vai, não é que vai

eh não sei eh se que, né? de lâmina

d'água é quase 3 km de lâmina d'água é

2800 m. Então

>> é é como se eu, se você comparar assim

com, sei lá, com aqui pro sul, bus

o o que o que que é tão diferente? É

menor,

>> menor. É menor. É, chega por volta de

2000

para busos assim.

>> Por que que é tão diferente de a gente

furar em busos e furar lá? Por que que é

por que que tá tão assim? Porque é

exploratório, é novo, não tem nenhum lá

ou é porque é por causa da região?

>> É, eu acho que principalmente por conta

de afetar e que eu acho que que o

pessoal, não que isso não seja uma

preocupação também aqui em Busos, né?

Mas

>> acho que lá lidam-se muito, falam-se

muito disso por conta dessa questão do

do de ecossistema.

Uhum. Tá,

>> mas

um um posto exploratório

ele é cheio de incertezas, né? Eh, por

isso que sempre ele vai ser vertical até

você ter um entendimento do que é

realmente a formação ali que você tá

perfurando.

>> Uhum. Você pega postos de correlação,

por exemplo, já eu já vi

um o exploratório que chama Monai, por

exemplo, um poço de correlação dele era

um poço lá da Nigéria, sabe? Então

assim, pensando nessa realmente na

>> Sim, eh, né,

>> no movimento de das placas tectônicas,

mas eh então você vai tendo postos de

correlação para você

prever

>> Uhum.

>> ter uma base do que que você pode

encontrar ali.

>> Sim. Então, por isso que qualquer posto

exploratório ele vai ter que ser muito

bem, vai ter que ser feito tudo muito

devagar, com muito cuidado para ali você

começar a ter realmente noção do que que

você tá perfurando e aí você depois

começa a fazer desvios, né, entender

como é que é, enfim.

>> Sim. E você falou que esse é o segundo

da Petrobras lá. Ou o primeiro já não

serviu

>> após? Não, porque o primeiro é foi lá na

bacia Potiguar, então foi lá na foi lá

perto do Rio Grande do Norte.

>> Entendi. Então essa outra bacia, então

como é um outro campo ali.

>> É, foi então é diferente. Já não tem

como nenhum que pode correlacionar

assim. É um novo exploratório.

>> Exato.

>> Ele não sabe nem exatamente se vai

chegar com essa profundidade e ainda vai

atingir o reservatório, né? Ainda

esperamos que sim, né? Mas

>> exato. Exato. Às vezes pode ser um pouco

antes, né? Ele tá tá botando 7.000 m

ali. Esse Monai, se eu não me engano,

foi record, foi por volta de 7.000 m

também. Eh, então assim, eles vão

primeiro perfurar reto para entender

quais são as camadas e ver no se chega

em algum

algum

>> Ele pode ainda chegar no sete e pouco lá

previsto e não encontrar e resolver

subir a coluna toda e fazer fur em outro

lugar.

>> Pode

>> sim, é uma uma probabilidade, né, também

acontecer isso, né?

>> Sim.

>> Eh, legal. Acho que é isso aí. Só que a

expectativa ali tá muito boa, porque

você tem as Guianas, o Surinami já

perfurando ali e muito próximo, né?

>> Aham.

>> Então, eu acho que pro entendimento do

das nossas reservas é fundamental ter

essa perforação ali também, entende?

>> Sim, sim. Não, isso sim. Eh, eles falam

que é pro pra gente sair da condição de

autossuficiente para

exportador.

>> Bacana,

>> não é? Parece que é isso. Eh, qual que é

a por que tá tá se fazendo esses postos

exploratórios? Pelo que eu pesquisei é

isso, entendeu? Eles querem sair dessa

condição porque aí enquanto que não tá

parece que tem um há tantos, né, tantos

barris que você consegue produzir, aí

sim você é um exportador de

petróleo.Quanto isso você é só

>> autossuficiente. Entendeu?

>> Entendi.

>> Eh, é mais ou menos isso. Mas não sei,

né? É isso aí. Eu não, acho não vou

comentar não. O porquê?

>> Ah, então aqui, ó.

>> Mas tá legal, cara. Eu acho que tá bem

legal. Acho que tem bastante coisa. Acho

que é legal explicar eh

explicar eu acho um pouco desse do

vazamento, né? Que que você que que você

acha legal de ver no artigo Júlio quis

falando do PSMorf que que essas

informações? O que que você acha que

também poderia ser um diferencial? Eu

acho que eu vou, eu vou falar também

desse, dessa parceria da E3S com a

Petrobras, né, que a gente já tem aí

completou mais de 20 anos aí nessa

confiança, nessa relação de confiança.

Eh, mas se tiver alguma outra

informação, se lembrar de alguma outra

coisa também, você pode trazer também.

às vezes na hora a gente não

lembra ali, mas

>> é eu vejo muito que é é dando sequência

realmente nessa parceria de confiança,

de

e a gente tá tá acompanhando também,

sendo mais uma barreira, né, mais uma

para para evitar que qualquer

problemática venha acontecer. a gente é

é uma barreira também no, né?

>> Sim, sim.

>> Então, acho que pode ser interessante

por esse caminho também.

>> Sim, é verdade.

Boa. É isso aí, Júlio. Obrigado, cara.

Obrigado. Eu

>> eu ainda vou contar com você aí ainda

para te te encher mais um pouquinho aí

depois com a matéria mais pronta, você

dá uma lidinha, tal, fazer alguma

correção. Perfeito. Ficam as ordens aí.

Obrigado, Julian. Valeu, meu amigo.

Abraço.

>> Trabalho aí. Valeu, obrigado.

>> Valeu. Ja.