Quantidade de “enter” para posicionar o cabeçalho, apague em seguida
<>
<>
<>
<>
UNIVERSIDADE CANDIDO MENDES
PÓS-GRADUAÇÃO “LATO SENSU”
INSTITUTO A VEZ DO MESTRE
<>
<>
<>
<>
<>
RISCOS E OPORTUNIDADES EM PROJETOS DE EXPLORAÇÃO
DE PETRÓLEO E GÁS
<>
<>
<>
Por: Ronaldo Celso Miza Txiquema
<>
<>
<>
Orientador
Prof. MARCELO SALDANHA
Rio de Janeiro
2010
2
UNIVERSIDADE CANDIDO MENDES
PÓS-GRADUAÇÃO “LATO SENSU”
INSTITUTO A VEZ DO MESTRE
<>
<>
<>
<>
<>
RISCOS E OPORTUNIDADES EM PROJETOS DE EXPLORAÇÃO
DE PETRÓLEO E GÁS
<>
<>
<>
<>
<>
Apresentação
Candido
de
Mendes
monografia
como
à
requisito
Universidade
parcial
para
obtenção do grau de especialista em Gestão de
projetos
Por: Ronaldo Celso Miza Txiquema
3
AGRADECIMENTOS
A Deus todo poderoso que nos protege
de todo o mal da terra. A minha esposa
que caminha comigo incansavelmente
em todas as fases da minha vida
profissional e acadêmica, aos meus
pais
em
especial
a
Dr.
Rosaria
Txiquema que mesmo não estando
mais entre nós, foi e sempre será a
minha lição de vida. As minhas amadas
irmãs, aos amigos, colegas, familiares
e professores por me ajudarem a
vencer mais uma etapa de minha vida.
4
DEDICATÓRIA
Ao meu pequeno tesouro que me faz se
tornar o pai mais feliz do mundo.
Delcio Celso Timóteo Txiquema (Te amo
filho)
5
RESUMO
A indústria do petróleo e gás alem de ser uma indústria gigantesca que nos
apresentar vários segmentos de trabalho, nos apresentar lucros milionários,
megas projetos com altos índices de sucessos, é também uma indústria com
altos índices de riscos exploratórios, riscos estes que vão contribuir com o não
descobrimento do petróleo na perfuração de poços, que geralmente são
secos.
Vários métodos caminham sincronizados para o descobrimento do
petróleo, mais diversas vezes estes sincronismos nos leva ao descobrimento
de poços secos. Que seria uma frustração para engenheiros, geólogos,
geofísicos, que evidam seus forços para tal descobrimento, que se torna um
fracasso. E também vamos nos deparar com o elevado investimento que são
feitos
nos
estudos
sísmicos.
Aerofotogramétrico,
gravimétricos,
magnetometrico entre outros estudos feitos para identificação de uma
oportunidade exploratória.
Sendo assim o risco exploratório é cada vez mais, uma realidade vivida
em diversos projetos de exploração de petróleo. Nesta monografia vamos
abordar um pouco dos diferentes tipos de riscos. Conhecer os principais
modelos de acumulação, tipos de concessão de blocos, e alguns fatores que
podem influenciar no sucesso ou no fracasso do descobrimento de um
reservatório de petróleo e gás.
6
METODOLOGIA
Os métodos utilizados para pesquisas foram: leituras de livros, artigos,
visitas de sites, vale ressaltar a boa vontade que a Petrobras teve na
disponibilização de visitas técnicas na Petrobras (sala de visualização 3D) e
também na Agencia Nacional de Petróleo (ANP)
7
SUMÁRIO
INTRODUÇÃO.................................................................................................08
CAPÍTULO I - Visão Geral de Riscos Geológico.............................................11
1.1 – Especificações do Risco Geológico.........................................................17
1.2 - Modelos Geológicos de Acumulação........................................................18
1.3 – Bacias Sedimentares com Risco Exploratórios........................................22
1.4 – Fatores que Influenciam no Risco Exploratório .......................................23
CAPÍTULO II - Aplicação dos Métodos Geofísicos na Exploração de
Petróleo.............................................................................................................24
2.1-Métodos Geofísicos....................................................................................25
2.2 - Aquisições de Dado Sísmicos.................................................................26
2.3 – Processamento de Dados Sísmicos........................................................27
2.4 – Interpretação de Dados Sísmicos............................................................27
CAPÍTULO III – Concessão de Blocos Exploratórios.......................................28
3.1 – Critérios para Estimativas de Reservas...................................................33
3.2 – Reservas Provadas .................................................................................34
3.3 – Características da Atividade Exploratória ..............................................42
3.4 – Oportunidades Exploratórias e Avaliação Econômica de
Seleção.............................................................................................................44
CONCLUSÃO...................................................................................................49
BIBLIOGRAFIA CONSULTADA.......................................................................50
INDICE.............................................................................................................51
FIGURA............................................................................................................53
FOLHA DE AVALIAÇÃO..................................................................................55
8
INTRODUÇÃO
A exploração de um campo de petróleo demanda conhecimento sobre a
probabilidade do empreendimento vingar ou não. A demanda contínua e
crescente de energia de baixo custo e a disponibilidade de recursos de
hidrocarbonetos coloca ainda o petróleo como uma importante fonte nãorenovável da matriz energética mundial para as próximas décadas do século
XXI. Para atender o suprimento dessa fonte energética para a sociedade, as
empresas se dedicam à exploração como um primeiro passo para manter o
ciclo de geração de jazidas. Trata-se de uma atividade estratégica da cadeia
produtiva do petróleo composta por uma seqüência complexa de etapas e de
processos decisórios, envolvendo investimentos e riscos bastante elevados e
de longa maturação na expectativa de descobertas de volumes de petróleo
crescentes. Na avaliação de recursos de petróleo não descobertos, uma
importante etapa é a avaliação do risco geológico, que normalmente é definido
como a probabilidade de não haver acumulação de hidrocarbonetos. Vários
importantes autores apresentam formas de se obter essa probabilidade; mas
esses modelos clássicos não são desenvolvidos em bases rigorosas. Por isso,
podem apresentar resultados conflitantes, nem sempre compatíveis com a
realidade e não são capazes de levarem conta dados históricos de situações
similares já estudadas. A indústria do petróleo tem como característica
marcante um grande volume de investimentos de alto risco. Como esses riscos
são de natureza geológica, de engenharia e econômica, surge a necessidade
de uma pormenorizada análise probabilística das decisões desde a exploração
até a comercialização do petróleo e do gás. A utilização de métodos
probabilísticos adequados para a quantificação dos riscos pode aumentar a
qualidade da informação disponível e, conseqüentemente, a capacidade dos
gerentes para tomar decisões. O processo de exploração dos recursos de
petróleo e gás, que envolve basicamente o entendimento da estrutura
geológica da área a ser explorada e a avaliação do volume recuperável dos
hidrocarbonetos nela contidos, é segundo Stabell & Sheehan (2001), a parte
do processo de obtenção do petróleo onde há maior possibilidade de criação
9
de valor. Isto se dá pelo alto nível de incerteza, mesmo de posse das sísmicas
e outros testes de reconhecimento das áreas avaliadas e pelo alto custo de
perfuração de poços pioneiros e delimitadores. Segundo Hyne (2000), não é
incomum que nove em cada dez poços pioneiros perfurados resultem em
poços secos. No Brasil a maior parte da produção e das reservas de petróleo
se encontra em grandes campos em águas profundas. Isso torna os custos de
exploração muito elevados e, portanto, os riscos ainda maiores do que em
outras situações. Apesar disso, o uso de técnicas de análise de decisões no
Brasil, por ser ainda pouco desenvolvido, é um importante caminho para a
melhoria do processo de tomada de decisões sobre investimentos em
exploração. Um agravante para o baixo índice de sucesso é falta de
metodologia eficaz para a avaliação dos riscos. Cada empresa possui seu
próprio método de avaliação que, dado seu potencial de criação de valor é, em
si, uma arma competitiva e, por isso, é improvável imaginar que tais métodos,
quando eficazes, sejam divulgados pelas empresas e mesmo, pela
comunidade acadêmica, ou outros profissionais engajados. Como os testes
confiáveis para obtenção de informações sobre a estrutura geológica e sobre
os volumes recuperáveis (perfuração de poços de exploração) são muito caros,
o que se faz é recorrer à opinião de especialistas sobre as informações obtidas
por testes indiretos, especialmente os sísmicos e por outras evidências
geológicas disponíveis. Os recursos nessa fase em que ainda não se pode ter
certeza da existência de hidrocarbonetos em condições comerciais são
normalmente denominados “recursos não descobertos”. Cada especialista tem
sua forma própria de encarar o problema, o que pode acarretar vieses e
descalibrações. Uma vasta literatura é disponível ilustrando várias destas
distorções e apresentando suas causas e como reduzi-las. Lucena (2006)
apresenta algumas das distorções mais comuns no processo de determinação
de incertezas no processo de exploração. A calibração segundo Hora (2004)
refere-se ao grau de fidelidade das informações subjetivas eliciadas dos
especialistas sobre o objeto avaliado, por exemplo, a avaliação da
probabilidade de ocorrência de um determinado evento, fornecida pelo
especialista, deve estar próxima à freqüência relativa de ocorrência desse
10
evento. Portanto, se um avaliador afirma que, dentro de determinadas
condições, a probabilidade de ocorrer um dado evento é 70%, para que este
avaliador esteja realmente calibrado nesta faixa de probabilidade, o evento
deve realmente ocorrer em torno de 70% das vezes em que essas mesmas
condições foram observadas,Interpretadas as sísmicas e outros resultados de
testes indiretos, valendo-se de teorias, da experiência e de analogias com
casos anteriores o especialista estabelece um modelo da estrutrura geológica
e o passo seguinte é avaliar economicamente os prospectos para posterior
composição de uma carteira de projetos. A avaliação de prospectos, por sua
vez, envolve a determinação do volume recuperável de hidrocarbonetos e do
risco geológico.
Mas a existência de uma estrutura geológica propícia para a acumulação de
hidrocarbonetos não garante a existência deles. Portanto, depois da
determinação da distribuição acumulada do volume de hidrocarbonetos
recuperáveis é necessário definir qual a probabilidade de que realmente haja
hidrocarbonetos na área avaliada; tal probabilidade é chamada de risco
geológico e é o tema central deste artigo. Mesmo estando na base de toda o
processo de avaliação de recursos não descobertos, a determinação do risco
geológico é surpreendentemente pouco discutida na literatura. A literatura
disponível sugere a determinação do risco geológico como função das
probabilidades de ocorrência de determinados fatores geológicos. Entretanto,
nenhum
método,
rigorosamente
justificado,
para
combinar
essas
probabilidades foi encontrado na literatura, em particular não parece haver
razão para que se afirme que a ocorrência de certo fator geológico tenha um
peso determinístico na estimação do risco geológico.
Fonte: Internet /ENEGEP 2007. Data: 11/10/2007 Acesso: 20/06/2010
11
CAPÍTULO I
VISÃO GERAL DE RISCOS GEOLOGICOS
A indústria do petróleo tem como característica marcante um grande volume
de investimentos de alto risco. Como esses riscos são de natureza geológica,
de engenharia econômica, surge à necessidade de uma pormenorizada
análise probabilística das decisões desde a exploração até a comercialização
do petróleo e do gás. A utilização de métodos probabilísticos adequados para
a quantificação dos riscos pode aumentar a qualidade da informação
disponível e, conseqüentemente, a capacidade dos gerentes para tomar
decisões.
A análise das incertezas constitui um dos elementos-chave das atividades de
exploração e produção de petróleo. No passado, em decorrência do estágio
evolutivo e da disponibilidade de prospectos de óleo e gás mais facilmente
identificáveis, a maioria dos processos decisórios para análise de riscos ainda
podia ser realizada de forma simples e intuitiva. Além disso, os desafios na
indústria do petróleo não se apresentavam de forma tão diversa e contraditória
como se mostram na atualidade. Por exemplo, até recentemente, na análise
dos riscos envolvidos na exploração e produção bastava à observação das
variáveis geológicas mais relevantes (volumes, dinâmica das acumulações,
etc) e das tendências gerais do mercado (o preço do óleo, a demanda de
derivados, etc...), a tal ponto que a possibilidade de descoberta de boas
jazidas afastava a necessidade de uso de metodologias complexas e mais
abrangentes. Fonte: Centro de Estudos de Petróleo (CEPETRO) da
UNICAMP (2002)
Entretanto, esse cenário alterou-se drasticamente em função da diminuição
dos indícios de jazidas de petróleo mais fáceis de serem encontradas e de
baixos custos, da crescente globalização dos negócios e do envolvimento de
diversos agentes, tornando o processo de tomada de decisão na exploração
bastante
complexo
e
nem
sempre
de
fácil
solução.
12
Além disso, as empresas envolvidas na atividade exploratória freqüentemente
se defrontam na quantificação de diferentes tipos de riscos, tais como:
•
Risco de um poço exploratório ou de desenvolvimento ser seco;
•
Risco de uma descoberta não possuir um volume de óleo suficiente
para os custos envolvidos no seu aproveitamento econômico;
•
Risco relacionado com o preço futuro de óleo e gás natural;
•
Risco econômico-financeiro;
•
Risco ambiental;
•
Risco político vinculado às incertezas jurídico-institucionais de um país
detentor dos recursos petrolíferos;
Neste trabalho estamos abordando somente os dois primeiros tipos que podem
ser incluídos na categoria dos riscos geológicos que são avaliados após a
descoberta de um indício suficientemente atrativo que justifique a continuidade
das atividades de exploração e avaliação do seu potencial econômico. O
sucesso geológico é diretamente vinculado aos modelos geológicos de
acumulação e da definição dos limites e dos volumes envolvidos e dos riscos
inerentes às variáveis críticas da dinâmica das acumulações petrolíferas
(geração, reservatórios, suprimento e "timing").
Para se ter uma noção da magnitude do risco que é muito bem percebido na
indústria, a cada dez poços perfurados somente entre um a três resultam em
acumulações comerciais. Por exemplo, o custo estimado de um poço na bacia
de Campos em lâmina d'água acima de 2.500 metros não sai por menos de
US$ 15 milhões. Dados da literatura apontam que as taxas médias de sucesso
de poços pioneiros perfurados nas bacias petrolíferas localizadas em zonas de
fronteira (com escasso conhecimento geológico) situam-se numa faixa entre
20-30% dependendo da complexidade da bacia (Figura 1). Deve-se ressaltar
que essas estatísticas devem ser avaliadas cuidadosamente, pois apontam
tendências gerais. As grandes companhias buscam sempre projetos em áreas
13
com campos com maiores expectativas de grandes volumes de óleo, exibindo
geralmente elevados sucessos nas fases iniciais do ciclo exploratório e
declinando a medida que a indústria se defronta com campos com volumes
mais reduzidos e com níveis de descoberta mais complexos.
Fonte: LUCENA, B.R.D. Avaliação de Recursos de Petróleo Não Descobertos:
Metodologias e Métodos de Eliciação de Informações Subjetivas. Rio de
Janeiro, Dissertação de Mestrado– PUC, DEI, 2004.
Figura 1 - Probabilidade de sucesso de poços pioneiros
perfurados em bacias internacionais. Valores em percentagem
indicam a razão entre descobertas e poços perfurados.
Fonte1: Petroconsultants, Oil and Gás Journal (diversos)
A importância deste ciclo de geração de jazidas pode ser percebida pelo perfil
atual da produção de petróleo no Brasil que atualmente é de 1,49 milhões de
barris/dia de óleo e 39,63 milhões de m3/dia de gás. Esta produção continuará
crescendo nos próximos anos com base nas reservas atualmente conhecidas
oriundas dos campos de Marlim, Albacora, Albacora Leste, BarracudaCaratinga, Roncador, Marlim Sul e Marlim Leste e demais campos descobertos
pela Petrobras há mais de uma década. Observa-se a preponderância da
participação de zonas produtoras de bacias marítimas em águas profundas no
atendimento do suprimento nacional (Figura 2) que com a entrada de produção
de novos campos e as descobertas recentes deverão possibilitar atingir a autosuficiência no atendimento da demanda nacional nos próximos anos.
14
Figura 2 - Evolução da produção anual de petróleo cru no Brasil
nas bacias terrestres e marítimas (valores em milhares de
barris)
Fonte : Relatório Anual (ANP, diversos), Petrobras
O ambiente de águas profundas é uma tendência que se manifesta não
somente no Brasil, mas em diversas zonas produtoras, principalmente nas
regiões fora do Golfo Pérsico. Para enfrentar as restrições exploratórias nesses
ambientes e nas demais regiões, a inovação tecnológica vem desempenhando
um papel de grande importância na redução das incertezas tanto nas fases de
exploração como de produção de petróleo, incrementando as probabilidades
de sucesso e criando viabilidade econômica de novas jazidas. Um dos grandes
avanços no incremento do sucesso exploratório refere-se a tecnologia sísmica
tridimensional conhecida na indústria como sísmica 3D. Aylor (1999) coletou
dados de taxas de sucesso na perfuração definidas com o apoio das
tecnologias da sísmica 3D e constatou um aumento dessas taxas em 50% na
locação dos prospectos em relação às tecnologias tradicionais conforme indica
a Tabela 1.
Tabela 1 - Taxas de sucesso na perfuração de poços
pioneiros com o apoio da tecnologia sísmica tridimensional
(sísmica 3D)
15
Empresa
Local
Exxon
Golfo do México
43%
70%
Fairfield
Golfo do México
37%
50%
36%
47%
47%
70%
33%
62%
Exxon
Exxon
Texaco
Mar do Norte
(Reino Unido)
Mar do Norte
(Países Baixos)
Louisiana
Seismic 2D Sísmica 3D
Tabela 1 - Taxas de sucesso na perfuração de poços
pioneiros com o apoio da tecnologia sísmica tridimensional
(sísmica 3D)
Fonte: Aylor (1999) modificado
Outro componente neste processo de gestão das incertezas exploratórias
refere-se ao custo de descoberta que corresponde ao investimento aplicado
em exploração dividido pelo montante de petróleo descoberto que pode ser
estimado como adição de novas reservas. Dados coletados pela Unicamp
(2002) indicam uma tendência declinante dos custos de descoberta nesta
última década. O resultado dessa razão indica um relativo sucesso das
grandes companhias ("majors") na renovação do seu estoque de suas
reservas. Pode-se verificar o forte impacto que as cotações de óleo exercem
sobre o esforço exploratório.
Apesar desses resultados refletirem o aporte das novas tecnologias
exploratórias
16
Figura 3 - Evolução dos custos de descoberta nas principais
empresas de petróleo Cotações do petróleo tipo Brent em
US$/bbl e dos investimentos em US$/bbl em valores
constantes de 2000
Fonte: Unicamp(2002)
(modelagem de reservatórios, tecnologia sísmica, tecnologias de perfuração,
novas técnicas de gerenciamento das incertezas exploratórias), essas
estatísticas devem ser observadas com cautela. Uma das principais
dificuldades são os tipos de informações utilizadas para as estimativas das
reservas
(extensões,
descobertas,
aquisições,
revisões,
recuperação
avançada) e dos dados de custos. Por outro lado, os dados da Figura 3
apontam de uma maneira geral elevados competências das equipes
exploratórias das empresas nesta última década em que pese às dificuldades
crescentes na identificação de reservatórios com elevados volumes e boa
qualidade de óleo.
Fica evidente a importância estratégica da atividade de exploração na geração
de novos prospectos visando a manutenção das vantagens competitivas das
empresas de petróleo, bem como atender a demanda deste bem mineral para
os diversos mercados. Trata-se de uma das etapas de maior criatividade na
longa cadeia dos negócios na indústria do petróleo onde são adicionados
valores
aos
ativos
minerais.
As
corporações
empregam
atualmente
17
procedimentos exploratórios sistemáticos para comparar as previsões geradas
pelas novas tecnologias versus os resultados efetivamente alcançados. Por
sua vez, os geocientistas (geólogos, geofísicos, etc..) e os engenheiros de
petróleo aprenderam a trabalhar com as incertezas e calibrar as suas
estimativas trazendo enormes benefícios para as corporações petroleiras não
somente na redução das incertezas, mas principalmente na redução dos
custos exploratórios possibilitando acessar prospectos em zonas cada vez
mais remotas.
1.1 - Especificação do Risco Geológico
O risco geológico é aquele que deve ser considerado no processo de avaliação
da existência de hidrocarbonetos em um play. Um play é a parte elementar de
um sistema petrolífero que pode conter uma ou mais acumulações com
características geológicas (e conseqüentemente, de engenharia) comuns. A
probabilidade do sucesso geológico, que é a probabilidade de existir uma
acumulação de hidrocarbonetos em determinado play. De acordo com o guia
para a avaliação do risco geológico da CCOP (2000), este risco é a
probabilidade complementar à probabilidade de sucesso (Rg = 1- Pg),
entretanto, isso pode aparecer na literatura com alguma divergência. Otis e
Scheneidermann (1997) apresentam o fator de risco geológico como o inverso
da probabilidade de sucesso geológico. O importante é ter mente que o risco
geológico é uma medida que se contrapõe ao sucesso geológico. A
probabilidade de sucesso geológico é medida considerando a probabilidade de
que certos fatores geológicos realmente estejam presentes. Os fatores
geológicos considerados podem também diferir de acordo com o autor. Otis e
Scheneidermann (1997) utilizam
a) A presença da rocha recurso
b) A presença da rocha reservatório
c) Presença da rocha seladora
d) A dinâmica do play que se refere ao tempo de migração, as vias para a sua
18
Ocorrência e a preservação dos hidrocarbonetos. Todos esses fatores
geológicos são essenciais para a existência de hidrocarbonetos, o que quer
dizer que se a probabilidade de ocorrência de algum destes fatores for nula, é
impossível fisicamente que hidrocarbonetos se acumulem no play investigado.
Então a cada um dos fatores geológicos considerados é associada uma
probabilidade de ocorrência. Uma vez estimadas essas probabilidades devem
ser combinadas para o cálculo da probabilidade de sucesso geológico. Rose
(2004), talvez guiado pela experiência, define a probabilidade de sucesso
geológico como sendo a probabilidade do fator geológico menos provável.
Para Otis e Scheneidermann (1997) a probabilidade de sucesso é igual ao
produto das probabilidades individuais dos fatores geológicos, ou seja, as
ocorrências dos fatores geológicos são probabilisticamente independentes
entre si, premissa essa, nem sempre verdadeira. Para ilustrar esses modelos.
Fonte: Internet /ENEGEP 2007. Data: 11/10/2007 Acesso: 20/06/2010
1.2 – Modelos Geológicos de Acumulação
Depois dos estudos sísmicos captarem as imagens dos estratos da bacia
em estudo, e o mesmo serem interpretada em secção sísmica, e
posteriormente interpretada pelos geólogos para secção geológica. Um
estudo detalhado deve ser feito na imagem obtida (secção geológica) para
poder analisar os diferentes tipos de modelos de acumulação em vários
poços perfurados daquela bacia. Sendo assim os modelos de acumulação
de hidrocarbonetos vão definir a posição na qual o petróleo estará
acomodado. Para se ter uma acumulação de petróleo é necessário que
vários critérios sejam bem definidos e altamente estudados; critérios estes
como:Temperatura pressão tipo de rocha e outros itens importante para
uma condição de acumulação de petróleo bem sucedida. Abaixo
mostraremos uma figura mostrando as condições necessárias para
acumulação de petróleo.
19
Figura 4 : Desenho Esquematico Elustrando as condições para
acumulação de petróleo
Fonte:Livro de fundamento de Engenharia de petróleo (2004)
Rocha Geradora (rica em matéria orgânica – microflora planctônica)
Rocha Reservatório (com porosidade e permeabilidade)
Rocha Selante (impermeável - em relação ao sistema reservatório)
Rochas de sobrecarga (overburden rock)
Fluidos (hidrocarbonetos, água)
Processos envolvidos num sistema Petrolífero:
Formação da armadilha (trap)
Geração-migração-acumulação de hidrocarbonetos
Elementos e processos devem estar corretamente posicionados no tempo
(timing) e no espaço (condição estrutural e estratigráfica) para que uma
acumulação seja formada.
Quando em uma bacia sedimentar forem encontrados todos estes itens
acima. Podemos assim concluir que o risco geológico é zero. Apartir desta
definição vamos à busca de diversos modelos de acumulação, pelo fato do
petróleo encontrar-se em diversos tipos de posições e estas posições é
20
que ditaram a melhor forma de explota-la até a superfície. No caso de não
haver um sincronismo espacial e temporal entre a rocha geradora e a rocha
reservatória, permanecerá o risco geológico. Pós é necessário que haja um
sincronismo destas duas rochas, para que haja uma acumulação. Sendo
assim os modelos de acumulação serão interpretadas como uma
oportunidade exploratória única caso haja viabilidade econômica. . Estes
modelos podem ser de diferentes tipos:
Modelo 1 Armadilha estratigráfica
Figura. 5 : Bloco-diagrama mostrando um tipo de armadilha estratigráfica.
As rochas, abaixo da superfície de discordância originada pela erosão, estão
inclinadas pelo efeito das forças de compressão. Posteriormente sedimentou a
rocha de cobertura. Os fluidos ficaram aprisionados na rocha reservatório.
21
Figura. 6 : Corte geológico esquemático mostrando um outro tipo de armadilha
estratigráfica. Os hidrocarbonetos, bem como a água, migraram para as duas
rochas gresosas, que passaram a ser rochas reservatório. A seqüência
litoestratigráfica original não experimentou qualquer alteração tectônica e
erosiva, ao contrário do exemplo mostrado na figura acima.
Modelo 2 Armadilha estrutural
Figura 7: Bloco-diagrama mostrando um tipo de armadilha estrutural.
As rochas estão dobradas em anticlinal pelo efeito das forças de compressão
horizontais. Os fluidos ficaram aprisionados na rocha reservatório.
22
Figura 8 : Corte geológico esquemático mostrando um outro tipo de armadilha
estrutural. O deslocamento relativo dos blocos ao longo do plano de falha
colocou o argilito (rocha de cobertura) frente à rocha reservatório, impedindo,
deste modo, a migração dos hidrocarbonetos e da água.
Fonte: Livro de Fundamentos de Engenharia de Petróleos(2004)
1.3 – Bacias Sedimentares com Riscos Exploratorios
As bacias sedimentares são as regiões que apresentam formações geológicas
sedimentares de considerável espessura. São estudadas por geólogos e
geofísicos, a fim de se estabelecer a localidade onde devem ser perfurados
poços para a exploração do petróleo. Após muitos testes e pesquisas é
decidida a perfuração, surgindo, então, o poço pioneiro.
Uma perfuração mobiliza numerosos equipamentos e dezenas de profissionais
especializados,
entre
os
quais
eletricistas,
mecânicos,
sondadores,
plataformistas, soldadores, guincheiros e engenheiros especializados.
O Brasil, com suas dimensões continentais, conta com uma área sedimentar
de 6.436.000 km2 (figura 1). Em sua porção terrestre – cerca de 4.880.000
23
km2 – mais de 20 bacias são conhecidas. São bacias de diferentes histórias e
idades de formação, compondo um complexo terreno sedimentar de múltiplos
desafios
para
os
exploracionistas.
Bacias
proterozóicas,
paleozóicas,
cretáceas e terciárias distribuem-se desde o Sul-Sudeste até o Nordeste e
Amazônia. O restante da área sedimentar brasileira está distribuído ao longo
da plataforma continental. Destaque para a Bacia de Campos, a principal
portadora de recursos petrolíferos (figura 1 A). Mais de 1.500. km2, até a cota
batimétrica de três mi metros, abrigam mais de 15 bacias sedimentares
cretácico-terciárias, várias delas sendo extensão de bacias terrestres costeiras.
Fonte: Artigo bacias sedimentares brasileira(2005) Acesso:25/06/2010
Figura 9: Bacias sedimentares brasileira
O risco exploratório em bacias sedimentares acontece quando a estratigrafia
de certa bacia não apresenta um histórico geológico sedimentar de deposição
ao longo de sua formação, neste caso a sísmica irá captar perfis sísmicos que
após serem transformado em seção geológica não iram de conta com o que
se esperava, rochas sedimentares,que são o item principal para busca de óleo.
24
As bacias sedimentares sempre serão os primeiros itens a serem visto na
exploração de petróleo. Estratigrafia da região, tipos de rochas históricas de
deposição de sedimentos, idade da bacia e entre outros fatores que vão
contribuir para continuidade de exploração da bacia sedimentar. Os estudos
prévios destes fatores influenciaram para o gerenciamento de riscos.
1.5 – Fatores que influenciam no Risco exploratório
Vários são os fatores que vão influenciar no risco exploratório, entende-se que
para que se tenha sucesso na exploração de petróleo, é necessário que
estruturas sejam criadas para atendender certas perguntas que serão feitas
dentro deste contexto de risco.
A falta de laboratórios e centros de simulação de risco exploratório é um dos
fatores que afeta diretamente no risco exploratório, a necessidade de se ter
estas estruturas instalada tem sido cada vez mais uma preocupação para as
empresas deste ramo. Estes fatores tem sido
a grande preocupação e o
objeto de estudo continuo para a minimização de riscos. Dentre vários fatores
que influenciam no risco exploratório vamos ter; A geologia, que esta ligado
direitamente com o histórico da região em estudo .tipo de sedimentação,
superposição de camadas, carta estratigráficas da região em estudo.
Risco pais, o risco pais é um dos fatores que influenciam no risco de
exploração quando empresas exploram petróleo em países em via de guerra.
É muito arriscada a exploração neste tipo de ambiente. Pelo mesmo estar em
guerra, e a cima de tudo por em risco, a vida de todos os profissionais
envolvidos. Outro fator é a falta de estruturas para simulações como:
simulações geológicas, simulações sísmicas, numéricas entre outras, e
necessário que haja estas estruturas pra previsões do comportamento do
reservatório em toda a sua faze de produtividade. Treinamento: e necessário
que se invistam no treinamento intensivo do pessoal.
25
CAPÍTULO II
APLICAÇÃO DOS METODOS GEOFISICOS NA
EXPLORAÇÃO DE PETRÓLEO
A Geofísica é o estudo da terra usando medidas de suas propriedades físicas.
Os geofísicos adquirem, processam e interpretam os dados coletados por
instrumentos especiais, com o objetivos de obter
informações sobre a
estrutura e composição das rochas em subsuperficie
A aplicação dos métodos geofísicos na exploração de petróleo é um passo
muito importante a ser dado para a descoberta de petróleo, neste caso vários
serão os métodos utilizados para prospecção de petróleo.
2.1 - Métodos Geofísicos
Os métodos geofísicos usados na aplicação de prospecção têm sido aplicados
em pesquisas sobre a natureza do interior da terra. Dentre os diversos
métodos geofísicos usados para prospecção e pesquisa de petróleo e gás, os
principais são:
Gravimétricos – Mede as variações do campo gravitacionais terrestres
provocadas por corpos rochosos dentro da crosta até poucos quilômetros de
profundidade.
Magnetometrico – Este método mede as variações do campo magnético da
terra, atribuídas a variações na estrutura da crosta ou na susceptibilidade
magnética de certas rochas próxima á superfície.
Elétricos – Os métodos elétricos fazem o uso de uma grande variedade de
técnicas, cada uma baseada nas diferentes propriedades elétricas e
características do material que compõem a crosta terrestre.
Resistividade – Este método fornece informações sobre corpos rochosos que
tenham condutividade elétrica anômala.
26
Potencial espontâneo – é usado para detectar a presença de certos minerais
que reagem com eletrólitos na superfície de maneira a gerar potenciais
eletroquímicos.
Polarização induzida – Fornece leitura diagnósticas onde existem trocas
iônicas na superfície de grãos metálicos.
Sísmicos – são métodos que se baseiam na emissão de ondas sísmicas
artificiais em sub-superficie ou no mar (geradas por explosivos, ar comprimido,
queda de pesos ou vibradores) captando-se os seus ecos depois de
percorrerem determinada distância para o interior da crosta terrestre, serão
refletidas e refratadas nas suas descontinuidades e então retornando á
superfície. Distinguimos dois tipos de métodos sísmicos: reflexão, e refração
Perfilagem de poços – Os perfis de poços são usados principalmente na
prospecção de petróleo e água subterrânea. Eles têm sempre como objetivo
principal, a determinação da profundidade e a estimativa do volume da jazida
de hidrocarbonetos ou do aqüífero.
2.2 - Aquisições de Dados Sísmicos
Tanto em terra como no mar, a aquisição de dados sísmicos consiste na
geração de uma perturbação mecânica em um ponto da superfície e o registro
das reflexões em centenas de canais de recepção ao longo de uma linha
reta.e para obtermos bons dados é necessário os elementos de aquisição de
dados sísmicos. Fontes, receptores, cabos e conectores, equipamentos de
registros (sismógrafos) a equipe sísmica que e responsável pela aquisição de
dados.
27
FIGURA 10: NAVIOS DE AQUISIÇÃO SISMICA NO MAR
FIGURA 11: AQUISIÇÃO DE DADOS SISMICOS 2D E 3D
2.3 - Processamento de Dados Sísmicos
No caso da sísmica para petróleo, o processamento de dados tem como
objetivo produzir imagens da superfície com a máxima fidelidade possível,
atenuando as variações distorções ótica presentes no método. Geólogos e
geofísicos interpretam estas imagens na busca da situação mais favorável á
acumulação de hidrocarbonetos ou para caracterizar reservatórios produtores,
melhorando o gerenciamento da produção
2.4 - Interpretação de Dados Sísmicos
As seções sísmicas finais, geralmente migradas na escala de tempo, são
interpretadas para gerar os mapas estruturais. Onde as curvas de contorno
apresentam isócronas de um determinado refletor. Além da interpretação
28
estrutural, uma serie de outras feições geológicas é reconhecida através de
padrões Típicos relacionados com o histórico de deposição sedimentar,
variação lateral de fáceis, de camadas e domos de sal, intrusivas evolução
estratigráfica, até a detecção de hidrocarbonetos através da analise de
anomalias de amplitude. Fonte: Material de aula de pós-graduação em
geologia e geofísica do poço em reservatórios de petróleo e gás. (2009)
FIGURA 12: SECÃO SISMICA
CAPÍTULO III
CONCESSÃO DE BLOCOS PETROLIFEROS
A finalidade da concessão de blocos petrolíferos é de promover a regulação,
contratação e a fiscalização das atividades da indústria do petróleo. Os blocos
são colocados em leilão e as empresa que participam nestas rodadas
precisam ter qualificada jurídica, financeira, e técnica para concorrer a licitação.
e muitos outros requisitos a ser cumprido para concorrer a uma
licitação.
Abaixo mostramos uma tabela demonstrando todos os passos que tenhem de
ser cumpridos pela empresa que ficar com o bloco. Fonte: Material de aula de
29
pós-graduação em geologia e geofísica do poço em reservatórios de petróleo e
gás. (2009)
Tabela: Ilustrando as fases de exploração de um bloco
• Objetivos das rodadas
As rodadas de licitação tenhem uma grande importância para a concessão de
blocos petrolíferos. A realização destas rodadas permitiram que
empresas
explorem as bacias sedimentares.
Os objetivos das rodadas são
•
Ampliar as reservas de petróleo e gás natural;
•
Manter a auto-suficiência na produção de petróleo;
•
Minimizar a dependência externa de gás natural;
•
Atrair novos investimentos para o setor de E&P;
•
Aumento contínuo do conhecimento sobre o potencial das bacias
sedimentares ;
30
•
Incentivar as empresas nacionais fornecedoras de bens e serviços
(Conteúdo Local)
Figura 13 : Atividade de Exploração e produção
Contratos de concessão
Os contratos de exploração e produção são obtidos através de leilão, e as
áreas são operadas sob o regime de pagamento de royalties e outras taxas.
Uma vez adquirida a área, o concessionário tem o direito exclusivo de
operação e à propriedade do petróleo/gás produzidos.
Por outro lado, também arca com todos os custos e riscos relacionados à
exploração e produção, bem como com os pagamentos dos royalties e das
participações especiais. Os impostos são calculados sobre a produção do
campo e os preços praticados no mercado de acordo com o definido no
contrato.
31
Sobre a vigência, os contratos de concessão são divididos em duas fases:
exploração; e desenvolvimento e produção. A fase de exploração pode durar
de três a oito anos, enquanto a fase de desenvolvimento e produção pode
durar até o fim da vida útil do poço.
FIGURA 14 : Mapa mostrando o regime de concessão em alguns paises
Partilha de produção
No modelo de partilha, o investidor é pago com parte do petróleo produzido,
mas as reservas são do governo durante todo o período do contrato. A outra
parte da produção se configura no lucro do governo.
Os acordos neste modelo podem variar dependendo da negociação entre as
partes: o petróleo extraído nos primeiros anos pode ser definido como "cost
oil", destinado a pagar o investimento, o que pode ser bom para a empresa,
pois ela teria seus custos cobertos em um curto prazo.
Ou o governo poderia exigir do investidor que uma parcela maior do petróleo
seja tratada como "profit oil", o que reduziria o volume de recursos obtidos com
32
a extração do petróleo para pagamento dos investimentos, custo este que
seria assim pago em um prazo mais longo, até o esgotamento da reserva ou o
fim do contrato, por exemplo.
FIGURA 15 : Mapa mostrando o regime de partilha de produção em diversos
paises
Prestação de serviços
A empresa petrolífera é contratada para viabilizar a exploração, porém todo o
óleo produzido é entregue ao governo.
Sob a forma de contratos de risco, a empresa realiza todos os investimentos
na fase exploratória para ser ressarcida depois que o campo entrar em
produção. Esta não é dividida e pertence integralmente ao dono do bloco, e a
empresa recebe pelos serviços prestados em dinheiro ou em petróleo,
conforme estabelecido no contrato.
33
Figura 16 :Mapa mostrando o regime de prestação de serviço em diversos
paises
3.1- CRITERIOS PARA ESTIMATIVAS DE RESERVAS
Como reservas consideram-se as quantidades ou volumes de petróleo,
recuperáveis de acumulações conhecidas de óleo, gás e condensado, sob
condições econômicas favoráveis definidas a partir da data de avaliação até o
final do contrato de concessão. Estimativas de reservas encerram muitas
vezes graus de incertezas que estão relacionadas ao nível de confiabilidade
dos dados de geologia e engenharia no momento de estimativa e
interpretação. Associada às incertezas define-se, portanto, a classificação dos
volumes em reservas provadas, reserva não provada e recursos. Subclasses,
para esta classificação, são definidas com base nos graus de incertezas
associados, na avaliação dos dados disponíveis e nos fatores de riscos
envolvidos. Diversos critérios de classificão de reservas de petróleo vêm sendo
utilizados e divulgados na tentativa de estabelecer uma uniformidade, ou
padronização das classificações adotadas pela indústria, e qualificar os graus
de risco para cada classe de reserva. Os padrões de classificação de reservas
de petróleo (classes e subclasses) internacionalmente aceitos foram definidos
por organizações técnicas, agências governamentais e indústria petrolífera; e
seguem as definições estabelecidas pela “Society of Petroleum Engineers”
(SPE), “World Petroleum Congress” (WPC) e “American Association of
34
Petroleum Geologists” (AAPG), “Securities Exchange Commission” (SEC) e
agências reguladoras da atividade em cada país produtor. As estimativas de
reservas são feitas com base no cumprimento dos contratos de Exploração &
Produção (E&P) e de acordo com as legislações vigentes em cada país onde a
empresa operadora atua. Ambos podem sofrer alterações no decorrer dos
anos. Alguns tipos de contratos existentes são: Partilha de Produção (PSA),
Licenças, Concessões, Contratos de Associação, Contratos de Risco e
prestação de serviço. Fonte: Manual de Procedemento de estimativa de
reservas (2005) Acesso:03/07/2010
3.2 - RESERVAS PROVADAS
É o volume de petróleo de acumulações conhecidas que, pela análise dos
dados de geologia e engenharia, pode ser estimado com razoável certeza de
ser comercialmente recuperável, sob condições econômicas, regulamentos e
com métodos de operação vigentes na época da avaliação. Se métodos
determinísticos são utilizados, o termo razoável certeza expressa o alto grau de
confiança de que os volumes serão recuperados. Se métodos probabilísticos
são utilizados,deverá haver, no mínimo 90% de probabilidade de que a
quantidade a ser recuperada seja igual ou superior ao volume estimado. Para
o estabelecimento das condições econômicas a serem utilizadas na estimativa
das reservas, deve-se considerar o histórico de preços de petróleo e custos
associados, as obrigações contratuais, os procedimentos corporativos e as
regulamentações ou normas governamentais. As reservas são consideradas
Provadas quando:
• Os reservatórios estão em produção comercial ou os fluidos neles
contidos têm sua existência comprovada por testes de formação. Neste
contexto, o termo “reserva provada” refere-se às “reservas de petróleo”
e não apenas aos volumes relativos à produtividade do poço ou do
reservatório.
• Os reservatórios, embora não testados, podem ser considerados
avaliados com base na correlação de perfis8 ou pela análise de
35
testemunhos. Esta correlação pode ser (1) vertical: quando o horizonte
em análise apresenta características de perfis iguais ou melhores do
que outros intervalos testados do mesmo poço; ou (2) horizontal:
quando, embora em reservatórios diferentes, o horizonte em questão
pertença, comprovadamente, à mesma zona estratigráfica, que tenha
sido testada ou que se encontre em produção em outro poço. Em
ambos os casos, só se poderá considerar o reservatório avaliado
quando não persistirem dúvidas em relação ao resultado que se obteria
caso fosse testado.
• Nas duas ocorrências é necessário considerar as facilidades de
processo e transporte no momento da estimativa, ou a razoável
expectativa de que tais facilidades venham a ser instaladas.
A área do reservatório considerada como provada inclui (a) a área definida
pelos poços perfurados e por contatos de fluidos, se existir; (b) porções
adjacentes do reservatório ainda não perfuradas, mas que podem ser
consideradas
economicamente
produtivas
com
base
nas
informações
disponíveis de geologia e engenharia. Na ausência de dados sobre o contato
de fluidos, é possível demarcar o limite inferior do reservatório provado com
base na estrutura mais baixa de hidrocarbonetos mapeada pelos poços
perfurados (L.K.H. ou ocorrência inferior conhecida de hidrocarbonetos); ou
partindo de dados definitivos de geologia ou de engenharia que forneçam outro
indicativo de limite inferior para o volume provado.
Volumes de petróleo podem ser classificados como provados se as facilidades
de processo, transporte e comercialização são operacionais no momento da
estimativa ou existe razoável certeza de que venham a ser instaladas.
Reservas em locações não desenvolvidas podem ser classificadas como
provadas quando existir razoável certeza de que as locações serão
desenvolvidas e (1) as locações situam-se diretamente no espaçamento
(“offset”) e existe indicação de produção comercial para o reservatório, (2)
existe razoável certeza de que as locações estão dentro dos limites provados
36
conhecidos do reservatório, (3) as locações estão dentro do espaçamento
adequado, quando aplicado. Reservas associadas a outras locações são
classificadas
como
provadas
não
desenvolvida
somente
onde
as
interpretações de geologia, engenharia e dados de poços indicam com
razoável certeza que a formação é lateralmente contínua e contém volumes
comerciais recuperáveis de petróleo em locações além da linha de
espaçamento(“offset”).
Volumes de petróleo que possam ser economicamente recuperados devido à
aplicação de métodos de melhoria de recuperação podem ser classificados
como PROVADO quando houver:
•
Um projeto piloto testado com sucesso, ou um programa já implantado
no mesmo reservatório ou análogo, com propriedades de rocha e fluido
similares, contanto que esteja embasado pela análise de engenharia na
qual o projeto ou programa se baseia; e
•
Razoável certeza de que o projeto será instalado.
Volumes provenientes de recursos minerais que sejam economicamente
viáveis podem ser considerados reservas; como, por exemplo, o volume de
óleo a ser produzido a partir do folhelho pirobetuminoso da formação irati (são
Mateus do Sul, Paraná – Brasil).
As reservas provadas podem ser subdivididas em duas subclasses:
Desenvolvida e naõ Desenvolvida.
A reserva provada desenvolvida – corresponde ao volume a ser recuperado
através dos poços existentes, incluindo os volumes atrás da coluna ou “behind
pipe”. Os incrementos de volumes devidos a métodos de melhoria de
recuperação são considerados desenvolvidos somente depois de o projeto ter
sido instalado ou quando os custos para conclusão da sua instalação forem
relativamente pequenos. A reserva provada desenvolvida pode ser subdividida
em produtora e não produtora.
37
Produtora - é o volume a ser recuperado de intervalos completados e em
produção, na época da estimativa; não sendo necessário que as facilidades de
produção, transporte e armazenamento estejam em plena operação.
Incrementos de volumes devidos a métodos de melhoria de recuperação são
considerados produtores somente quando o projeto estiver em operação.
Não Produtora - é o volume a ser recuperado de intervalos completados,
porém fechados (devido às condições de mercado, problemas mecânicos ou
não relacionados ao sistema de produção) e “behind pipe” (zonas existentes
nos poços que necessitam de completação futura ou recompletação para
iniciar a produção). Deve-se considerar que os investimentos a serem feitos
são pequenos.
Reserva Provada não Desenvolvida – é o volume a ser recuperado quando
houver a necessidade de:
•
Perfuração de novos poços nas áreas não drenadas;
•
Aprofundamento
de
poços
existentes
para
atingir
reservatórios
diferentes, que estejam posicionados em horizontes estratigráficos
inferiores;
•
Realização de altos investimentos para recompletação de poços
existentes; ou instalação de facilidades de produção e transporte para
projetos primários ou de incremento de recuperação testados por
projetos-pilotos na área;
•
Perfuração futura de poços para complementação da malha original ou
para extensão desta, em áreas de comprovada continuidade com a área
provada já produtora.
38
Tabela 1 - Classificação de reservas SPE/WPC/AAPG
• RESERVA NÃO PROVADA
Corresponde ao volume de petróleo baseado em dados de geologia e/ou
engenharia, similares aos utilizados na estimativa das reservas provadas, mas
que, devido a incertezas técnicas, econômicas, contratuais ou governamentais,
não pode ser classificado como reserva provada. As reservas não provadas
podem ser estimadas assumindo condições econômicas futuras diferentes
daquelas utilizadas para as reservas provadas na época da avaliação. A
reserva não provada pode ser classificada como PROVÁVEL ou POSSÍVEL.
Os efeitos advindos da melhoria das condições econômicas e tecnológicas
39
futuras podem ser expressos pela distribuição de reservas para estas
classificações.
• RESERVA PROVÁVEL
Reserva prováveis correspondem as reservas não provadas cujos dados de
engenharia e geologia sugerem maior risco de recuperação em relação á
reserva provada. Ao utilizar métodos probabilísticos no processo de estimativa,
deve-se considerar a probabilidade de 50% de que o volume a ser recuperado
seja igual ou superior á soma dos volumes provados e prováveis estimados.
Em geral as reservas prováveis podem incluir :
•
Volumes além do limite do provado, quando elementos de controle de
subsuperfície (dados de geologia e engenharia) forem inadequados para
classificá-los como provado.
•
Volumes em formações que parecem ser produtoras baseado nas
características de perfis de poços, mas que não possuem dados de
testemunhos, testes de formação e correlação com reservatórios
provados na área.
•
Incremento de reserva devido à redução de espaçamento entre poços
(”infill drilling”), cujo espaçamento entre poços tenha sido aprovado, na
data da estimativa, pelo órgão regulador.
•
Reservas atribuídas a métodos de recuperação suplementar que
tenham comprovada aplicação comercial quando (1) o projeto ou o
piloto está planejado, mas não em operação; (2) as características de
rocha, fluido e reservatório parecem favoráveis à aplicação comercial.
40
•
Reservas de uma área da formação que parece estar separada da
porção provada por falhamento e a interpretação geológica indica ser
esta área estruturalmente mais alta que a provada.
•
Reservas atribuídas a futuras reparações e limpeza de poços
(“workovers”), tratamentos, mudanças de equipamentos, ou outros
procedimentos mecânicos, quando tais procedimentos não tenham sido
testados com sucesso em poços que apresentem comportamento
similar em reservatórios análogos.
•
Incremento de reserva em reservatórios provados produtores, onde uma
interpretação alternativa de desempenho ou dados volumétricos
indiquem um aumento de reservas.
•
Incremento de volume devido a método de recuperação suplementar,
com objetivo de ganho de tecnologia, considerado de alto risco técnico e
econômico, aprovado pelo órgão regulador, e em implantação.
•
RESERVA POSSIVEL
É o volume de petróleo não provado, cujos dados de engenharia e geologia
sugerem maior risco na sua recuperação em relação à reserva provável e à
provada. No caso de se utilizar uma abordagem probabilística, deve-se
considerar uma probabilidade de 10% (P10) de que o volume a ser
recuperado seja igual ou superior à soma dos volumes provados, prováveis
e possíveis estimados.
Em geral as reservas possíveis podem incluir:
•
Volumes além do limite provável, quando o controle de subsuperfície
(dados de geologia e engenharia) for inadequado para classificá-los
como
prováveis.
características
que
Reservas
podem
em
formações
comprovar
que
que
são
apresentam
portadoras
de
41
hidrocarbonetos, baseadas em correlações de perfis e análise de
testemunhos, mas que podem não produzir com vazões comerciais.
•
Incremento de reserva devido à redução de espaçamento entre poços
do campo (“infill drilling”) sujeito a incertezas técnicas.
•
Reservas atribuídas a métodos de recuperação suplementar quando o
projeto ou o piloto estiver planejado, mas não em operação.
•
Reservas de uma área da formação que parece estar separada da
porção provada por falhamento e a interpretação geológica indica ser
esta área estruturalmente mais baixa que a provada.
•
Volume tecnicamente recuperável, avaliado individualmente como de
alto risco econômico, porém viável economicamente se combinado com
outros volumes que existam ou venham a existir nas proximidades,
conforme estratégia da companhia.
•
Volume descoberto, cujas avaliações do projeto indicam alto risco
econômico, principalmente devido à falta de mercado, tecnologia de
transporte ou comercialização e custos, segundo estratégia vigente da
companhia.
•
Volume
pequeno,
tecnicamente
recuperável,
isolado
e
sem
possibilidade de desenvolvimento futuro, segundo estratégia vigente da
companhia.
•
Volume descoberto, mas que devido às características de rocha, fluido,
reservatório e localização não possui tecnologia de produção.
•
Incremento de volume devido a método de recuperação suplementar,
com objetivo de ganho de tecnologia, considerado de alto risco técnico e
econômico, não aprovado pelo órgão regulador.
42
Fonte: Manual de Procedemento de estimativa de reservas (2005)
Acesso:03/07/2010
3.3 - Característica da Atividade Exploratória
Atividade exploratória é dita de alto risco, uma vez que o petróleo se encontra
escondido em poros das rochas, às vezes a milhares de metros de
profundidade, sendo muito difícil de ser localizado e extraído. Basta dizer que
somente 20% dos poços perfurados resultam em descobertas comerciais e
que somente 20% do petróleo existente nestas descobertas comerciais pode
ser recuperado. Para que o petróleo seja encontrado, é utilizado um grande
conjunto de métodos de investigação. Todos se baseiam em duas ciências: a
Geologia, que estuda a origem, constituição e os diversos fenômenos que
atuam por bilhões de anos na modificação da Terra, e a Geofísica, que estuda
os fenômenos puramente físicos do planeta. Assim, a geologia de superfície
analisa as características das rochas na superfície e pode ajudar a prever seu
comportamento a grandes profundidades. Já os métodos geofísicos tentam,
através de sofisticados instrumentos, fazer uma espécie de radiografia do
subsolo. As companhias de petróleo na sua busca por ampliar suas reservas
de
petróleo
(quantidade
atualmente
localizada,
e
que
pode
ser
economicamente extraída) decidem participar ou não do processo de licitação
dos blocos exploratórios, orientando-se principalmente pela estratégia de
exploração desenvolvida.
Um bloco, segundo o artigo 6° da Lei do Petróleo, é definido como sendo a
parte de uma bacia sedimentar, formada por um prisma vertical de
profundidade
indeterminada,
com
superfície
poligonal
descrita
pelas
coordenadas geográficas de seus vértices, onde são desenvolvidas atividades
de exploração ou produção de petróleo e gás natural.
43
Figura17: Blocos licitados na bacia de Campos
Procura-se adquirir blocos em locais em que se acredita que diversos fatores
geológicos tenham se combinado para formar acumulações de petróleo.
Tab. 1 - Fatores Geológicos que determinam a existência de petróleo
Desta forma, a decisão de aquisição de blocos exploratórios envolve muita
incerteza e o que se faz é analisar os blocos, procurando visualizar possíveis
prospectos exploratórios (antevisão geológica de uma acumulação de petróleo)
a partir de interpretações (ênfase em padrões visuais) de seções sísmicas e
dados de poços. Com o conhecimento adquirido constrói-se um “modelo
geológico” que representa a estrutura geológica da região analisada.
44
Figura 18: Mapa estrutural do modelo de um prospecto exploratório.
Porém, mesmo com o rápido desenvolvimento tecnológico, ainda não é
possível determinar a presença de petróleo a partir da superfície. Os modelos
podem, no máximo, indicar que certa área tem possibilidades de conter
petróleo, mas jamais garantir sua presença. Esta somente será confirmada
pela perfuração de um poço, conhecido como “pioneiro”.
Fonte: Internet/ XXII Encontro Nacional de Engenharia de Produção 25/10/2010
Acesso: 05/07/2010
Figura 19 : Visibilidade dos prospectos exploratórios.
3.4 - Oportunidades Exploratórias e Avaliação
Econômica de Seleção
45
Para se avaliar uma oportunidade exploratória deve-se conceber um projeto
Exploratório de forma a permitir uma visão de investimento e retorno no tempo
(início e fim do projeto) segundo a abordagem de fluxo de caixa descontado.
O principal critério da indústria do petróleo em avaliação do valor econômico de
Prospectos exploratórios é o Valor Monetário Esperado (VME) que é uma
medida de tendência central da distribuição de probabilidades de valores
monetários. O caso a seguir apresenta uma situação na qual dos blocos
exploratórios oferecidos pela ANP, após interpretações de seções sísmicas e
dados de poços, foram identificados por uma companhia, dois aos quais se
tem interesse.
Figura 20: Blocos operatórios oferecidos
Deve-se então partir para uma análise econômica, para qual necessita-se das
Seguintes informações:
Prospecto
A(Km²)
y(Mm³/Km²)
Vp(Mm³)
Vm(Mm³)
TAE
P($/m³)
VPL(US$
M)
P1
79,20
0,67
53,06
2,67
0,22
3,84
42,57
P2
22,70
0,59
13,39
3,55
0,16
3,84
P3
44,60
0,47
20,96
5,13
0,13
3,84
CD(US$
M)
P(%)
VME(US$
M)
2,11
0,14
4,15
6,05
1,17
0,40
1,72
7,90
1,01
0,40
2,56
Onde:
A - Área provada do campo: extensão ocupara pela acumulação.
Y – Produtividade areal do campo: volume de petróleo por unidade de área.
Vp - Volume provado – estimado por A*Y, caso seja econômico (maior que
Vm) pode ser chamado de reserva provada.
46
Vm – Valor mínimo econômico: menor volume recuperável para compensar
investimentos de desenvolvimento e produção ao preço (P) de remuneração
prevista durante a avaliação do prospecto.
TAE – Taxa de aproveitamento econômico – representa uma expectativa de
aproveitamento econômico do petróleo descoberto.
P – Preço do petróleo, considerando o barril a US$ 24.
VPL – Valor Presente Líquido - estimado por (Vp-Vm)*TAE*P
CD - Custos diretos: compreende todos os custos associados diretamente a
atividade de exploração, entre os quais o aluguel das sondas, a execução do
poço pioneiro e pessoal envolvido.
PS – Probabilidade de sucesso: estimativa da chance de encontrar petróleo
VME – Valor monetário esperado: estimado por VPL*PS - CD*(1-PS)
Verificamos então, que a estimativa do valor monetário dos blocos,
considerando apenas o VPL resultante do sucesso, é de 42,57 MM US$ para o
bloco 1 e 13,95 MM US$ para o bloco 2. Nesta perspectiva, o bloco 1
demonstra-se mais atraente, pois apresenta um VPL três vezes maior que o do
bloco 2. Já o VME do bloco 1 é 4,15 MM US$, menor que o do bloco 2 que é
de 4,28 MM US$, alterando esta preferência para o bloco 2 . Entretanto como
ambos os blocos apresentam VME positivos e com pequena diferença, o
decisor não se sente confortável para decidir pela aquisição dos blocos. O
desconforto em decidir baseado somente no VME, é devido a que este não
diferencia projetos de alto risco (bloco 1) de projetos de baixo risco (bloco 2) e
nem considera um limite orçamentário para os investimentos em exploração.
Na prática, possibilidade de grandes ganhos pode superar em importância
para o investidor a possibilidade de perdas muito grandes, ou vice-versa.
Utilizamos então a teoria da preferência, que procura descrever de uma forma
Quantitativa as atitudes e sentimentos de cada companhia em relação às
conseqüências do risco envolvido. As descrições das preferências por risco
podem ser adequadamente descritas através de uma função utilidade e
representadas graficamente pela curva de preferência, curva de utilidade, ou
ainda chamada de curva de decisão. A função utilidade mais utilizada pelas
empresas envolvidas na exploração de petróleo possui a seguinte expressão:
47
U(X) = 1 – e
Onde, x é uma variável independente e representa o VPL do projeto e c é o
índice de aversão ao risco adotado pela companhia.
O índice de Aversão ao Risco é o inverso da Tolerância ao Risco, que nas
companhias americanas é normalmente igual à quarta parte do Capital
Exploratório orçado para o ano. Não existe um nível certo ou errado para a
aversão ao risco, o seu propósito é estabelecer o nível de risco que a
companhia está preparada para assumir, e aplicá-lo consistentemente, a todos
seus prospectos. No caso abordado anteriormente, o valor do Capital
Exploratório Anual da companhia é 64 MM US$, indicando uma tolerância ao
risco de 16 MM US$ e um índice e aversão ao risco de 0,0625.
Figura 21 : Função Utilidade para um índice de aversão ao risco de 0,0625
Obtemos o Valor Esperado da Utilidade (VEU) do bloco, multiplicamos os
valores da utilidade correspondente a cada VPL obtidos a partir da função
utilidade pelas respectivas probabilidades de ocorrência. Assim:
VEU (bloco1) = 0,14 * 0,93 + 0,86 * (-0,140) = 0,01
VEU (bloco2) = 0,40 * 0,58 + 0,60 * (-0,145) = 0,14
Analisando estes valores verificamos que, considerando o nível de aversão ao
risco da companhia, o bloco 2 é bastante mais interessante que o bloco 1,
48
recomendando a aquisição do bloco 2 e indicando uma análise mais detalhada
do bloco 1, frente as necessidades estratégicas da companhia.
Num âmbito geral as oportunidades exploratórias se vêem cada vez mais
paralelas a novas tecnologias geofísicas, e geológicas estudos detalhados em
3D e 4D. Sendo assim, não existe formula mágica para o descobrimento do
petróleo mais sim técnicas avançadas que vão contribuir para seu
descobrimento. Quer isso dizer que a taxa de sucesso exploratório varia. A
estatística mostra-nos que em 10 poços perfurados 7 são secos e somente em
3 poços são declaradas comercialidade.com este ambiente podemos visualizar
o alto risco que se corre em perfurar um poço de vários milhões de usd e
corrermos o risco de não encontrar-mos nada.
49
CONCLUSÃO
Os riscos exploratórios demandam de uma tecnologia de ponta para estimá-lo.
Cada vez mais, esforços são empreendidos para que estes riscos sejam
minimizados. Num âmbito geral as oportunidades exploratórias se vêem cada
vez mais paralelas a novas tecnologias geofísicas, e geológicas estudos
detalhados em 3D e 4D. Sendo assim, não existe formula mágica para o
descobrimento do petróleo mais sim técnicas avançadas que vão contribuir
para seu descobrimento. Quer isso dizer que a taxa de sucesso exploratório
varia. O estudo detalhado vai nos aproximando cada vez mais a um grau de
acerto cada vez mais preciso. A estatística mostra-nos que em 10 poços
perfurados
7
são
secos
e
somente
em
3
poços
são
declaradas
comercialidade.com este ambiente podemos visualizar o alto risco que se corre
em perfurar um poço de vários milhões de usd sendo que o mesmo pode estar
seco . A estimação do risco geológico no processo de avaliação de recursos
não descobertos de petróleo tem papel fundamental na composição da carteira
de projetos de exploração de campos de petróleo. Ao longo dos anos, novas
metodologias e procedimentos têm sido desenvolvidos para aumentar a
credibilidade deste tipo de avaliação. Esta Monografia tem o propósito de
contribuir para estimular a pesquisa nesse assunto. Muitas empresas de
petróleo, hoje, desenvolvem seus próprios métodos e algoritmos para a
realização da análise de risco, buscando maximizar o valor da sua carteira de
exploração e produção. Entretanto a vantagem competitiva que tais métodos
podem proporcionar faz com que eles sejam pouco divulgados.
50
BIBLIOGRAFIA CONSULTADA
Ø Internet /ENEGEP 2007. Data: 11/10/2007 Acesso: 20/06/2010
Ø Centro de Estudos de Petróleo (CEPETRO) da UNICAMP (2002)
Acesso: 20/06/2010
Ø Livro de Fundamentos de Engenharia de Petróleos (2004) Acesso:
05/06/2010
Ø Artigo bacias sedimentares brasileiras (2005) Acesso: 25/06/2010
Ø Material de aula de pós-graduação em geologia e geofísica do poço em
reservatórios de petróleo e gás. (2009) Acesso: 05/06/2010
Ø Manual
de
Procedemento
de
estimativa
de
reservas
(2005)
Acesso:03/07/2010
Ø Internet/ XXII Encontro Nacional de Engenharia de Produção 25/10/2010
Acesso: 05/07/2010
Ø LUCENA, B.R.D. Avaliação de Recursos de Petróleo Não Descobertos:
Metodologias e Métodos de Iniciação de Informações Subjetivas. Rio de
Janeiro, Dissertação de Mestrado - PUC, DEI, 2004. Acesso:
05/07/2010
51
ÍNDICE
FOLHA DE ROSTO
2
AGRADECIMENTO
3
DEDICATÓRIA
4
RESUMO
5
METODOLOGIA
6
SUMÁRIO
7
INTRODUÇÃO
8
CAPÍTULO I
Riscos e Oportunidades em Projetos de Exploração de Petróleo Gás
CAPÍTULO I - Visão Geral de Riscos Geológico
11
1.6 – Especificações do Risco Geológico
17
1.7 - Modelos Geológicos de Acumulação
18
1.8 – Bacias Sedimentares com Risco Exploratórios
22
1.9 – Fatores que Influenciam no Risco Exploratório
23
CAPÍTULO II
Aplicação dos Métodos Geofísicos na Exploração de Petróleo
24
2.1-Métodos Geofísicos
25
2.2 - Aquisições de Dado Sísmicos
26
2.3 – Processamento de Dados Sísmicos
27
2.4 – Interpretação de Dados Sísmicos
27
CAPÍTULO III
Concessão de Blocos Exploratórios
28
3.1 – Critérios para Estimativas de Reservas
33
3.2 – Reservas Provadas
34
3.3 – Características da Atividade Exploratória
42
3.4 – Oportunidades Exploratória
44
52
CONCLUSÃO
48
BIBLIOGRAFIA CONSULTADA
49
ÍNDICE
50
53
FIGURAS
Figura. 1 - Probabilidade de sucesso de poços pioneiros perfurados em bacias
internacionais....................................................................................................13
Figura. 2 - Evolução da produção anual de petróleo cru no Brasil nas bacias
terrestres e marítimas (valores em milhares de barris) ....................................14
Figura. 3 - Evolução dos custos de descoberta nas principais empresas de
petróleo Cotações do petróleo tipo Brent em US$/bbl e dos investimentos em
US$/bbl em valores constantes de 2000..........................................................16
Figura. 4 – Desenho Esquematico representando as condições para
acumulação de petróleo....................................................................................19
Figura. 5 - Bloco-diagrama mostrando um tipo de armadilha estratigráfica..20
Figura. 6 - Corte geológico esquemático mostrando um outro tipo de armadilha
estratigráfica......................................................................................................20
Figura. 7 - Bloco-diagrama mostrando um tipo de armadilha estrutural........21
Figura. 8 - Corte geológico esquemático mostrando um outro tipo de armadilha
estrutural...........................................................................................................22
Figura. 9 - Bacias sedimentares brasileira.......................................................23
Figura .10 - Navios de Aquisição Sísmica no Mar ...........................................26
Figura. 11 – Aquisição de dados Sismicos 2D e 3D........................................26
Figura. 12 – Seção Sísmica.............................................................................27
Figura. 13 – Atividade de exploração e produção............................................29
Figura. 14 - Mapa mostrando o regime de concessão em alguns paises.......30
Figura. 15 - Mapa mostrando o regime de partilha de produção em diversos
paises ...............................................................................................................31
Figura. 16 - Mapa mostrando o regime de prestação de serviço em diversos
paises................................................................................................................32
Figura. 17 - Blocos licitados na bacia de Campos...........................................42
Figura. 18 – Mapa estrutural do modelo de um prospecto
exploratório.......................................................................................................43
54
Figura. 19 - Visibilidade dos prospectos exploratórios.....................................44
Figura. 20 - Blocos operatórios oferecidos......................................................44
Figura. 21 - Função Utilidade para um índice de aversão ao risco de 0,
0625.................................................................................................................47
55
FOLHA DE AVALIAÇÃO
Nome da Instituição:
Título da Monografia:
Autor:
Data da entrega:
Avaliado por:
Conceito: