Integridade de Poço pode ser definida como a capacidade do poço em conter fluidos, evitando vazamentos indesejados para o meio ambiente. Para um adequado gerenciamento da integridade de poços na etapa de produção é necessário definir técnicas e periodicidade de testes, inspeções e monitoramento. Entretanto, durante o processo de gerenciamento da integridade de poços planos de teste, inspeção e monitoramento podem não ser cumpridos adequadamente e falhas ou degradações em barreiras de segurança do poço podem ser identificadas, fazendo com que o risco previamente assumido pelo projeto do poço se eleve. Dessa forma, pode-se fazer uso de análises de confiabilidade e risco para auxiliar nas tomadas de decisão quanto à continuidade operacional. Mas quanto de redução na confiabilidade do poço ou de elevação de risco é aceitável? Por quanto tempo? Qual é a eficácia de cada possível ação para aumentar a confiabilidade do sistema? Este trabalho ataca estes questionamentos fazendo uso de técnicas de análise de confiabilidade e desenvolve uma metodologia para gerenciamento de integridade de poços baseada na comparação entre a confiabilidade prevista na fase do projeto do poço e a confiabilidade dos elementos de barreira do poço durante a etapa de produção levando em consideração evidências de sucesso e falha obtidas com inspeções e testes realizados.Como caso de referência, é utilizado um poço de petróleo submarino típico do pré-sal brasileiro. A relação funcional entre os elementos de barreira do poço é modelada e os dados de confiabilidade utilizados são provenientes de bancos de dados internacionais reconhecidos. Na metodologia proposta é possível usar taxas de falha constantes ou variáveis ao longo do tempo e a confiabilidade relativa do sistema de poço é calculada a cada momento, considerando o conhecimento adquirido ao testar e inspecionar os componentes durante a etapa de produção. Essa metodologia auxilia na determinação do nível de risco atual do poço em produção e na avaliação da necessidade ou não de uma intervenção com sonda, propondo um prazo máximo para sua realização baseado em confiabilidade. Os resultados são fundamentais como embasamento técnico para suporte ao gerenciamento do risco e tomada de decisão quanto à integridade de poços em produção.

Well integrity can be defined as the wells ability to contain fluids, preventing unwanted leakage into the environment. For a proper management of well integrity during the operational phase it is necessary to define techniques and periodicity of testing, inspections, and monitoring. However, during the well integrity management process testing, inspection or monitoring plans may not be adequately adhered to and failures or degradations in well safety barriers may be identified, increasing the risk previously assumed by the well project. Thus, reliability and risk analysis can be used to assist in decision making regarding operational continuity. But how much reduction in well reliability is acceptable? For how long? How effective is each possible action in increasing system reliability? This work addresses the questions raised through the development of a methodology for well integrity management based on the comparison between well design reliability and the reliability of well barrier elements during operational phase considering evidence of success and failure obtained from inspection and testing. As a reference case, a typical subsea oil well from the Brazilian pre-salt is used and the functional relationship between the barrier elements is modeled. The reliability data used comes from recognized international databases. In such methodology is possible to use constant or variable failure rates over time and the relative reliability of the well system is calculated at each moment, considering the knowledge acquired in tests and inspections of components during the operational phase. Such methodology assists in determining the current risk level of the well in production, the need or not for a workover and proposes a maximum reliability-based timeframe for maintenance intervention. Results are critical as a technical foundation for risk management support and decision-making regarding well integrity during operational phase.