Programa de Recursos Humanos da ANP para o Setor
Petróleo & Gás
Parametrização de Recursos e Reservas Minerais: uma
Aplicação à Indústria do Petróleo
PRH – ANP
Aluna: Noele Ferreira Carvalho
Orientador: Prof. Dr. Saul B. Suslick
Outubro - 2005
1
Resumo – O presente trabalho trata da parametrização dos recursos e reservas minerais
visando a uma classificação dos mesmos em diagramas próprios de análise para a indústria
do petróleo. Em outras palavras, através de simulação de parâmetros geológicos e
econômicos, obtém-se curvas de probabilidade em que se quantifica incertezas e risco de
recuperação e, conseqüentemente, análise da viabilidade econômica de desenvolvimento do
campo. Como os diagramas de classificação são basicamente quadros que relacionam as
funções de recuperação de uma jazida, as incertezas e riscos simulados permitem que se
escolha um desses diagramas – baseado em incerteza, risco ou maturidade do projeto – para
alocação dos resultados e, a partir daí, obtenção de uma classe de recursos/reservas para
comparação entre estimativas de recuperação e custo de produção. Com isso, o
planejamento de desenvolvimento se torna facilitado, assim como a comercialização dos
recursos e a garantia de segurança aos investidores.
Palavras-Chave: diagramas de classificação, parametrização, viabilidade econômica,
simulação
Abstract – This work is about the parameterization of mineral resources and reserves for
the classification in analysis diagrams. In other words, with simulations of geological and
economic parameters we can get a probability curve in what is able some quantification of
uncertainties and risks of recovery and, consequently, analysis of economic feasibility of
the field development. Since the classification diagrams are frameworks that relate the
recovery functions of a reservoir, simulated risk and uncertainty allows the selection of a
diagram – based on uncertainty, risk or project maturity – to plot the results and, since that,
get a class of resource/reserve to compare recovery estimates and production costs. Thus,
the development plan becomes easier, like become the resource commercialization and the
investors security.
Keywords: classification diagrams, parameterization, economic feasibility of
recovery, simulation
2
1) Introdução
O conhecimento dos parâmetros que determinam a classificação de recursos e
reservas é de importância fundamental para a economia de um país. Em outras palavras, a
quantificação de recursos e reservas é relevante para a formulação de uma política mineral
racional, já que tanto a indústria quanto os investimentos públicos dependem das
estimativas de depósito/reserva para agirem no mercado (MACHADO, 1989).
Uma vez que a classificação de reservas identifica o grau das incertezas do depósito
e sua comercialização exige dados e definições mais precisos, o sistema ganha destaque.
Diversos tipos de procedimentos e códigos são empregados pelas entidades e bolsas
mercantis para proteger pequenos investidores, divulgando informações técnicas mais
confiáveis. Por isso, as reservas com maior número de informações, ou dados mais
precisos, ou menor incerteza são aquelas comercializadas a preços maiores.
Além disso, a indústria se desenvolveu de tal modo que países e companhias não
conseguem idealizar um sistema próprio que facilite comparações entre eles. E aí a
classificação se torna, novamente, de extrema importância. Porque um sistema único
completo de recursos e reservas permite que aqueles possam utilizar bases iguais de
classificação (e acrescentar dados que lhes forem convenientes) e, com isso, interrelacionarem-se comercial e economicamente, realizando transações e aquisições em bases
internacionais.
No caso do petróleo, a estimativa das reservas de óleo é uma das fases mais
importantes do trabalho dos engenheiros e geólogos, visto que soluções para problemas que
possam ocorrer geralmente dependem da comparação entre estimativa de custos em dólares
e resultados antecipados da quantidade de barris de óleo (ARPS, 1956). E aí o sistema de
recursos/reservas permite classificar o empreendimento no início em vista da quantidade
esperada de barris recuperáveis.
Ademais, a expectativa econômica é um elemento chave no sistema de
classificação. Se, no menor limite de erro para quantidades, o projeto não corresponder ao
retorno esperado, a reserva não pode ser considerada viável (na época de análise). E é nesse
ponto que se procede à parametrização de recursos e reservas, além de um estudo
probabilístico e/ou geoestatístico dos dados geológicos e econômicos.
3
O que se pretende dizer é que um controle de forma parametrizada permite
selecionar os recursos e reservas na ocasião do estudo de viabilidade econômica e
possibilita melhor acompanhamento da produção. E, mais, que a análise de reservas
baseada em parâmetros geoestatísticos e econômicos é indicada ao uso de investidores
como orientação do grau de risco associado a uma classe específica de reservas. A
avaliação probabilística permite calcular mais precisamente a quantidade do “material”
estimado a ser recuperável de uma reserva e o grau de risco associado à exploração dessa
reserva. Isto capacita, pois, os empreendedores a quantificar as incertezas de rentabilidade
dessas reservas.
Voltando a parametrização – que, de acordo com o DNPM, consiste em estabelecer
para cada categoria de recurso ou reserva um quadro que relacione basicamente as funções
de recuperação do depósito – temos que ela influi na conversão de recursos em reservas por
relacionar os números do depósito e atuar na viabilização econômica do mesmo. E,
portanto, é daí que se estrutura o trabalho a ser realizado com objetivos descritos mais
adiante.
2) Objetivos
Os objetivos deste trabalho centram-se na obtenção de um diagrama de classificação
de reservas que melhor represente a necessidade da indústria do petróleo. Desta
necessidade, advém o estudo dos parâmetros geológicos e econômicos de um reservatório,
que serão selecionados para simulação.
A simulação é, também, objetivo do trabalho. O entendimento dos parâmetros
ligados ao input e output de dados do simulador devem ser conhecidos para que se proceda
corretamente à classificação dos recursos e reservas de óleo e gás.
Ainda mais, essa seleção de características que permitirão dizer se uma acumulação
é um recurso ou uma reserva serão descritas, com a finalidade maior de se chegar a um
diagrama que leve em conta risco, incerteza e maturidade do projeto (ou seja, que possua as
qualidades necessárias à classificação e, posteriormente, à análise de portfólios).
4
3) Método adotado na pesquisa
O fluxograma do método utilizado na pesquisa pode ser visto na figura 3.1.
Figura 3.1: Fluxograma do método adotado na pesquisa
Em primeiro lugar, foi feita uma revisão bibliográfica para que se pudesse estudar os
conceitos de classificação de reservas e os parâmetros usados nela, como análise geológica
(fatores sedimentológicos, estratigráficos e geofísicos de reservatórios, por exemplo),
volumétrica e econômica.
No caso dos sistemas de classificação, a atenção foi centrada nos diagramas que
possibilitam a comparação entre classes de reservas e recursos. Estudou-se, então a
evolução dos sistemas, desde Arps (1956) até o sistema SPE/WPC/AAPG (1998). Através
da evolução dos sistemas, pode-se perceber as deficiências e vantagens de um em relação a
5
outro. Através dessa diferenciação, selecionou-se o diagrama SPE/WPC/AAPG (figura
4.3.8) como mais completo para utilização neste trabalho.
A partir daí, procedeu-se a uma comparação com a portaria ANP que regulamenta a
classificação dos recursos e reservas no Brasil, para se chegar a um sistema unificado de
classificação.
De posse desse sistema, passou-se ao estudo do sistema petrolífero, que determina
as acumulações num campo e engloba todo o processo de formação do reservatório, desde a
rocha geradora até a trapa. Com isso, puderam ser analisados os componentes geológicos
de um reservatório, assim como a relação desses conceitos geológicos com os econômicos
na classificação – como, por exemplo, o que é bacia sedimentar, play ou prospecto.
Selecionou-se, então, o campo de Namorado (Bacia de Campos) para simulação.
Dele foram estudados a evolução tectono-sedimentar, características econômicas como as
reservas e recursos, além de características do reservatório e do óleo (porosidade,
permeabilidade, ºAPI, contato óleo/água, idade das rochas reservatório, entre outros).
Através de pesquisa de dados nos relatórios da Petrobrás e na Revista Brasil Energia, foi
possível obter a produção por ano do campo, assim como CAPEX e OPEX. Esses dados de
produção foram usados no simulador estocástico (@Risk) para se fazer uma estimativa
volumétrica e econômica do campo. Este simulador trabalha com planilhas do excel em
que as células são transformadas em inputs do simulador através de um recurso chamado
Risk View Pro (figura 3.2). Para cada célula, escolhe-se um tipo de distribuição (lognormal,
normal, triangular, etc.) neste recurso. Depois de todas as células de input definidas,
seleciona-se o que deve ser o output desejado como resposta do simulador.
6
Figura 3.2: Recurso Risk View Pro do @Risk
Os resultados do simulador são apresentados como na figura 4.3 , com média,
desvio padrão, variância, skewness, moda, entre outros. A planilha com os dados de
distribuição é dada de acordo com o output selecionado e, cada dado de input traz sua
distribuição associada (triangular, lognormal...). Pode-se, ainda, ter os cenários, todas as
estatísticas detalhadas e a sensibilidade dos dados.
Nesta página, são obtidos as probabilidades estimadas e seus valores, e é onde
aparecem P10, P50 e P90, objetivo da simulação.
7
Figura 3.3: Página de resultados do @Risk
Inicialmente, para as simulações, fez-se necessário definir alguns parâmetros de
classificação. Através dos sistemas de classificação e definição de classes de reservas,
foram reconhecidos conceitos básicos para se proceder às simulações, isto é, na definição
de cada classe de reserva está associada uma certa característica econômica e volumétrica
que deve ser levada em conta quando da classificação. A distribuição do tamanho das
reservas nos campos normalmente segue um padrão lognormal de distribuição e a razão
disto é que os parâmetros que controlam essa distribuição são multiplicativos como, por
exemplo, tamanho do campo e fator de recuperação. Portanto, cada classe de reservas deve
ter implícito um nível de confiança utilizado pelos tomadores de decisão e, por isso, são
importantes as simulações para estimar quanto volume deve ficar em cada classe, assim
como as incertezas associadas a eles.
É, então, evidente que as reservas provadas têm o menor volume de toda a
acumulação e que o maior volume está associado aos recursos prospectivos. Porque a
8
menor incerteza está associada a uma parte do volume total in situ e não ao reservatório
como um todo. E as curvas de probabilidade simuladas vão refletir os volumes associados a
cada classe de reservas através de uma estimativa de probabilidade de recuperação, de
acordo com a variação dos parâmetros definidos como de entrada.
Os volumes de reserva provados, prováveis e possíveis serão, portanto, definidos
através das probabilidades simuladas, com os valores provados sendo igual a 10% do total
resultante, as reservas prováveis 50% e as possíveis 100%. Porque, de acordo com as
definições SPE/WPC/AAPG as reservas provadas têm valor provado + provável e as
possíveis, valor provado + provável + possível.
Além do mais, para todos os parâmetros (P10, P50 e P90) foram feitas simulações
do VPL, para que se possa comparar as vantagens econômicas de uma série de resultados
de prospectos. Normalmente, as companhias costumam usar somente o valor da média.
Contudo, para projetos importantes, é necessária a análise de toda a série para que se possa
observar o comportamento do VPL frente a variações no projeto. E isto é fundamental para
comercialização de projetos e para explorações em offshore – que geralmente têm custo
muito elevado e em que pequenas mudanças de plano de desenvolvimento podem
representar maior lucro ou menor perda.
E se há possibilidade de simular os resultados econômicos do projeto, há também
possibilidade de se estimar a chance de sucesso do reservatório em questão. Aliás, através
da simulação dos volumes e estimativa do sucesso geológico, pode-se chegar ao sucesso
comercial e, então, ao sucesso econômico (Rose, 2000). A proporção, como porcentagem,
da distribuição de reservas que é maior que a reserva mínima necessária para que se tenha
sucesso comercial e econômico, respectivamente, representa a chance de encontrar aqueles
volumes de reserva (ou mais), assumindo-se que os volumes de hidrocarbonetos
acumulados foram totalmente encontrados (Rose,2001).
Partindo-se, então, desse pressuposto, utilizou-se o programa @Risk com o Campo
de Namorado com um volume in situ inicial de 700 milhões de barris e uma planilha excel
de dados de entrada (tabela 3.1) com valores de CAPEX, OPEX, produção e preço do
barril. Outros dados como taxa de declínio, royalties, PIS COFINS, etc. foram omitidos.
Tomou-se um período de 20 anos com produções estimadas até 2019 através da produção
atual e de curvas de declínio (associada a parâmetros como o risco, por exemplo) .
9
Tabela 3.1: Tabela de dados de entrada para o simulador
INPUT ELEMENTS - GENERAL COSTS
PROJECT NAME
NAMORADO
Flag Well
1
Flag Well=0 (>1000) ou Flag Well=1(<1000m)
GIVEN DATA CASE 1
Price
Year
1998
1999
2000
2001
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
0
Total
Oil
US$/bbl
Gas
US$/mm3
30,0
30,0
30,0
30,0
30,0
30,0
30,0
30,0
30,0
30,0
30,0
30,0
30,0
30,0
30,0
30,0
30,0
30,0
30,0
30,0
30,0
30,0
89,0
89,0
89,0
89,0
89,0
89,0
89,0
89,0
89,0
89,0
89,0
89,0
89,0
89,0
89,0
89,0
89,0
89,0
89,0
89,0
89,0
89,0
------------- -------------
Oper
Cost
Exploration
Investment
Appraisal
Development
Exp&Bonus
Appraisal
Oil
Gas
mmUS$
mmUS$
mmUS$
mmUS$
mmUS$
mmUS$
mbbls
mbbls
0
0
0
0
0
102,00
120,00
120,33
90,67
88,00
82,67
77,00
75,33
77,00
75,00
77,67
70,00
66,00
48,00
47,33
30,00
29,33
26,67
17,33
0
0
Risked Investment
24,67
13,67
0,35
0,62
0,68
Production
20180,00
18060,00
15410,00
13280,00
11630,00
10460,00
9550,00
8110,00
6980,00
5620,00
4900,00
4330,00
3900,00
3520,00
3200,00
1970,00
1690,00
920,00
790,00
0,6566667
0,00
0,00
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
3000,00
2000,00
3000,00
3051,00
2470,00
2430,00
1910,00
1770,00
3670,00
3500,00
3030,00
3370,00
3220,00
2590,00
1580,00
120,00
100,00
40,00
40,00
0
1320,33
0
0
0
40,64
0
0
144500
40891
Na simulação volumétrica deste trabalho, usou-se a produção, associando a ela uma
distribuição lognormal dos dados com diversas variâncias e mantendo-se fixos os valores
de CAPEX e OPEX. Além deles, foi adotado um preço médio de US$30 para o barril de
óleo e US$ 89 para o m3 de gás e , a estes, foi associada uma distribuição lognormal.
Assim, obteve-se os valores estimados P10, P50 e P90 de volume para as reservas.
Na avaliação econômica, adotou-se para a simulação das probabilidades os dados
da tabela 3.1, com diferentes variações para CAPEX e OPEX, utilizando-se do Recurso
Risk View Pro (figura 3.2). Entretanto, para as simulações de VPL as distribuições foram
triangulares, adaptadas para cada um dos dados.
Com os valores das reservas, elas foram classificadas em provadas, prováveis e
possíveis (P90, P50 e P10, respectivamente) utilizando-se o diagrama SPE/WPC/AAPG.
10
Deve-se, contudo, deixar claro que o valor P90 se refere à incerteza associada à estimativa
de recuperação; seria, então, uma reserva com 90% de certeza na estimativa. Portanto, nos
resultados do simulador, elas aparecem como e menores valores e a probabilidade de 10%
já que, estatisticamente, os valores são inversos.
Depois dessa primeira etapa concluída, passou-se à estimativa dos recursos
prospectivos. A distribuição dos recursos prospectivos é uma estimativa da última
quantidade de volume de óleo e gás que devem ser recuperados se o prospecto descobrir
uma acumulação de hidrocarbonetos em condições de produzir e de se tornar um campo de
óleo ou gás.
Estes valores são definições que devem sofrer mudanças durante a vida do campo,
através de curvas de declínio, escoamento e dados econômicos. Em outras palavras,
conforme a produção avança, dados que não existiam durante a fase de exploração
permitem que os volumes “troquem” de classe e “subam” no diagrama de classificação.
Conforme dito, estes estudos não são possíveis na fase de exploração. Algumas
companhias, então, utilizam-se de parâmetros simples que são mais consistentes com o
elevado grau de incerteza que se aplica aos prospectos: Recursos Prospectivos = Área
produtiva X Net Pay médio X Fator de Recuperação. Estes parâmetros são determinísticos
(Rose, 2001) e os prospectos são considerados a estimativa pessimista dessa classe de
recursos.
A área de produtividade é estimada através de modelos geológicos que levam em
conta dados sísmicos, condições de contorno, falhas, trapas, etc. Através da superestimação
e subestimação dos dados, ou seja, considerando-se condições melhores ou piores de alguns
dados, são feitos mapas de maior e menor área refletindo, respectivamente, casos otimista
(P10) e pessimista (P90). O caso P50 é a intersecção dos dois casos anteriores.
No caso deste trabalho, entretanto, utilizou-se uma análise estocástica dos
prospectos através do programa Geo-X. Este programa possibilita a determinação dos
volumes P10, P50 e P90 dos recursos prospectivos com base em uma planilha de input que
leva em conta dados como: área do reservatório de óleo, razão Net/Gross, porosidade,
saturação de óleo, entre outros (Tabela 3.2). Assim como no @Risk, para cada parâmetro
de input no Geo-X deve-se ajustar uma distribuição de probabilidade.
11
Tabela 3.2: Planilha de input do Geo-X (prospectos)
O próximo passo, então, foi determinar um play para o qual se encaixam esses
volumes. Conquanto, a determinação de um play depende da geologia da bacia em questão,
já descrita anteriormente. Deve ser levada em conta a estratigrafia, a geologia estrutural,
geoquímica, geofísica, entre outros. Por isso, para essa análise, torna-se necessário um
estudo geológico do reservatório em questão. Porque há necessidade de uma estimativa
base de incerteza geológica para que se estabeleça o tamanho mínimo do play e se possa
associar ao sucesso econômico mínimo esperado. Em outras palavras, na ausência de uma
análise adequada, um play viável pode se transformar em perda de dinheiro – por exemplo,
uma estimativa muito pessimista pode subestimar o valor do reservatório e implicar em
gastos adicionais futuros ou perda de lucros com a impossibilidade de explotar todo o
volume viável; assim como um play superestimado pode significar perda do dinheiro
investido.
Novamente, o Geo-X foi de fundamental importância. Da mesma maneira que para
os prospectos, inserem-se os dados na planilha de input do simulador (Tabela 3.3) para
análise dos dados de play. Depois de carregados todos os dados de volume, há também uma
planilha de input para dados de característica do óleo e do reservatório, cahmanda de
Reservoir Equations, que leva em conta a pressão do reservatório, temperatura, gradiente de
variação com a profundidade, fator de compressão, fator formação de óleo, razão gás óleo,
entre outros.
12
Tabela 3.3: Planilha de input do Geo-X (play)
4) Classificação de Recursos e Reservas minerais
A classificação de recursos e reservas é uma etapa de grande importância tanto na
indústria quanto no ambiente que demanda um conhecimento desses conceitos e enfoques,
que serão desenvolvidos neste item.
4.1) Risco X Incerteza
Para o estudo da classificação de reservas e de alguns de seus métodos, faz-se
crucial a distinção entre risco e incerteza visto que, apesar desses conceitos serem
largamente aplicados nos sistemas de classificação e fundamentais na exploração e
produção de petróleo, são tomados como iguais ou erroneamente confundidos.
Segundo STERMOLE & STERMOLE (1993), o termo incerteza é usado para
referir à possível variação nos parâmetros que afetam a avaliação de investimento. Risco
refere à avaliação de um investimento usando um mecanismo conhecido que incorpore as
probabilidades de ocorrência de sucesso e falha e/ou diferentes valores de parâmetros de
investimento.
13
GROEBNER & SHANNON (1993) dão, para incerteza, o conceito de
impossibilidade em prever resultados. Pode-se especificar os possíveis resultados para cada
alternativa de decisão, mas não se pode conhecer o exato resultado de um caminho
qualquer a ser tomado. Para exemplificar, esses autores descrevem uma situação em que
um especulador que deve decidir se compra ou não uma propriedade para revendê-la
futuramente e obter lucro. Ele não pode saber se ganhará – e, nesse caso, quanto – ou se
perderá dinheiro. Contudo, se não comprar, não terá lucro algum. Por isso, a escolha
envolve um ambiente de incerteza, que existe para decisões em que possíveis resultados são
conhecidos, mas as probabilidades associadas a eles não.
Já para projetos de exploração, o risco é um desvio nos valores esperados para o
fluxo de caixa (GENTRY & O’NEIL). Vários fatores fornecem a incerteza, como custos de
operação, quantidade de reserva, preço do produto, etc.
Na classificação de reservas o grau de incerteza está ligado a cada categoria que,
conseqüentemente, direciona ao risco. Num projeto de exploração ainda não perfurado, há
um risco de que o poço não seja bem-sucedido (isto é, um buraco seco) mas, se for, há
incerteza no volume recuperável de hidrocarbonetos que devem estar presentes. Então, o
fato das reservas prováveis serem menos certas que as provadas que dizer que elas
carregam mais risco. Todavia, a estimativa de ambas deve ter a mesma precisão, ou seja,
podem ter o mesmo nível de incerteza (ROSS, 1997).
Além do mais, essa diferença representa, também, discernimento entre maturidade
do projeto e incerteza volumétrica. Esses dois aspectos da classificação de recursos
representam a diferença entre risco e incerteza. Risco pode ser definido como probabilidade
de um evento discreto ocorrer ou não. É geralmente usado em relação ao resultado
negativo; então, o termo chance é preferido ao termo risco.
Os princípios usados pelos exploradores podem ser estendidos para recursos
descobertos. Por exemplo, um campo não-desenvolvido pode ser descrito como menos
maduro que um campo que está sob desenvolvimento e, conseqüentemente, há um risco
maior de que ele não alcance produção comercial. Risco é usado como sinônimo de desviopadrão que é, por definição, uma medida de incerteza na estimativa (ROSS, 2001).
14
4.2) Definição dos termos usados no Brasil: ANP
Em primeiro lugar, é importante dizer que há várias classificações para recursos e
reservas, o que torna vasto o campo das definições. McKelvey (1972), por exemplo,
descreve recurso como uma concentração de materiais de ocorrência natural em estado
sólido, líquido ou gasoso, no interior ou sobre a crosta terrestre, de tal modo que a extração
econômica de um produto seja presente ou potencialmente viável. Já as reservas seriam
aquela porção do recurso identificado, a partir do qual um mineral utilizável ou um produto
energético pode ser extraído econômica e legalmente à época de sua determinação.
Aqui, todavia, seguiremos o sistema elaborado pela SPE (Society of Petroleum
Engineers) e ajustado pela ANP à legislação brasileira.
•
Volume In-situ – volume de petróleo ou gás natural, apurado em uma determinada
data, contido em reservatórios descobertos ou de existência inferida com base em critérios
geológicos e estatísticos
•
Volume In-situ Original – volume In-situ originalmente contido no reservatório,
antes de qualquer produção de petróleo ou gás natural.
Quanto à comprovação de existência, o Volume In-situ pode ser classificado em:
•
Volume In-situ Descoberto – volume de petróleo ou gás natural, apurado em uma
determinada data, contido em reservatórios cuja existência seja comprovada pela
perfuração de poços e avaliados através de testes de formação ou em reservatórios que
possam ser avaliados por correlações de perfis ou análise de testemunhos em reservatórios
vizinhos e/ou geologicamente análogos.
•
Volume In-situ Não Descoberto – volume de petróleo e gás natural, apurado em
uma determinada data, que se estima existir em acumulações não descobertas de bacias
ainda não produtoras ou em áreas inexploradas de bacias produtoras, inferido com base em
critérios geológicos e estatísticos na época da avaliação.
•
Recursos – volumes In-situ de petróleo e gás natural potencialmente recuperáveis, a
partir de uma determinada data em diante.
•
Recursos Originais – recursos de petróleo e gás natural que podem ser obtidos
como resultado da produção de um reservatório, a partir das condições originais deste
reservatório em diante.
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Quanto à comprovação de existência, os recursos de petróleo e gás natural podem
serclassificados em:
•
Recursos Descobertos – volumes in-situ descobertos de petróleo e gás natural que
podem ser recuperados a partir de uma determinada data em diante.
•
Recursos Não Descobertos – volumes In-situ não descobertos de petróleo e gás
natural que se estimam serem passíveis de recuperação a partir de uma determinada data em
diante.
•
As reservas são consideradas provadas quando: os reservatórios encontram-se em
produção ou os hidrocarbonetos neles contidos tenham sua existência comprovada por
testes de formação; os reservatórios possam ser avaliados por correlação de perfis ou
análise de testemunhos; as instalações para processamento e movimentação dos fluidos
produzidos encontram-se desenvolvidas ou existe orçamento aprovado para que tais
instalações venham a ser desenvolvidas. As reservas decorrentes da aplicação de métodos
de recuperação melhorada de petróleo e gás natural são consideradas provadas quando
existe um projeto piloto testado com sucesso; existe um projeto implantado no mesmo
reservatório ou em reservatório análogo com propriedades de rocha e fluido similares;
embora ainda não implantado, existe uma razoável certeza de que o projeto será
implementado. As condições econômicas vigentes, consideradas na estimativa de reservas
provadas, devem ser estabelecidas com base no histórico de preços de petróleo e custos
associados, bem como as obrigações do Contrato de Concessão e as regulamentações
brasileiras quanto à tributação, segurança operacional e preservação ambiental.
•
As reservas provadas devem incluir: reservas previstas de serem provadas através
da perfuração de poços, porém localizadas onde não exista um controle geológico de subsuperfície adequado para classificá-las como provadas; reservas em formações que devem
ser produtoras com base em suas características de perfis, mas que não têm dados de
testemunhos ou testes de poços, bem como correlação com reservatórios provados na área;
incremento de reservas que poderiam ser classificadas como provadas devido a
adensamento de malha de perfuração se espaçamento mais refinado estivesse sido aprovado
pela ANP, na data da estimativa. Reservas relativas a métodos de recuperação suplementar
de comprovada aplicação comercial quando: o projeto ou o piloto estiver planejado, mas
não em operação; as características geológicas e hidrodinâmicas dos reservatórios são
16
favoráveis à aplicação comercial do método em questão. Reservas de uma área da formação
que deve estar separada da porção provada devido a falhamento e a interpretação geológica
indica ser essa área estruturalmente mais alta que a provada; reservas atribuídas a trabalhos
futuros de restauração, tratamento ou re-tratamento de poços, mudança de equipamentos,
ou outros procedimentos mecânicos, onde essas técnicas não tenham sido testadas com
sucesso em poços que apresentem comportamento similar em reservatórios análogos;
reservas que excedam àquelas classificadas como provadas quando se utiliza uma
interpretação alternativa de desempenho ou de dados volumétricos.
•
As reservas possíveis podem incluir: reservas além do limite do provável, quando o
controle geológico de sub-superfície for inadequado para classificá-las como prováveis;
reservas em formações que podem ser portadoras de hidrocarbonetos, baseadas nas
características de perfis e análise de testemunhos, mas onde existam incertezas elevadas
quanto a sua capacidade de produzir com vazões comerciais; incremento de reservas
atribuído a adensamento de malha de perfuração, porém sujeito a incertezas técnicas.
Reservas relativas a métodos de recuperação suplementar quando: projeto ou o piloto
estiver planejado, porém não em operação; as características geológicas e hidrodinâmicas
dos reservatórios são tais que exista uma razoável dúvida de que o projeto será comercial.
Reservas de uma área da formação que parecem estar separadas da porção provada devido a
falhamento e a interpretação geológica indica ser esta área estruturalmente mais baixa que a
provada; recursos descobertos onde as avaliações de projeto indiquem alto risco
econômico, principalmente devido a insuficiência de mercado (ANP, 2000).
As reservas provadas receberam, então, status de reservas em produção. As reservas
prováveis, status de reservas em avaliação e as possíveis, de desenvolvimento planejado
(ver figura 4.3.8), com o risco decrescendo das possíveis para as provadas. Portanto, na
legenda da tabela 6.1.2 pode-se ler para os volumes, respectivamente, em produção, em
avaliação e em desenvolvimento.
17
4.3) Cronologia dos sistemas de classificação usados para jazidas de petróleo
Os primeiros trabalhos sobre o sistema de classificação de reservas e recursos
devem-se a Arps (1956). Este primeiro sistema relaciona o tempo com a produção
BARRIS
acumulada e a última estimativa de recuperação (figura 4.3.1).
Última
estimativa
de
recuperação
Série de
estimativas
de recuperação
Produção acumulada
E
F
Completação
TEMPO
Abandono no limite de
Viabilibade econômica
Figura 4.3.1: Gráfico das séries de estimativa de recuperação (Arps, 1956)
Durante os primeiros estágios de exploração, antes de qualquer poço ser perfurado
no campo, as estimativas são genéricas, baseadas em experiências de poços e reservatórios
similares na mesma área e, geralmente, expressas em barris/Km2. As estimativas podem
abranger todo o caminho de AB (propriedade não produtiva) a CD, representando a visão
mais otimista.
O segundo estágio ocorre quando alguns volumes são prospectados e, assumindo-se
que o campo é produtivo, torna-se possível fixar a última estimativa de recuperação com
limites muito próximos EF e GH. Durante este intervalo de tempo muitas estimativas são
volumétricas e baseadas em pagamentos em Km2/m e unidade de recuperação em
bbl/Km2*m. O tipo de informação disponível consiste em alguns perfis e poços, análise de
testemunho, amostragens do furo e mapas de subsuperfície. Interpretações desses dados em
conjunto com o comportamento da pressão inicial levam a conclusões relacionadas ao tipo
18
de mecanismo de produção esperado. Curvas de declínio de produção ainda não estão
disponíveis.
O terceiro estágio vem quando dados suficientes do desempenho do campo estão
disponíveis para permitir a correlação entre as previsões volumétricas e as curvas de
declínio possíveis. Além disso, o comportamento da pressão deve, agora, tornar o balanço
de materiais possível e oferecer outras indicações de valor relacionadas ao tipo de
mecanismo de produção e quantidade de óleo in situ. Esta quantidade adicional de dados
cai nas linhas HJK e FLK, que delineiam a série entre estimativas otimista e pessimista, e
convergem para o ponto K, que representa a verdadeira recuperação final e a produção
acumulada até o abandono. A curva BK representa a produção acumulada do campo
(ARPS, 1956).
Entretanto, esse sistema proposto por Arps só cobria reservas descobertas com
poços perfurados. McKelvey (1972), documentou muito bem a distinção entre recursos e
reservas em seu diagrama, que proporciona uma excelente base para o sistema de descrição
das reservas. A necessidade de diferenciar o conhecido e recuperável, do não-descoberto ou
de economicidade conhecida requeria que um sistema de classificação tivesse dois
elementos principais: o grau de certeza sobre a existência de materiais e a possibilidade de
recuperá-los.
Segundo McKelvey (op.cit.), o grau de certeza sobre a existência de materiais é
classificada como provado, provável e possível, termos tradicionalmente usados pela
indústria, e as classificações medida, indicada e inferida, termos difundidos durante a II
GG. O uso desses três termos para diferentes graus de certeza não é padronizado, mas todas
as suas definições referem-se, apenas, a depósitos conhecidos.
As definições para possível ou inferido – termos usados pela indústria e por alguns
países – somente faziam menção a corpos expostos ou com evidência geológica
comprovada. Não relatavam corpos em distritos não conhecidos ou não descobertos.
Portanto, o sistema de classificações que esses termos compreendiam não tratava de
depósitos que poderiam ser lavrados a partir de inovação econômica e tecnológica. Para
remediar esses efeitos, McKelvey sugeriu que a terminologia existente fosse expandida
para o diagrama mostrado na figura 4.3.2 (diagrama de McKelvey), em que o grau de
certeza decresce da esquerda para a direita e a possibilidade de recuperação diminui do topo
19
para a base. Além disso, as séries de termos usados para descrever o grau de certeza podem
ser usadas como referência para depósitos identificados, e aplicadas não só a depósitos
mineráveis na época de análise, mas também a outros que foram identificados com o
mesmo grau de certeza. As categorias de possibilidade de recuperação são designadas por
termos: recuperável, paramarginal e submarginal.
Recursos paramarginais são definidos como aqueles recuperáveis a preços de 1,5
vez aos prevalecentes atualmente. Apesar de não parecer provável, há chances de que
avanços tecnológicos tornem esses recursos disponíveis a preços maiores ou menores dos
que os que prevalecem agora. O diagrama de McKelvey considera que, depois de um longo
período, pode-se esperar que a tecnologia torne possível a mineração de recursos que
seriam muito caros de se produzir hoje e, certamente, esta é a razão de se tentar levar em
conta os recursos submarginais (MCKELVEY, 1972). Porque mesmo parecendo
improvável explorar futuramente um recurso que custa menos agora, deve-se pensar em
fatores de mudança. O teor de corte do cobre, como ilustração, não só reduziu de um fator
de 2 ou 3, mas de um fator de 10 desde a virada do século. E muitos outros recursos
submarginais se tornaram viáveis com mudanças tecnológicas.
Entretanto, apesar de identificar imediatamente um recurso que algumas
companhias têm dificuldade em localizar logicamente (isto é, um recurso descoberto que
não é comercialmente recuperável nas condições atuais), o diagrama de McKelvey possuía
certas limitações quando tentava lidar com a maturidade do projeto ou com incertezas
volumétricas (ROSS, 1998).
20
Não descobertas
Prováveis
Possíveis
RESERVAS
+
+
RECURSOS
+
Viabilidade econômica de recuperação
Submarginal Paramarginal
Recuperável
Identificadas
Provadas
Grau de
certeza
Figura 4.3.2: Diagrama de McKelvey pra classificação de reservas (McKelvey, 1972)
Procedeu-se, então, a uma versão modificada da McKelvey Box (figura 4.3.3) em
que as reservas possíveis pudessem incluir potencial a mais num campo produtor ou
volumes numa acumulação que provavelmente não se desenvolverá num futuro próximo.
Vários sistemas foram propostos usando a McKelvey Box, mas enfatizando mais o risco do
que a incerteza.
Os termos recursos contingentes e especulativos foram incorporados para designar,
respectivamente, os volumes descobertos, mas não viáveis em condições correntes e
aqueles ainda não descobertos. Contudo, estes dois tipos de reservas são diferentes e a
mistura deles restringe o estabelecimento de melhores formas de análise e gerenciamento.
Há restrições quanto a importantes fatores de classificação, como incerteza, por exemplo.
Apenas o volume das reservas possíveis é tomado para as descobertas não desenvolvidas e
não há nenhuma medida de incerteza para essa estimativa. Somente o termo prospectivo
designa todo o conjunto de reservas não descobertas. Haveria, portanto, uma falha para
classificação de alguns volumes que poderiam se tornar recuperáveis.
21
NÃO DESCOBERTO
PROVADO
RECURSOS
SUB-COMERCIAL
PROSPECTIVOS
PROVÁVEL
POSSÍVEL
Possibilidade de recuperáção econômica
COMERCIAL
DESCOBERTO
Risco decrescente
Figura 4.3.3 : Diagrama modificado de McKelvey (Ross, 1998)
Outro ponto a ser considerado é que, se as categorias de reserva são aceitas
refletindo uma média das incertezas, os diagramas como o da figura 4.3.3 trazem o
problema da mistura de risco e incerteza. Nos modelos não existe uma implicação
específica para a incerteza a não ser que ela decresce para algumas acumulações. Em outras
palavras, a incerteza está implícita em termos como provado, provável e possível, mas não
está bem determinada. Há o grau de risco associado à possibilidade de recuperação e
comercialidade, o que dificulta a identificação das incertezas e de melhor análise do
projeto.
Reconhecendo a necessidade de um sistema interno de classificação que,
especificamente inclua descobertas não-comerciais (assim como volumes não-descobertos)
algumas companhias usam o termo contingente (supracitado) para classificar alguns
volumes enquanto mantêm habilidade de capturar séries de incerteza nos volumes
recuperáveis estimados. Uma aproximação fornece terminologias para outras regiões do
diagrama de McKelvey, e representa uma melhoria significante na aplicação da definição
de reservas (figura 4.3.4). O termo contingente é considerado apropriado desde que a
comercialidade da acumulação seja condicionada a alguma ação ou mudança nas
circunstâncias - avanços tecnológicos ou mudanças no mercado, por exemplo (ROSS,
2001).
22
COMERCIAL
DESCOBERTO
NÃO DESCOBERTO
RESERVAS
SUB-COMERCIAL
RECURSOS PROSPECTIVOS
RECURSOS
CONTINGENTES
Figura 4.3.4: Segundo diagrama modificado de McKelvey ( Ross, 1998)
Todavia, em contraste com o diagrama de McKelvey, a Norwegian Petroleum
Directorate (NPD) desenvolveu um sistema baseado na maturidade do projeto (figura
4.3.5). Nesse sistema, recursos descobertos de óleo e gás são classificados e agrupados de
acordo com um sistema baseado em sua posição numa cadeia de desenvolvimento, que vai
desde uma nova descoberta a uma decisão de investimento e, posteriormente, até cessar a
produção.
O sistema é constituído de oito classes de recursos e reservas recuperáveis, e duas
classes cobrindo propriedades que têm recuperação aumentada devido a algum
procedimento extra e recursos adicionais que podem ser ligados aos campos. A estimativa
de recursos é baseada em registros feitos anualmente pelas operadoras. Neste sistema, um
campo ou descoberta deve ter recursos em mais de uma classe. Conseqüentemente, não são
os campos ou depósitos os classificados, mas os recursos que eles contêm.
23
TP
7
RECURSOS
RESERVAS
6*
5*
4*
3*
2
1
0
MT
Figura 4.3.5: Diagrama de classificação NPD
Tabela 4.3.1 : classes do sistema NPD
CLASSES
DESCRIÇÃO
0
Reservas em que a produção cessou
1
Reservas em produção
2
Reservas com plano de desenvolvimento aprovado
3*
Reservas em fase final de planejamento (aprovação esperada para 2 anos)
4*
Recursos em fase inicial de planejamento (aprovação esperada para 10 anos)
5*
Recursos que podem se desenvolver num certo tempo (mais de 10 anos)
6*
Recursos com pequenas descobertas em que há muita incerteza
7
Recursos com novas descobertas
TP
Recursos adicionais em prospectos planejados e conectados ao campo
MT
Possivelmente, novos procedimentos que aumentarão a recuperação
24
A NPD leva em conta todas as estimativas de depósito com previsões otimista e
pessimista somadas a uma estimativa base. Estas previsões são baseadas em modelagem
estocástica (Simulação Monte Carlo). Para depósitos individuais, a incerteza estará ligada
às incertezas no mapeamento geológico, parâmetros do reservatório ou fator de
recuperação.
Outro tipo de incerteza reside no fato de algumas medidas – compra de equipamento
que aumentará a recuperação, por exemplo – serem empreendidas. Isto é refletido na
classificação dos recursos, em que alguns destes (de recuperação não primária) são
alocados em uma classe própria. A incerteza total é a combinação de todas essas incertezas.
A NPD (2001), contudo, realizou uma revisão desse primeiro sistema. Ambos são
baseados na maturidade dos recursos relativo a sua recuperação, mas existem algumas
diferenças. No antigo sistema, volumes vendidos são incluídos nas reservas. A revisão
distingue o histórico de produção como classe e categoria separados.
O termo reserva no sistema revisado abrange os recursos recuperáveis restantes em
campos que estão produzindo e recursos que serão recuperados (com decisão já tomada). A
diferenciação entre recursos e recursos não descobertos também foi alterada e os recursos
ligados a futuros procedimentos para melhorar o fator de recuperação são, agora, incluídos
em recursos condicionais na categoria “não-avaliados” (figura 4.3.6).
25
Figura 4.3.6 : Diagrama NPD modificado
26
DESENV.
NÃO MUITO
PROVÁVEL
6
2A
AUTORIZAÇÃO PARA
RECUPERAÇÃO
3A
FASE DE
PLANEJAMENTO
4A
POSSÍVEIS MUDANÇAS
QUE MELHORAM A
PRODUÇÃO INICIAL
7A
2F
PLANO DE
DESENV. E
OPERAÇÃO
APROVADO
3F
RESERVAS
RECURSOS INDICADOS
E NÃO MAPEADOS
9
4F
PROJETO INICIAL DE
RECUPERAÇÃO
7F
PROSPECTOS
5F
RECUPERAÇÃO
PROVÁVEL
MAS NÃO
CERTA
5A
RECURSOS
CONDICIONAIS
RECURSOS
NÃO DESCOBERTOS
8
EM
PRODUÇÃO
1
PRODUÇÃO
CESSADA
0
PRODUÇÃO
HISTÓRICA
Tabela 4.3.2: classes do sistema NPD modificado
CATEGORIA
0
DESCRIÇÃO
Recursos em depósitos que já produziram e passaram pelos pontos de
referência de reservas. Incluem quantidades produzidas em campos que
estão em produção assim como campos que foram permanentemente
desativados
1
Quantidades de petróleo restantes, recuperáveis, comerciais e negociáveis
que são cobertas por planos de desenvolvimento aprovados pelas
autoridades. As reservas nessa categoria são obtidas subtraindo-se as
quantidades da categoria “0” das reservas originalmente recuperáveis
2
Reservas com plano aprovado para desenvolvimento e operação
3
Reservas com autorização para serem recuperadas
4
Recursos em fase de planejamento
5
Recursos em que a recuperação é provável, mas não certa
6
Recursos em que a recuperação não é muito provável
7
Recursos ainda não avaliados (petróleo em campos com as categorias 1, 2, 3,
4, 5 e que pode ter recuperação secundária)
8
Quantidades não descobertas em prospectos mapeados. Não há certeza sobre
a presença de recursos
9
Recursos indicados e não mapeados
F
First oil/gas: ligados ao projeto inicial de recuperação de relevante
quantidade de petróleo in-place
A
Additional oil/gas: ligados a projetos que melhoram a produção relativa ao
planejamento inicial
27
No desenvolvimento da classificação SPE/WPC/AAPG, o diagrama de McKelvey
foi usado como base para desenvolvimento do sistema. No entanto, quando da tentativa de
incorporar o diagrama de McKelvey com o sistema NPD (importante por levar em conta
um outro aspecto da classificação dos recursos e reservas) tanto a maturidade do projeto
quanto a incerteza volumétrica não eram compatíveis com um sistema bidimensional.
Primou-se, então, pela maturidade do projeto em um sistema de baseado em (i) descobertas
x não descobertas e (ii) se descobertas comerciais ou não. Volumes comerciais não
descobertos (sem perfuração suficiente) são classificados como recursos prospectivos;
volumes sub-comerciais descobertos como contingentes e volumes comerciais descobertos
COMERCIAL
SUB-COMERCIAL
PETRÓLEO IN SITU DESCOBERTO
PRODUÇÃO
RESERVAS
PROVADA
PROVADA
+
PROVÁVEL
+
POSSÍVEL
PROVADA
+
PROVÁVEL
RECURSOS
CONTINGENTES
ESTIMATIVA
PESSIMISTA
MELHOR
ESTIMATIVA
ESTIMATIVA
OTIMISTA
NÃO RECUPERÁVEL
PETRÓLEO IN SITU
NÃO DESCOBERTO
QUANTIDADE TOTAL DE PETRÓLEO IN SITU
como reservas (figura 4.3.7).
RECURSOS
PROSPECTIVOS
ESTIMATIVA
PESSIMISTA
MELHOR
ESTIMATIVA
ESTIMATIVA
OTIMISTA
NÃO RECUPERÁVEL
MÉDIA DE INCERTEZA
Figura 4.3.7: Diagrama SPE/WPC /AAPG (modificado de Ross, 1997)
Para a expansão do projeto, esse último sistema de classificação permite adições ao
diagrama. Além das três subdivisões maiores, baseadas na maturidade do projeto, uma
média de incerteza é reconhecida como sendo apropriada em qualquer nível de maturidade.
Para recursos contingentes e prospectivos, os termos otimista, melhor, e pessimista são
28
usados para refletir as classes de incerteza volumétrica. A expansão do projeto adiciona
classes que melhoram a análise dos recursos e reservas sob ponto de vista da maturidade,
risco e incerteza. É reconhecido que países e companhias devem desejar estabelecer suas
próprias categorias consistentes com seu próprio sistema de classificação. Subdividindo-se
as maiores categorias de recursos baseados na maturidade/status do projeto e, a partir daí,
estabelecendo um sistema mais integrado e detalhado, pode-se fornecer melhor base de
Risco
baixo
gerenciamento (figura 4.3.8).
Provada mais
Provável
Provada mais
Provável mais possível
Recursos
Contingentes
Estimativa
Pessimista
Melhor
Estimativa
Estimativa
Otimista
Recursos
Prospectivos
Estimativa
Pessimista
Melhor
Estimativa
Estimativa
Otimista
y
P la
Não recuperável
Figura 4.3.8: Diagrama modificado SPE/WPC/AAPG incluindo status do projeto
(modificado de Ross, 1998)
29
Risco
alto
Provada
Maturidade do projeto
Commercial
Sub-commercial
Petróleo in situ descoberto
Petróleo in situ
Não descoberto
Quantidade total de petróleo originalmente in situ
Reservas
eto
roj
o
uçã
rod
p
Em
ção do
al i a
eja
Av
lan
Em
op
t
n
e
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l
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v
vol
sen
o
De
ect
osp
Pr
o
ad
dic
n
I
Sta
Produção
tus
p
do
Para esse sistema, as categorias de subdivisão são:
• Reservas
-
em produção: o projeto está produzindo (nas condições correntes de mercado) e
vendendo petróleo ao mercado
-
em desenvolvimento: todas as aprovações necessárias foram obtidas e o
desenvolvimento está a caminho
-
desenvolvimento planejado: satisfaz todos os critérios de reserva e há uma firme
pretensão de desenvolvimento, mas o planejamento detalhado e as
aprovações/contratos necessários estão, ainda, para serem finalizados.
• Recursos contingentes
-
desenvolvimento pendente: requer mais dados ou avaliação econômica
-
desenvolvimento em espera: projeto de tamanho significante mas aguardando
desenvolvimento do mercado ou remoção de alguns entraves (ambientais,
técnicos ou políticos, por exemplo)
-
desenvolvimento inviável: sem planos de desenvolvimento.
• Recursos prospectivos
-
prospecto: a acumulação potencial está suficientemente bem definida para
representar viabilidade de perfuração
-
indicado: acumulação potencial atualmente pobre, requerendo mais dados ou
avaliação de prospecção
-
play: reconhecidas como prospectivas necessitando mais dados e avaliações de
sondagem e prospecções.
Para documentação das incertezas nessas classes de volume descritas no sistema,
usa-se a abordagem da melhor estimativa (figura 4.3.9) . A lógica por trás desse método é
que o objeto do exercício (de estimativa de reservas) é: a) fazer a melhor estimativa
possível para volumes de hidrocarboneto realmente recuperáveis até o abandono do campo,
e b) para avaliar qual é a variação de incerteza nessa estimativa. Esta filosofia é baseada
nos métodos probabilísticos, mas os determinísticos também são usados e a “melhor
estimativa” é igualada às reservas provadas mais as prováveis - sem descontar a incerteza
(ROSS,1997).
30
A variação é definida por uma estimativa inferior e uma superior, que devem ser
igualadas às reservas provadas e às reservas provadas + prováveis + possíveis,
respectivamente. As estimativas inferior e superior não representam valores mínimo e
máximo absolutos possíveis; ao invés disso, representam os cenários reais, maior e menor
esperados. Se a variação de incerteza é muito grande, outras estimativas devem ser feitas
antes que se autorize o começo do desenvolvimento do campo.
O sistema baseado na incerteza (opostamente ao risco) tem vantagem de aplicar e
comparar métodos probabilísticos e determinísticos. Mas um dos problemas da melhor
estimativa é a ênfase nas reservas provadas. Com base nas definições da SPE, as reservas
provadas representam caso mínimo. Argumenta-se que níveis específicos de certeza (cerca
de 90%) devem ser especificados para evitar enganos com o significado de “razoável
certeza”.
Baseando-se na lógica da incerteza, a melhor estimativa pode ser o melhor indicador
de valor (figura 9). Outra vantagem do sistema baseado na incerteza é que ele é diretamente
equivalente à metodologia usada por muitas companhias em prospectos não perfurados.
Além do mais, o sistema distingue entre incerteza e risco, e uma lógica similar pode ser
apropriada para recursos descobertos. Usando-se a BEP (Best Estimate Philosophy), para
qualquer acumulação de hidrocarbonetos, é possível estimar volumes de hidrocarbonetos
recuperáveis que constituem:
(i)
Melhor estimativa
(ii)
Estimativa pessimista
(iii)
Estimativa otimista
Estes valores devem ser estabelecidos por técnicas determinísticas e probabilísticas
e podem ser relacionados. Ademais, podem ser aplicados a recursos contingentes (exceto
para requerimentos comerciais). Em outras palavras, a menor estimativa para reservas
provadas deve ser a mesma para recursos contingentes para um campo que se torna
comercial devido a uma mudança por razões não técnicas. Entretanto, para evitar confusões
de interpretação, os termos provado, provável e possível não devem ser usados para
recursos contingentes e prospectivos (ROSS, 1997).
31
Última Estimativa de recuperação (MMB)
EXPLORAÇÃO
AVALIAÇÃO
DESENVOLVIMENTO/ PRODUÇÃO
80
Estimativa
Otimista
60
Abandono
do Campo
MÉDIA DE
INCERTEZA
Melhor
Estimativa
40
20
Estimativa
Pessimista
0
2
4
6
8
10
12
Anos
Figura 4.3.9: Gráfico da vida (em anos) de uma campo de petróleo, desde a exploração até
o abandono (modificado de Ross, 1997)
A combinação de métodos probabilísticos e determinísticos proporciona uma
valiosa ferramenta de avaliação dos volumes recuperáveis de hidrocarbonetos e a
probabilidade de recuperar esses volumes. Em sistemas como o da Mobil Oil E&P Corp,
quando o cálculo determinístico está completo, todos os dados são usados, então, na
avaliação probabilística. Mesmo se o teste com o maior volume for usado na avaliação
determinística, ambos os testes são usados no cálculo das probabilidades.
32
Tabela 4.3.3: comparação dos diagramas de classificação
SISTEMA DE
CLASSIFICAÇÃO
Arps
McKelvey
McKelvey modificado 1
McKelvey modificado 2
NPD
SPE/WPC/AAPG
VANTAGENS
DESVANTAGENS
Permite a visualização de
toda a série de estimativas de
recuperação do campo, assim
como associação das
incertezas de recuperação
Primeiro diagrama a
diferenciar recurso de reserva
e a considerar volumes não
descobertos e não
econômicos em condições
correntes
Inclui os recursos
prospectivos
Só leva em conta as reservas
provadas e com poços
perfurados que, na realidade,
representam uma minoria
Inclui os recursos
contingentes para designar
volumes que podem se tornar
reservas através de mudanças
tecnológicas, econômicas,
etc.
Utiliza a maturidade do
projeto na classificação
Engloba risco, incerteza e
maturidade do projeto. Usa o
método da melhor estimativa
para quantificar as incertezas.
Mistura risco e incerteza
Possui limitações quando se
trata da maturidade do
projeto e das incertezas
volumétricas
Há restrições quanto a
importantes
fatores
de
classificação,
como
incerteza, por
exemplo.
Apenas o volume das
reservas possíveis é tomado
para as descobertas não
desenvolvidas e não há
nenhuma
medida
de
incerteza
para
essa
estimativa. Somente o termo
prospectivo designa todo o
conjunto de reservas não
descobertas.
Haveria,
portanto, uma falha para
classificação
de
alguns
volumes que poderiam se
tornar recuperáveis.
Dificuldade em lidar com o
risco
Um dos problemas da melhor
estimativa é a ênfase nas
reservas provadas.
33
5) Estudo de caso: Campo de Namorado
Para o estudo de caso, escolheu-se o campo de Namorado por ser ele um campo
com todos os dados divulgados pela Petrobrás, sendo chamado de “campo escola”, com
alguns anos de desenvolvimento e, conseqüentemente, geologia bem descrita e análises
econômicas.
5.1) Aspectos geológicos da Bacia de Campos
A Bacia de Campos está situada no litoral do Estado do Rio de Janeiro, abrangendo
uma área de aproximadamente 100.000 Km2 até a cota batimétrica de 3.400m. Desse total,
apenas uma porção encontra-se emersa.
A Bacia de Campos é uma bacia típica de margem divergente. Contudo, alguns
fatores como baixo afinamento crustal, reativação das fontes de sedimento, intensa
tectônica adiastrófica e as variações globais no nível do mar no NeoCratáceo e Terciário
interagiram de forma tal que propiciaram a acumulação de enorme volume de
hidrocarbonetos (Raja Gabaglia & Milani, 1990).
Baseado em características tectono-sedimentares, individualizou-se três grandes
unidades na Bacia: Seqüência Continental, englobando os basaltos da Formação Cabiúnas e
parte dos sedimentos continentais da Formação Lagoa Feia, afetados pela tectônica rifte;
Seqüência Transicional, caracterizada pelos evaporitos; e Mega Seqüência Marinha,
caracterizada pela deposição de sedimentos marinhos e afetada por intensa tectônica
adiastrófica.
O primeiro evento tectônico (Neocomiano) é carcaterizado pela seqüência
continental. A origem da Bacia de Campos está relacionada à ruptura crustal do continente
Gondwana, como resultado da atuação de esforços distensivos no Eocretáceo. Produziu-se
um sistema de riftes, onde se desenvolveram horsts e grabens limitados por falhas. Os
falhamentos da fase rifte apresentam paralelismo com o embasamento pré-Cambriano,
34
admitindo-se que o fraturamento
crustal tenha aproveitado as descontinuidades já
existentes. Um importante alinhamento é a Falha-Charneira de Campos, que separa os
sedimentos cretácicos do embasamento.
O rifteamneto esteve associado à intensa atividade vulcânica, que constitui o
substrato da região. Mais tarde, sedimetos siliciclásticos e carbonáticos da Formação Lagoa
Feia foram depositados em lagos tectonicamente controlados (sendo essas rochas
carbonáticas produtoras de hidrocarbonetos em alguns campos da Bacia).
A Seqüência Transicional (Andar Alagoas) foi de caráter erosivo e nivelou o relevo
da Bacia. Houve reativação local de alguns falhamentos. O pacote sedimentar depositado
nessa fase marca a transição dos sedimentos de origem continental para os de origem
marinha, caracterizados por clastos cobertos por um pacote de evaporitos (halita e anidrita).
A Megasseqüência Marinha é subdividida em três seqüências: Seqüência
Carbonática Nerítica Rasa (Albiano Inferior/Médio), Seqüência Oceânica Hemipelágica
(Albiano Superior/Paleoceno Superior) e Seqüência Oceânica Progradante (Eoceno
Médio/Recente).
A primeira dessas seqüências corresponde à parte inferior da Formação Macaé. No
Eoalbiano, devido ao progressivo afastamento das placas da América do Sul e África,
ocorreu a implantação definitiva da fase marinha e instalação da plataforma clásticocarbonática. A sedimentação carbonática desenvolveu-se sob clima quente e seco, em
ambiente nerítico raso, fundo oxigenado e águas hipersalinas, o que é sugerido pelo escasso
conteúdo fossilífero de baixa diversidade específica (Dias-Brito et al., 1986). Na transição
Eoalbiano/Mesoalbiano tem-se o primeiro registro do desenvolvimento da tectônica
adiastrófica relacionado à movimentação de sal (halocinese), originada pela sobrecarga de
sedimentos e basculamento da bacia, resultando na formação de almofadas de sal (Raja
Gabaglia & Milani, 1990).
O Macaé Inferior é formado por sedimentos terrígenos, que ocorrem nas partes
costeiras da Bacia com calcários ocupando as porções de plataforma. A seção basal é
formada dominantemente por dolomitos.
A Seqüência Oceânica Hemipelágica engloba a porção superior da Formação Macaé
e a mudança do Neoalbiano para o Mesoalbiano. Uma nova fase de movimentação
halocinética foi instaurada na Bacia como resultado da sobrecarga. O processo halocinético
35
evoluiu a partir da formação de falhas de crescimento (do que decorreu a formação de
estruturas dômicas em que os turbititos se depositaram). A deposição se deu em ambiente
de periplataforma, ainda na fase pré-oceânica. Os carbonatos foram depositados em
resposta à elevação relativa do nível do mar, que imergiu os carbonatos Macaé Inferior.
Esta elevação do nível do mar é condizente com aquela prevista por Vail (1977) para este
período.
Dados qualitativos de foramníferos bentônicos indicam que a sedimentação ocorreu
em ambiente nerítico médio a profundo (Azevedo et al., 1987), com profundidades batiais
reconhecidas nas porções de maior subsidência. Corpos turbidíticos ocorrem como extensos
lençóis, predominantemente na parte norte da Bacia. Dados do Campo de Albacora indicam
uma extensão lateral de 200Km2. Todavia, há também corpos confinados em calhas, como
os do Campo de Namorado. Estes corpos são compostos de arenitos médios, maciços,
alcançando espessuras de até 150m.
A fase oceânica definitiva, estabelecida no Eoturoniano/Neopaleoceno, é englobada
pela Formação Campos, com sedimentos de ambiente marinho profundo a batial. Estes
sedimentos são, basicamente, folhelhos e margas, além de grandes corpos de turbiditos.
A movimentação halocinética diminuiu em intensidade, mas continuou a produzir
calhas deposicionais confinadas. Estes movimentos refletem o progressivo basculamento da
margem continental leste, em regime de subsidência térmica. Os folhelhos e margas dessa
seqüência constituem o Membro Ubatuba e as areias turbidíticas o Membro Carapebus
(Raja Gabaglia & Milani, 1990). As trapas em que se localizam os hidrocarbonetos nessa
seqüência são, praticamente, estruturais devido à movimentação de sal durante o processo
de deposição.
No Neocretáceo ocorreu reativação tectônica distensiva na Bacia de Campos e o
padrão de sedimentação foi alterado, iniciando-se uma seqüência progradante. Além disso,
a variação no nível do mar e o Soerguimento da Serra do Mar influenciaram o
desenvolvimento sedimentar da bacia terciária, de característica progradante (offlap). Os
turbiditos terciários do Membro Carapebus foram depositados nessas condições de
regressão marinha.
Depois dessas reativações do Neocretáceo, o Oligoceno representou a fase estável
da Bacia. A grande quantidade de sedimentos siliciclásticos depositados no período anterior
36
explicam o volume de arenitos no sopé e planície abissal durante o Oligoceno. Este
período, ainda mais, é representado por três sistemas de leques turbidíticos estabelecidos
em três variações do nível do mar, em intervalos de 5Ma (retrabalhamentos desses corpos
podem ser observados em testemunhos dos Campos de Marlim e Albacora). Esta descrição
geológica pode ser observada na Seção da figura 5.2.2.
5.2) Carta dos eventos temporais da Bacia de Campos e perfil geológico
Para melhor determinar quando a rocha geradora (Formação Lagoa Feia) estava
ativa (gerando petróleo), usa-se a carta dos eventos temporais da Bacia (figura 5.2.1).
Baseado nesta carta, pode-se dizer que o momento crítico, ou seja, aquele do pico de
produção de petróleo, ocorreu no Neógeno (provavelmente no Mioceno, há cerca de 22
Ma).
Figura 5.2.1: carta dos eventos temporais da Bacia de Campos (extraído de Guardado et.
al., 2000)
37
Figura 5.2.2: Seção geológica regional da Bacia de Campos (ANP, 2000)
38
Figura 5.2.3: Carta Estratigráfica da Bacia de Campos
39
5.3) Reservatórios
O campo de Namorado localiza-se na Bacia de Campos, a 80 km a sudeste do Cabo
de São Tomé (RJ), sob lâmina d’água de 200 metros. Foi descoberto em 23/11/75 e teve
sua produção iniciada em 30/06/79. As produções acumuladas totalizam 254,732 milhões
de barris de óleo e 4,783 bilhões m3 de gás. Na área do campo, existem 861 km de sísmica
2D, 702 km2 de sísmica 3D e 58 poços perfurados.
O reservatório principal é o Arenito Namorado (reservatório NA-1) da Formação
Macaé, de idade albiana superior/cenomaniana. Trata-se de arenitos turbidíticos,
depositados em ambiente marinho profundo, sendo as trapas do tipo misto. Observa-se a
usual e excelente qualidade dos dados sísmicos coletados na Bacia de Campos, não
obstante a complexidade estrutural (forte falhamento) e estratigráfica (inúmeras
intercalações de folhelhos e margas) do arenito Namorado. A seção estrutural mostra a
importância do controle estratigráfico (acunhamentos) na delimitação deste reservatório. Os
outros reservatórios deste campo são os arenitos turbidíticos da Formação Carapebus
(Arenito Enchova) de idade Eoceno Médio/Inferior. O reservatório do Campo de Namorado
apresenta uma pressão original de 321 kgf/cm2 e pressão de saturação de 248,7 kgf/cm2,
estando originalmente subsaturado. O mecanismo principal de produção primário é o de gás
em solução. O campo encontra-se sob injeção de água. O fluido principal é óleo leve, com
28o API. As características de permeabilidade, viscosidade e espessura definem o
reservatório como de altíssima transmissibilidade (11.465 mD.m/cP).
Tabela 5.3.1: Propriedades dos fluidos e rochas dos reservatórios de Namorado
Reservatório
Namorado
Enchova
Prof. (m)
(n. mar)
-3.000
ni
Dados Gerais
Fluido
Pi
2
% VIP † (kgf/cm )
Tipo
óleo
92,0
321
gás
99,9
ni
Temp.
(°C)
110
ni
Propriedades das Rochas
k
Sw
Espessura
φ
HC (m)
(%) (mD) (%)
45
26
400
16
ni
ni
ni
ni
40
Tabela 5.3.2 : Propriedades dos hidrocarbonetos dos reservatórios de Namorado
Reservatório
Namorado
Enchova
Dados Gerais
Rs
Psat
(kgf/cm2) (m3/m3)
248,7
126,7
ni
ni
°API
28
ni
Óleo
µ
(cP @ °C)
1,5 110
7
ni
ni
Bo
(m3/m3)
1,439
ni
γg
(ar=1)
0,8
Gás
P.Cal.
(kcal/m3)
9.400
Bg
(m3/m3)
0,0075
ni
ni
ni
5.4) Reservas
O fator de recuperação calculado por correlações empíricas (Garb & Smith,
Estimation of Oil & Gas Reserves, 1985) é de 20,8 % para o mecanismo de gás em solução
e de 36,6 % para o de influxo de água, assumindo as propriedades gerais de rocha e fluido
fornecidas para todos os reservatório. O valor de 42,9 %, calculado a partir dos dados de
volume original, da produção acumulada e da reserva total, obtida utilizando-se o simulador
IMEX, é um pouco otimista, em relação às estimativas anteriores.
De acordo com os dados constantes do relatório da Petrobrás, já estão em
operação os sistemas de injeção de água, com um volume injetado acumulado de 334,63
milhões de barris. O campo encontra-se em produção, com previsão de produzir 64,368
milhões de barris de óleo e 4,823 bilhões m3 de gás, significando 83,7 % da reserva total de
óleo. Está previsto o aumento da vazão de injeção de gás até 1,0 milhão m3 por dia, com
posterior liberação da capa no ano 2004. A recuperação prevista, considerando a previsão
de produção até o ano 2012 e a produção acumulada atual, é da ordem de 41,3 %, estando
consistente do ponto de vista de produção e reservatório. O índice reserva/produção é de
5,7 anos, considerando o fluido principal óleo, sendo compatível com as condições
operacionais do campo. As reservas provadas de óleo e de gás representam 91,2 % e
85,7 % das respectivas reservas totais, indicando, para o óleo e o gás, um alto grau de
certeza na comprovação dos volumes envolvidos. O campo possui 2 reservatórios de gás
não associado (CRP e Enchova), com volume in place de 1,180 bilhão m3.
41
Fluido
Óleo
Gás associado
Gás não associado
Óleo+Gás
VIP
773,343 milhões barris
15.515,049 milhões m3
1.179,788 milhões m3
878,350 milhões boe
Reservas (30/06/97)
Total
Provada
76,889 milhões barris
70,140 milhões barris
3.412,177 milhões m3
3.227,560 milhões m3
3
353,840 milhões m
0,000 milhão m3
100,576 milhões boe
90,441 milhões boe
6) Resultados obtidos: simulação
Os resultados das simulações feitas para os dados de produção e econômicos do
Campo de Namorado podem ser vistas neste item. Os dados utilizados inicialmente são os
da tabela 3.1 e os resultados são apresentados nas tabelas que se seguem e seus respectivos
gráficos.
6.1) Estimativa das reservas
Foram feitas quatro simulações de volume considerando-se os volumes com
distribuição lognormal e diferentes variâncias para cada caso. Para alterar os dados de
volume, utilizou-se do recurso Risk view Pro (figura 3.2).
Para as simulações de volume usou-se variância 2, 5, 10 e 15, e obteve-se os
resultados mostrados na tabela 6.1.1 e no gráfico da figura 6.1.1.
42
91,2 %
94,6 %
0,0 %
89,9 %
Tabela 6.1.1: resultados das simulações de volume
Simulações
Volume (MMbbl)
Probabilidade (%) variância = 2 variância = 5 variância = 10 variância = 15
5
144,4755
144,4482
144,4192
144,3709
10
144,478
144,4548
144,4401
144,3934
15
144,4813
144,4627
144,452
144,4092
20
144,4829
144,4678
144,4646
144,4251
25
144,4846
144,4738
144,4695
144,4325
30
144,4874
144,4766
144,4763
144,4436
35
144,4881
144,4781
144,4797
144,4558
40
144,489
144,4832
144,4855
144,4688
45
144,49
144,4869
144,4936
144,4768
50
144,4904
144,4918
144,4972
144,485
55
144,491
144,4948
144,5046
144,4991
60
144,4919
144,5002
144,5082
144,5069
65
144,4925
144,5018
144,5115
144,5131
70
144,4942
144,5054
144,5193
144,5223
75
144,4957
144,5068
144,5318
144,5329
80
144,4968
144,5092
144,5395
144,5554
85
144,4981
144,5188
144,5485
144,5615
90
144,5006
144,5197
144,563
144,5877
95
144,5028
144,5237
144,583
144,6151
Legenda
reservas provadas
provadas + prováveis
provadas + prováveis + possíveis
43
Probabilidade (%)
Curvas de Probabilidade
100
90
80
70
60
50
40
30
20
10
0
144,35 144,4 144,45 144,5 144,55 144,6 144,65
simulação var = 2
simulação var = 5
simulação var = 10
simulação var = 15
Volume (MMbbl)
Figura 6.1.1: Curvas de probabilidade das simulações de volume
O mesmo modelo foi utilizado na simulação de VPL. Contudo, criaram-se três
cenários de simulação. Na simulação 1, os valores de OPEX foram 15% maiores e os de
CAPEX 2%. Na segunda simulação, valores de OPEX variando15% em torno dos valores
reais (ou seja, valores 15% acima e abaixo dos originais) e os de OPEX com variação de
cerca de 2%. Finalmente, na terceira simulação, valores de OPEX 15% menores e de
CAPEX, novamente, 2%. Os valores de produção foram mantidos fixos e os resultados
obtidos estão expressos na tabela 6.1.2 e figura 6.1.2.
44
Tabela 6.1.2: resultados das simulações econômicas
Simulação 1
OPEX
15% maior
CAPEX
Probabilidade
5
10
15
20
25
30
35
40
45
50
55
60
65
70
75
80
85
90
95
2% maior
950,0903
1001,174
1018,145
1032,73
1045,167
1054,908
1065,644
1080,059
1088,392
1091,31
1098,981
1114,842
1125,057
1134,992
1141,809
1150,533
1172,056
1195,794
1243,376
Simulação 2
variando 15% em torno da
média
variando 2% em torno da
média
VPL (US$MM)
983,3852
1029,311
1050,697
1059,549
1065,568
1074,268
1081,964
1089,179
1104,846
1114,285
1119,865
1129,806
1146,744
1165,656
1180,777
1191,444
1214,977
1229,676
1256,479
Simulação 3
15% menor
2% menor
990,2821
1041,333
1054,716
1082,131
1098,709
1104,683
1116,368
1124,488
1130,327
1141,948
1146,976
1154,599
1173,592
1181,274
1203,704
1218,192
1238,504
1250,036
1311,455
Legenda
reservas provadas
provadas + prováveis
provadas + prováveis + possíveis
45
Probabilidade (%)
Curvas de Probabilidade
100
90
80
70
60
50
40
30
20
10
0
900
simulação 1
simulação 2
simulação 3
950
1000 1050 1100 1150 1200 1250 1300 1350
VPL (US$MM)
Figura 6.1.2: Curvas de probabilidade das simulações econômicas
6.2) Estimativa dos recursos
Com os dados da tabela 3.2 mais os dados das tabelas 5.3.1 e 5.3.2 usados de input,
obteve-se os resultados dos prospectos no Simulador Geo-X . Os resultados são
apresentados na tabela 6.2.1 e na figura 6.2.1.
Tabela 6.2.1: Volume de óleo dos prospectos simulados no Geo-X
46
Figura 6.2.1: Diagrama de Recursos para os prospectos simulados no Geo-X
No caso da análise do play, utilizaram-se as tabelas 3.3, 5.3.1 e 5.3.2 como input
para o simulador. Como resposta, obteve-se os resultados da tabela 6.2.2 e da figura 6.2.2.
É importante ressaltar que, no caso do play, as incertezas na estimativa são muito maiores
visto que há de menos informações sobre o campo e, alguns parâmetros, são tratados com
base na correlação com outros reservatórios de características semelhantes. Por isso, o valor
obtido para os recursos in situ na fase de play são maiores que para os prospectos. Porque
as incertezas são maiores.
Geralmente, nesta fase de exploração, dispõe-se das seções sísmicas e, às vezes, de
poços pioneiros ou exploratórios. Contudo, os poços exploratórios estão mais presentes na
fase de prospecto, quando já há um volume prévio identificado e um local assinalado para a
perfuração dos poços.
47
Tabela 6.2.2: Volume de óleo no play simulado no Geo-X
Figura 6.2.2: Diagrama de Recursos para o play simulado no Geo-X
48
6.3) Classificação dos recursos e reservas
Com os resultados das simulações, obteve-se um diagrama para classificação dos
volumes simulados, assim como sugerido na metodologia e utilizando-se da figura 4.3.8
Risco
baixo
como base. Este diagrama pode ser observado na figura 6.3.1.
o
jet
pro
do
s
tu
Sta
Prováveis
(P50)
Possíveis
(P10)
VPLs
(US$MM)
144,307
950,090
144,419
983,385
144,448
990,282
144,485
1091,310
144,497
1114,285
144,4948
1141,948
144,5237
1243,376
144,583
1256,479
144,6151
1311,455
Recursos
contingentes
Recursos
prospectivos
Prospecto
436,6
Play
785,3
E
o
uçã
rod
p
m
E
De
se
v
mA
ç
alia
ão
do
ej a
lan
p
o
ent
lvim
o
v
n
Risco
alto
Reservas
Volumes
(milhões)
Maturidade do projeto
Commercial
Petróleo in situ descoberto
Provadas
(P90)
Petróleo in
situ
Não
descoberto Sub
Quantidade total de petróleo originalmente in situ
Categoria
cto
spe
Pr o y
Pl a
Não recuperável
Média de incertezas
Figura 6.3.1: Diagrama de classificação dos volumes simulados
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set, versão 1.1.
8) Anexos
Anexo I - Sistema Petrolífero
O termo sistema petrolífero foi introduzido por Dow (1974) e é baseado no conceito
de correlação com a rocha geradora. Este termo foi usado, primeiramente, por Perrodon
(op. cit.). Independentemente, Demaison (1984), desenvolveu o conceito de bacia geradora,
Meissner et. al. (1984) descreveram a “máquina de hidrocarboneto” e Ulmishek (1986)
identificou um sistema petrolífero independente. Todos esses conceitos são muito similares
ao sistema petrolífero. Expandindo o primeiro trabalho, Magoon e Dow (1994)
formalizaram o critério de identificação, mapeamento e nomenclatura de um sistema
petrolífero. Como o primeiro conceito de sistema petrolífero só incluía as acumulações
descobertas, Magoon (1995) incluiu os termos play complementar e prospecto
complementar para adicionar os campos não descobertos ao sistema. Depois, o TPS (total
petroleum system) se igualou ao conceito inicial de Magoon e Dow (1994), e à soma de
todos os campos não descobertos no play complementar e nos prospectos complementares
dentro do sistema (Magoon & Beaumont, 1999).
Um sistema petrolífero compreende uma rocha geradora e todas as acumulações de
óleo e gás correlatas. Ele inclui todos os elementos e processos geológicos que são
essenciais a existência de óleo e gás.
Os elementos essenciais de um sistema petrolífero são: rocha geradora, rocha
reservatório, rocha selante e trapa. Em primeiro lugar, o sistema deve passar pela formação
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da trapa e , depois, geração, migração e acumulação de hidrocarbonetos. Estes elementos e
processos essenciais devem ocorrer em um tempo e espaço tais que permitam que a matéria
orgânica depositada na rocha geradora se transforme em uma acumulação. E um sistema
petrolífero existe se todos esses processos são de ocorrência conhecida ou se há uma
razoável chance ou probabilidade de que ocorra (Magoon & Beaumont, 1999).
Para determinar o tamanho do sistema petrolífero deve-se agrupar todas as
ocorrências relacionadas de petróleo usando características geoquímicas e estratigráficas.
Depois disso, identificar a fonte usando correlações óleo-rocha geradora. O terceiro passo
seria localizar a área do corpo da rocha geradora responsável pelas ocorrências de petróleo.
Por fim, fazer uma tabela de acumulações para determinar a quantidade de hidrocarbonetos
no sistema e qual rocha reservatório contém a maior acumulação de petróleo.
Extensão temporal, geográfica e estratigráfica
Como dito anteriormente, um sistema petrolífero é limitado por tempo e espaço
característicos de cada sistema. Com relação aos aspectos temporais, os mais importantes
são a idade, o momento crítico e o tempo de preservação.
A idade do sistema se refere ao tempo necessário para o processo de geraçãomigração-acumulação dos hidrocarbonetos. O momento crítico é o tempo que melhor
descreve este processo e um mapa feito neste momento é o que melhor mostra a extensão
geográfica e estratigráfica do sistema. A figura 8.1 representa um exemplo dos elementos
essenciais no momento crítico.
O tempo de preservação começa imediatamente após o processo de geraçãomigração-acumulação e se extende até o presente. Durante este tempo podem ocorrer
diversas mudanças no sistema, como remigração e degradação.
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Fig 8.1: Tabela dos elementos essenciais no momento crítico do sistema fictício Deer-Boar
(extraído de Magoon & Dow, 1994).
A extensão geográfica de um sistema petrolífero é determinada no momento crítico
e é definida por uma linha que circunscreve o corpo de rocha geradora ativa, os caminhos
pelos quais os hidrocarbonetos migram, as descobertas e acumulações do óleo originado
daquela fonte. Ela deve ter um tamanho máximo e um mínimo. Este deve coincidir com a
linha da extensão geográfica, e aquele deve ser um pouco maior para incluir possíveis
reservatórios dos quais não se conhece a linha de migração. A figura 8.2 é um exemplo de
delimitação geográfica.
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Fig 8.2: extensão geográfica TPS (extraído de USGS Worl Petroleum Assessment, 2000).
A extensão estratigráfica é a dimensão das unidades litológicas que englobam os
principais elementos dentro da extensão geográfica do sistema. Vai desde a parte inferior da
rocha geradora até o topo da rocha que cobre o reservatório. Ela pode ser obtida através da
tabela de história de deposição (figura 8.1) e da seção geológica no momento crítico. A
figura 8.3 mostra um exemplo desta seção.
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Fig 8.3: extensão estratigráfica do sistema fictício Deer-Boar (extraído de Magoon & Dow,
1994).
Bacia sedimentar, play e prospecto
Uma Bacia sedimentar é uma depressão preenchida por rochas sedimentares
(Magoon & Beaumont, 1999). A presença de rochas sedimentares é uma prova de que uma
bacia existiu. A depressão formada por um processo tectônico possui um embasamento, que
pode ser ígneo, metamórfico, ou mesmo sedimentar. O material de preenchimento da bacia
inclui sedimentos, matéria orgânica e água depositada e os elementos essenciais de um
sistema petrolífero estão associados a estas bacias.
Play e prospecto são termos usados pelo exploracionistas como um argumento
geológico para justificar a procura de acumulações econômicas e não descobertas de
petróleo. O play consiste de um ou mais prospectos geologicamente relacionados, e um
prospecto é uma trapa que deve ser avaliada através de perfuração para determinar de
possui ou não uma quantidade comercial de petróleo. Uma vez perfurado, o termo
prospecto é abandonado e o local passa a ser chamado de buraco seco ou campo em
produção.
Em um play, as acumulações de óleo são comerciais e não descobertas. Em um
sistema
petrolífero,
as
ocorrências
acabaram
de
ser
descobertas
(Magoon,
1995).Geralmente, um play é estabelecido sem nenhum sistema petrolífero em mente.
Contudo, quando um play é baseado em um sistema particular, ele é chamado de
complementar. Este termo é também usado para designar as acumulações não descobertas
restantes em um sistema petrolífero.
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Anexo II - Fluxo de Caixa e VPL
Em toda a indústria do petróleo, a análise econômica dos projetos de investimento é
feita para selecionar o projeto ou projetos que darão o máximo valor a partir do
investimento do capital disponível. Os investidores, em geral, usam técnicas de análise
econômica baseadas em taxas de retorno, valor presente, valor anual, valor futuro, ou outras
análises para alcançar a melhor decisão econômica. Quando as técnicas mencionadas são
baseadas em se trabalhar o valor do dinheiro no tempo mediante taxas de juros compostas,
estas técnicas são chamadas de fluxo de caixa descontado (Stermole & Stermole, 1984).
Os juros são o preço pago pelo uso do dinheiro ou fundos de empréstimo, expresso
em porcentagem de empréstimo ou de fundos emprestados. Esta taxa de juros tem,
geralmente, base anual de cálculo. Assim, uma taxa de juros de 10% ao ano sobre um
investimento de $100 irá somar $110. Portanto, $100 é o valor principal e o $10 é a taxa de
retorno do investimento. E como o juro se torna custo para quem pegou emprestado e lucro
para quem emprestou, ele é considerado importante elemento nas decisões financeiras
(Mian, 2002).
Há dois tipos de juros, o simples e o composto. Aquele é calculado usando-se
apenas o valor principal, que acumula juros ao longo do período fixo. Os juros compostos
são aqueles acumulados tanto no valor principal quanto nos juros não pagos, conseguidos
em adiantamento. No final do período de juros, o valor principal e o adquirido são deixados
para acumular juros para o próximo período. O principal e o adquirido se tornam, então, a
soma do principal para calcular o juro no período seguinte.
O termo desconto é considerado sinônimo de valor presente em análise econômica.
Quando trabalham com o valor do dinheiro no tempo, os investidores levam em conta o
fato de que uma unidade monetária hoje vale menos do que futuramente, porque essa
unidade monetária pode ser investida e para acumular juros e gerar um retorno. Assim
sendo, o valor presente de um valor futuro seria a soma do dinheiro que, investido hoje a
taxas específicas de juros compostos, crescerá para dar este valor futuro. Quando se
consideram taxa de juros positivas, o valor futuro é sempre maior que o valor presente. E
desde que o termo desconto implica em redução, pode ser considerado sinônimo de valor
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presente porque ambos implicam, em reduzir o valor da unidade monetária (Stermole &
Stermole, 1984).
O termo fluxo de caixa é usado para designar uma entrada ou saída de dinheiro que
ocorre durante um período específico de operação. Já o fluxo de caixa descontado (DCF) se
desenvolveu do fato de que investidores quase sempre trabalham com o valor do dinheiro
no tempo, usando cálculos de valor presente. Portanto, eles “descontam” fluxos de caixa
negativos e positivos de um investimento (antecipados para o presente) para avaliar o
potencial econômico de um projeto.
O DCF força o investidor a pensar sistemática e quantitativamente sobre todos os
fatores econômicos relevantes que possam afetar o potencial econômico do projeto. Devese, por isso, levar em conta parâmetros como a magnitude e o timing dos custos e lucros do
investimento, os efeitos da inflação, o risco e as incertezas associadas, as taxas para
descontos futuros, etc (Stermole & Stermole, 1984).
Então, para que se pudesse comparar os projetos, fez-se necessária a utilização de
um método que o permitisse e DCF forneceu a base com os parâmetros que são usados por
quase todas as empresas para a análise econômica dos projetos de exploração.
O modelo de fluxo de caixa nas explorações de petróleo é usado como uma
quantificação das descobertas e acompanha cada prospecto desde a exploração até o
abandono do campo. Assim como para as reservas e suas estimativas, o fluxo de caixa deve
ter uma distribuição probabilística (P10, P50 e P90) de valores ao invés de uma única
média. Em outras palavras, deve-se ter calculada, ao invés de um valor de VPL para a
média das estimativas de reserva, uma média de todos os resultados de VPL obtidos ( com
distribuição probabilística igual àquela feita para as reservas). Desta maneira, não se estima
um cenário muito otimista nem um muito pessimista, que podem superestimar ou
subestimar, respectivamente, a dimensão do projeto.
Para tal, necessita-se um cenário geológico com chances de sucesso já estimadas, de
onde tomamos uma média para a avaliação econômica. A partir desse cenário, atribuem-se
valores compatíveis para itens de exploração, como volume de óleo por poço, curvas de
declínio, custos do projeto (CAPEX e OPEX, por exemplo), vida útil estimada do campo,
além de um preço fixado para o óleo (que em certos casos pode inviabilizar o projeto).
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