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EXPLORAÇÃO E PRODUÇÃO DE HIDROCARBONETOS

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EXPLORAÇÃO E PRODUÇÃO DE HIDROCARBONETOS

F. Jahn, M. Cook e M. Graham

CIP-Brasil. Catalogação-na-fonte.Sindicato Nacional dos Editores de Livros, RJ

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J24iJahn, Frank Introdução à exploração e produção de hidrocarbonetos / Frank Jahn, Mark Cook, Mark Graham, Doneivan Ferreira; tradução de Luciano Cruz. – Rio de Janeiro: Elsevier, 2012. Tradução de: Hydrocarbon exploration and production, 2nd ed. Inclui bibliografia e índice ISBN 978-85-352-4467-0 1. Petróleo - Prospecção. 2. Campos petrolíferos - Métodos de produção. I. Cook, Mark. II. Graham, Mark. III. Título.

11-5980. CDD: 622.1828CDU: 622.1:622.323

Do original: Hydrocarbon Exploration and Production, 2nd editionTradução autorizada do idioma ingçês por Elsevier BV de Radarweg 29, 1043 NX Amsterdam, Netherlands.Copyright © 2008, Elsevier BV. All rights reserved.

© 2012, Elsevier Editora Ltda.

Todos os direitos reservados e protegidos pela Lei no 9.610, de 19/02/1998.Nenhuma parte deste livro, sem autorização prévia por escrito da editora, poderá ser reproduzida ou transmitida sejam quais forem os meios empregados: eletrônicos, mecânicos, fotográficos, gravação ou quaisquer outros.

Copidesque: Salete Del GerraRevisão: Bel RibeiroEditoração Eletrônica: SBNigri Artes e Textos Ltda.

Elsevier Editora Ltda.Conhecimento sem FronteirasRua Sete de Setembro, 111 – 16o andar20050-006 – Centro – Rio de Janeiro – RJ – Brasil

Rua Quintana, 753 – 8o andar04569-011 – Brooklin – São Paulo – SP – Brasil

Serviço de Atendimento ao [email protected]

ISBN original 978-04-445-3236-7ISBN 978-85-352-4467-0

Nota: Muito zelo e técnica foram empregados na edição desta obra. No entanto, podem ocorrer erros de digitação, impressão ou dúvida conceitual. Em qualquer das hipóteses, solicitamos a comunicação ao nosso Serviço de Atendimento ao Cliente, para que possamos esclarecer ou encaminhar a questão.

Nem a editora nem o autor assumem qualquer responsabilidade por eventuais danos ou perdas a pessoas ou bens originados do uso desta publicação.

AGRADECIMENTOS

Agradecemos a Fiona Swapp pelo apoio na elaboração gráfica e edição deste livro, e aos membros da equipe da empresa TRACS Internacional pelo fornecimento de atualizações técnicas, especialmente a Liz Chellingsworth, Bjorn Smidt-Olsen, Jonathan Bellarby e Jenny Garnham.

INTRODUÇÃO

Exploração e Produção de Hidrocarbonetos conduz o leitor por todos os estágios principais na vida de um campo petrolífero ou de gás, desde o ganho de entrada à oportunidade, por meio de exploração, avaliação, plano de desenvolvimento, produção e, finalmente, desativa-ção. Explica diretamente o cenário comercial e fiscal em que acontece o desenvolvimento de um campo petrolífero e de gás.

A introdução abrangente e atual que este livro representa à indústria de pré-refino é útil aos profissionais da indústria que desejam estar mais bem informados sobre técnicas, conceitos e mé-todos técnicos básicos e comerciais usados. Também destina-se a leitores que prestam serviços de apoio à indústria de pré-refino.

Reúne os diversos elos interdisciplinares da indústria de um modo sucinto e bem definido, além de apontar a motivação comercial das atividades envolvidas no negócio – cada capítulo é apresentado indicando a aplicação do assunto. As diversas ilustrações são adequadas e vistosas, projetadas para maximizar o aprendizado e, ao mesmo tempo, apresentam pormenores necessários para preservar a autenticidade técnica.

Os autores principais são consultores efetivos na área e incluíram nesta edição os principais avanços da indústria, inclusive métodos técnicos para avaliação e desenvolvimento de campo, bem como técnicas usadas para gerenciamento de riscos financeiros do negócio.

A empresa TRACS Internacional tem fornecido treinamento e consultoria em assuntos re-ferentes à Exploração e Produção para muitos clientes, em todo o mundo, desde 1992. Este livro é resultado de materiais de cursos, debates com clientes e material disponível no domínio público reunidos gradativamente.

F. JahnM. Cook

M. Graham

TERMOS E ABREVIATURAS

AHBDF profundidade ao longo do furo abaixo do piso da plataformaALARP tão baixo quanto for razoavelmente praticávelANP Agência Nacional do Petróleo, gás natural e biocombustíveisAPI American Petroleum Institute – EUA (Instituto Americano de Petróleo)AQR análise quantitativa de riscoAVA amplitude variation with angle – variação da amplitude com o ânguloAVO amplitude variation with offset – variação da amplitude com o afastamentoBHA bottom hole assembly – composição de fundoBOP blowout preventer – sistema de segurança contra estourosBS&W teor de água e sedimentos básicosBYC base year cost – custo do ano-baseCAO operações assistidas por computadorCapex despesas de capital, ou custos iniciaisCD datum gráficoCFC clorofluorcarbonetoCNTP condições normais (ou condições padrão) de temperatura e pressãoCO2 dióxido de carbonoCPA critical path analysis – método do caminho críticoCPI corrugated plate interceptor – interceptor de placa corrugadaCPL custo presente líquidoCPP contrato de partilha de produçãoCRA liga resistente à corrosãoCSEM (transmissor) eletromagnético de fonte controladaCTD coiled tubing drilling – perfuração com tubagem bobinadaDC drill collar – comando de perfuraçãoDCD declaração de descoberta comercialDE diâmetro externoDHSV downhole safety valve – válvula de segurança de fundoDST drill stem test – teste da coluna de perfuraçãoDSV diver support vessel – navio de apoio a mergulhoECC estação controle centralEIA estudo de impacto ambientalEM eletromagnéticoEOR enhance oil recovery – recuperação avançada de petróleoERD extended reach drilling – perfuração de alcance estendidoESDV emergency shutdown valves – válvula de parada de emergênciaESP electrical submersible pump – bomba elétrica submersívelFBHP flowing bottom hole pressure survey – pressão fluente de furo de fundo em produçãoFCD fluxo de caixa descontadoFDP função densidade de probabilidadeFEED front end engineering design – projeto de engenharia front end (= que interage com o princípio do projeto)FEWD formation evaluation while drilling – avaliação da formação enquanto se perfuraFMI elaborador de microimagens de furo irrestrito da formação (Schlumberger)

I NT RODUÇÃO À EXPLORAÇÃO E PRODUÇÃO DE H IDROCARBONETOS ELSEVIER

X

FMP fator de melhoria de produtividadeFMT formation multitester – multitestador de formaçãoFPSO floating production, storage and offloading – unidade flutuante de produção, armazenagem e descargaFPT formation pressure testers – testadores de pressão de formaçãoF-T Fischer-TropschFTHP pressão de cabeça de tubos de produçãoFWKO free water knockout vessel – coluna nocaute de água livreFWL free water level – nível de água livreGDT gas down to – gás para baixo atéGIIP gas initially in place – gás inicialmente no lugarGLP gás liquefeito de petróleoGLR razão gás-líquidoGLV gas lift valve – válvula de gás liftGNL gás natural liquefeitoGOC contato gás/óleoGOM Golfo do MéxicoGR raios gamaGRV gross rock volume – volume bruto de rochaGTL gas to liquid – gás para líquidosGWC gas-water-contact – contato-gás-águaH2S sulfeto de hidrogênio ( ou ácido sulfídrico)HAZOP estudos de operabilidade e de perigoHCIIP hydrocarbons initially in place – hidrocarbonetos inicialmente no lugarHCWC hydrocarbon-water contact – contato hidrocarbonetos-águaHPHT high pressure high temperature – alta pressão, alta temperaturaHSE saúde, segurança e meio ambienteHSP hydraulic submersible pump – bomba hidráulica submersívelIA impedância acústicaIA Impedância acústicaIMO International Maritime Organisation (Organização Marítima Internacional)IOC International Oil Company (Empresa Internacional de Petróleo)IP índice de produtividadeIPR inflow performance relationship – interação de desempenho de influxoJT Joule ThomsonLCM lost circulation material – material de circulação perdidoLMV lower master valve – válvula mestra inferiorLTI acidente com perda de tempoLTS separação à baixa temperaturaLWD logging while drilling – perfilagem simultânea à perfuraçãomb/d milhares de barris/diaMD profundidade medidaMDT modular dynamic tester – testador modular dinâmicoMMb milhões de barris padrãoMMstb milhões de barris/dia em condições padrãoMNF movimento normal para foraMOD dinheiro do diaMODU modern mobile offshore drilling unit – unidade moderna móvel de perfuração em mar abertoMPPP migração de profundidade pré-pilhaMSV multipurpose service vessel – navio de serviço MTF mean time to failure – tempo médio de falhaMWD measurement while drilling – medição enquanto se perfuraN/G razão líquido-bruto

Termos e Abreviaturas

XI

NGL natural gas liquid – líquido de gás naturalNMM nível médio do marNMR ressonância nuclear magnéticaNOC National Oil Companies (Empresa Nacional de Petróleo) NOS net oil sand – areia produtiva de petróleo OBC cabos oceânicos de fundoOBM oil-based mud – lama à base de petróleoOBP overburden pressure – pressão de sobrecargaOBS estações oceânicas de fundoODT petróleo abaixo paraOPEP Organização dos Países Exportadores de Petróleo OPEX despesas operacionais, ou custos operacionaisOUT oil up to – petróleo para cima atéOWC oil/water contact – contato petróleo-águaPBR polished bore receptacle – receptáculo de furo polidoPD posicionamento dinâmicoPDC plano de desenvolvimento de campoPDCO compacto policristalino de diamantePDHG permanent downhole gauge – medidor permanente de fundoPDSG medidor de tensão permanente de fundoPFS process flow scheme – esquema de fluxo de processoPGOC possible gas-oil contact – contato possível gás/óleoPIR profit-to-investment ratio – razão lucro-investimentoPLT production logging technique – ferramenta de perfilagem de produçãoPMC ponto médio comumPOOH procedure of pulling out of hole – procedimento de sair do furoppm partes por milhãoPS probabilidade de sucessoPSA acordo de partilha de produçãoPTW (sistemas de) autorização de trabalhoPVT pressão, volume e temperaturaPWRI produced water re-injection – reinjeção de água produzidaQDC quantidade diária contratadaRCI instrumento de caracterização de reservatóriosRF fator de recuperaçãoRFT testador repetitivo de formaçãoRGO razão gás-óleoRIF recordable injury frequency – frequência de acidentes registráveisRM recuperação máximaRMS raiz média quadráticaROP rate of penetration – taxa de penetraçãoRPM rotações por minutoRRoR real rate of return – taxa real de retornoRT real terms – termos reaisSBHP static bottom hole pressure survey – pressão estática de furo de fundoSBM amarração com boia únicaSCAL special core analysis – análise especial de testemunhosSEC Securities and Exchange Commission – EUA (Comissão de Valores Mobilários)SGA sistema de gestão ambientalSGS sistema de gestão de segurançaSIMOPS simultaneous operations – operações simultâneasSiO2 dióxido de silicone (quartzo)


XII

SIPROD produção e perfuração simultâneas SMS sistemas de gerenciamento de segurançaSNG gás natural sintéticoSOBM lama sintética baseada em petróleoSP potencial espontâneoSPE Society of Petroleum Engineers (Sociedade de Engenheiros do Petróleo)SPM side pocket mandrel – mandril portátil lateralSSD sliding side door – porta lateral deslizanteSTOIIP stock tank oil initially in place – petróleo de tanque de estoque inicialmente no lugarSV válvula de pistoneioSWS sidewall sampling tool – ferramenta de amostragem lateralTC tomografia computarizadatcf trilhões de pés cúbicosTD profundidade totalTDT thermal decay time – tempo de decaimento térmicoTEG trietileno glycolTIR taxa interna de retonroTIR taxa interna de retornoTLP tension leg platform – plataforma de pernas atirantadasTPR tubing performance relationship – interação de desempenho de tubos de produçãoTVP true vapour pressure – pressão de vapor verdadeiraTVSS true vertical depth subsea – profundidade vertical submarina verdadeiraTWT tempo de duas vias (enviar e receber)UMV válvula mestra superiorUSD US$ (dólares norte-americanos)UTC custo técnico unitárioUV ultravioletaVI valor da informaçãoVLCC macrotransportador em brutoVME valor monetário esperadoVP valor presenteVPL valor presente líquidoVSP perfis sísmicos verticaisWAG water alternating gas – água alternando com gásWBM water-based muds – lama à base de águaWEG wireline entry guide – guia de entrada de cabo de perfilagemWI Índice WobbeWOB massa (peso) na broca WOC wait on cement – curar o cimento WV válvula de asa

CICLO DE VIDA DO CAMPO

Introdução e aplicação: este capítulo fornece descrição resumida das atividades realizadas nas diversas etapas de desenvolvimento do campo. Cada atividade é

capítulos focarão, com mais pormenores, elementos individuais do ciclo de vida do campo (Figura 1.1).

1.1. Etapa de ganho de entrada

e produção de hidrocarbonetos é determinar as regiões do mundo que devem ser consideradas interessantes nos que diz respeito aos aspectos técnicos, políticos, econômicos, sociais e de meio ambiente. Nos aspectos técnicos deverão ser avaliadas a quantidade potencial de hidrocarbonetos que podem ser descobertos e produzidos na região – o que envolverá estudos de reconhecimento que serão feitos usando informações publicamente disponíveis ou delegando revisões críticas regionais

profundas em mar aberto.As considerações sobre os aspectos políticos e econômicos incluem regime polí-


2

Figura 1.1 Ciclo de vida do campo e fluxo de caixa acumulado típico.

Considerações no que tange aos aspectos sociais incluirão qualquer ameaça de desordem de natureza civil, disponibilidade de força de trabalho local especializada e treinamento local requerido, grau de esforço que será requerido para estabelecer presença local e engajar positivamente cidadãos locais. A empresa também levará em conta as precauções necessárias para proteger o meio ambiente e qualquer legis-

ou regime social não esteja em conformidade com os acionistas ou o governo do país onde a matriz da empresa está situada. Finalmente, uma análise da competitividade indicará se empresa está em vantagem. Pode acontecer de a empresa já estar presente

-

rodada de licitaçõesno que se refere ao entendimento para participação. De sorte a ganhar posição van-

as condições locais, frequentemente estabelecendo uma presença pequena no país, através da qual relacionamentos serão criados com representantes-chave do governo,

ligados ao meio ambiente e autoridades.

CAPÍTULO 1 I CICLO DE VIDA DO CAMPO

3

-tar em acordo direto para participação no país, ou, pelo menos, para posição vantajosa

de Ganho de Entrada pode ser considerável, sobretudo no que diz respeito ao tempo e ao comprometimento de representantes – pode se passar uma década no estabele-cimento da base antes que sejam percebidos quaisquer resultados tangíveis, mas isto

1.2. Etapa de Exploração

deste período, as principais descobertas foram feitas em muitas partes do mundo. Assim, é provável que a maioria dos campos do tipo “gigante” já tenha sido descoberta

assentada de modo mais certeiro e com maiores chances de sucesso.

-

tarefa fundamental.

-

e a disponibilidade de força de trabalho especializada. Tradicionalmente, investi-

com pelo menos um roteiro no qual recompensas em potencial, a partir da eventual

É comum que uma empresa trabalhe durante vários anos em uma área de pros-spud in – termo da área que se refere ao

primeiro poço, um planejamento de trabalho deverá ser realizado. Trabalho de cam-po, sondagens magnéticas, por gravidade e sísmicas são as ferramentas tradicionais

4

Figura 1.2 Ajustamento de fases e custeio de um típico planejamento de exploração.

1.3. Etapa de avaliação

descoberta. A quantidade de dados obtidos até então ainda não fornece um quadro preciso do tamanho, forma e produtibilidade da reserva.

Quatro opções possíveis deverão ser consideradas neste ponto:

relativamente curto. Há risco de que o campo seja maior ou menor do que o previsto: as instalações se tornarão super ou subdimensionadas, o que poderá

-

-

No segundo caso, o propósito da avaliação será, portanto, diminuir incertezas, particularmente aquelas relacionadas aos volumes produtíveis contidos na estru-

pormenorizada de avaliação de campo será fornecida no Capítulo 8.


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o passo seguinte será observar as várias opções técnicas para desenvolver o campo. estudo de viabilidade é documentá-las todas, e pelo menos uma deve-

subsuperfície, projeto de processo, tamanhos de equipamento, locações propostas

requisitos, oportunidades, riscos e restrições.

1.4. Plano de desenvolvimentoCom base nos resultados do estudo de viabilidade e considerando que pelo menos

uma das opções seja economicamente viável, um plano de desenvolvimento de campo

usado para que ocorra de maneira adequada a comunicação, a discussão e o acordo sobre atividades requeridas para o desenvolvimento do novo campo, ou para que se

-

-

seguintes itens:

produção do campo. ro eto detalhado das instalações uisição dos materiais para a construção abricação das instalações E etivação das instalações tivação de toda a unidade petrolífera e equipamentos.

6

1.5. Etapa de produçãoA etapa de produção começa quando as primeiras quantidades comerciais de

de mutação quanto ao u o de cai aque poderá ser usado para recuperar investimentos anteriores, ou disponibilizado

deve buscar.

per l de produção, que depende sobretudo do maquinário provedor de força motriz

1. Período de construção Durante esse período, poços produtores recém-perfurados são colocados progressivamente em funcionamento.

2. Período platô Inicialmente, os poços novos ainda podem ser colocados em funcionamento, mas os mais antigos começam a declinar. As instalações de produção funcio-nam à plena capacidade, e se mantêm em marcha de produção constante. Esse período, para um campo de óleo, perdura tipicamente de dois a cinco anos, enquanto para um campo de gás o tempo se alonga mais.

3. Período de declínio Durante esse período final (geralmente o mais longo), todos os poços produto-res apresentarão produção em declínio.

1.6. Desativaçãotempo de vida econômica

capital e a depreciação de ativos costumam ser desprezíveis, a desativação econô-

operacionais (e os royalties). Claro que ainda será possível tecnicamente produzir no

A maioria das empresas adota pelo menos dois modos para retardar a desati-vação de um campo ou instalação:

b) aperfeiçoar o processamento de hidrocarbonetos.

-

relacionados ao número de pessoas requerido para fazer funcionar uma instalação e à quantidade de equipamentos que o pessoal deve operar para manter a produção


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funcionamento.recuperação avan-

çada

a produção primária. A viabilidade econômica de tais técnicas é muito sensível ao

-

-

usada para desenvolver campos muito menores, o que, de outro modo, não seria viável.

tari a) será negociada para uso das instalações de terceiros.

-vação, criando procedimentos que minimizem efeitos ambientais sem acarretar custo

designada no mar aberto.A gestão dos custos de desativação é um aspecto que a maioria das empresas terá

de enfrentar em algum momento. Nos assentamentos em terra, poços frequentemente poderão ser fechados e as instalações de processamento desmanteladas à base de ajustamento de fases, evitando assim altos investimentos logo que o hidrocarboneto

sem chance de parcelamento, visto que plataformas não podem ser removidas de forma fragmentada. A maneira de realizar a provisão para esses custos dependerá

Geralmente, a empresa terá uma carteira de investimentos de ativos que esta-rão em diferentes estágios do ciclo de vida em questão. A administração adequada

CONTRATOS E LICITAÇÕES NA INDÚSTRIA DO PETRÓLEO1

Marilda Rosado2

Clarissa Brandão3

2.1. Panorama internacional: o acesso pelos investidores às áreas potencialmente exploráveis nos países hospedeiros

O desenvolvimento da indústria do petróleo conjuga uma série de fatores en-volvendo investidores estrangeiros e países hospedeiros que, de acordo com suas possibilidades e capacidades, se organizam para promover esta atividade econômica. Neste capítulo explicaremos as principais questões jurídicas que cercam a indústria petrolífera, com destaque para a relação jurídica que se estabelece entre as empresas e os países hospedeiros no segmento do upstream, ou seja, a contratação petrolí-fera na área de exploração e produção do petróleo, que constitui um importante instrumento de expansão e internacionalização para as empresas transnacionais e seus investidores, e um dos fatores que podem alavancar o desenvolvimento para os países hospedeiros.

O acesso das empresas ao mercado de produção e exploração de petróleo e gás natural (upstream) está condicionado à iniciativa dos Estados hospedeiros em disponi-bilizar áreas de seu território para tal atividade. A principal motivação desses Estados ao oferecer trechos de seu território para exploração de petróleo ou gás consiste na

1 As autoras agradecem a colaboração de Bruna Cal Viegas e Ilana Zeitoune na pesquisa e revisão do material utilizado para a elaboração deste capítulo.2 Doutora em Direito pela Faculdade de Direito da Universidade de São Paulo (USP-SP). Professora Adjunta da Faculdade de Direito da Universidade do Estado do Rio de Janeiro (UERJ-RJ), Sócia do escritório de advocacia Doria, Jacobina, Rosado e Godinho Advogados.3 Doutora em Direito Internacional pela Faculdade de Direito da Universidade do Estado do Rio de Janeiro (UERJ-RJ). Professora adjunta da Escola de Ciências Humanas e Sociais da Universidade Federal Flu-minense (ECHS/UFF-RJ) e Pesquisadora visitante do PRH-33 ANP-UERJ.


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atração de investimentos privados de grande vulto para o setor e, consequentemente, na promoção do desenvolvimento nacional.

Por outro lado, o interesse das empresas do setor reside em encontrar petróleo em qualidade e quantidade comercialmente relevantes. Uma descoberta comercial gera grandes lucros para os investidores, apesar dos altos custos despendidos nas etapas de exploração, desenvolvimento e produção. A equação que avalia o binômio risco-recompensa destas operações será tratada no Capítulo 3.

-cem às empresas estatais (conhecidas como NOCs) e, normalmente, são desenvolvidas

exemplo, no caso de a NOC não deter tecnologia necessária para o desenvolvimento,

países hospedeiros permitem a participação de outras empresas interessadas em -

clusive empresas transnacionais (denominadas IOCs – international oil companies). Tais oportunidades são divulgadas na imprensa nacional e internacional, em revistas

Nesse contexto, existem dois modelos jurídicos que regem esta relação: o con-tratual e o concessional. A titularidade da propriedade do óleo bruto produzido ao

o titular da propriedade é o Estado, no concessional a propriedade pertence ao con-cessionário, que pode ser uma NOC ou uma IOC. Assim, os países hospedeiros podem optar por contratação direta ou por um sistema de licitações. Ao escolher esta última modalidade, o país hospedeiro tem por objetivo atender de forma isonômica e impar-cial às propostas e projeções das empresas interessadas na atividade exploratória de seus recursos naturais, alcançando, por outro lado, mediante critérios claramente

vantajosas para o Estado produtor.

regulam, dentre outros, a atividade de exploração de petróleo e gás pelas empresas nos diferentes países hospedeiros. Esses contratos podem ser: de partilha de produ-ção, de serviço “puro” (pure services contracts) e de serviço com cláusula de risco (risk service contracts), cujas principais características analisaremos.

administrativo, regido predominantemente pelo direito público, pelo qual o Estado

pelo prazo e nas condições regulamentares e contratuais (Ribeiro, 2003, p. 337).No regime jurídico da concessão, a propriedade da jazida é direito exclusivo do

governo que o concede à empresa de petróleo (seja uma IOC ou uma NOC) para a

que, após a explotação, torna-se proprietário do óleo produzido, comercializando-o de

Capítulo 2 I CONTRATOS E LICITAÇÕES NA INDÚSTRIA DO PETRÓLEO

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acordo com os seus interesses. Em contrapartida, o concessionário, paga participações governamentais, incluindo os royalties, e tributos ao Estado.

A IOC ou a NOC tem, assim, o direito exclusivo de explorar e produzir petróleo, por sua conta e risco, como proprietária do óleo produzido e livre para dele dispor, mas assegurando parcela da produção para o abastecimento do mercado doméstico do país hospedeiro.

Durante as fases de exploração e produção, a empresa de petróleo paga taxa de arrendamento da área, imposto de renda e royalties, que, por sua vez, podem ser pagos em óleo, em espécie ou por meio de uma combinação dessas duas moda-

(government takeproprietária dos equipamentos e ativos, não havendo participação ou ingerência

de tecnologia.No Regime de Partilha de Produção, a empresa de petróleo obtém os direitos

para exploração e produção em áreas através de contrato com o Governo ou com uma NOC. Neste cenário, a atuação da empresa se equipara a de um empreiteiro,

-so, a propriedade do óleo produzido pertence ao Estado, e a empresa de petróleo é reembolsada dos custos, recebendo ainda um percentual da sua comercialização. A forma mais comum deste tipo de regime é o contrato de partilha de produção (CPP), também denominado acordo de partilha de produção. Países como China, Rússia, Angola e Índia adotam este regime de partilha.

Nos contratos de serviço puro ou com cláusula de risco, a parte contratada pelo país hospedeiro (ou pela empresa estatal) provê todo o capital necessário à exploração e ao desenvolvimento do campo. Nos contratos de serviço puros, a empresa receberá um valor previamente estabelecido e independente do sucesso na exploração. Nos contratos de serviço com cláusula de risco, ao contrário, a empresa só receberá em caso de êxito na exploração, recuperando os custos e recebendo do Estado uma remunera-ção proporcional ao que for produzido no campo por ela explorado. Este pagamento pode ser feito em dinheiro, ou com uma parcela da produção, ou através de desconto na compra do petróleo cru. Todavia, se não houver nenhuma descoberta relevante, a empresa arcará com todo o custo da operação. O Brasil teve uma experiência histórica com este modelo contratual de 1976 até 1988, com as empresas Shell, Exxon, Texa-co, BP, dentre outras, além de companhias brasileiras, como a Paulipetro, Azevedo Travassos, Camargo Corrêa etc. Os contratos de serviço com cláusula de risco no Brasil regeram a perfuração de 51 poços em terra e 64 marítimos durante o período

este modelo, Venezuela, Irã e Kuwait.


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2.2. A exploração de petróleo e gás natural no BrasilA Constituição da República Federativa do Brasil de 1988 contém disposições

relevantes para a indústria de petróleo e gás brasileira, e altera o panorama jurídico nacional aplicável ao petróleo, que passa a ser alçado a monopólio em nível consti-tucional. O contrato de prestação de serviços com cláusula de risco, que havia sido adotado em 1976, foi vedado, sendo respeitados apenas os dois contratos que ainda estavam em vigor na época, com as empresas Shell e Azevedo Travassos.

Nessa esteira (art. 176, da CRFB/1988), as jazidas, em lavra ou não, constituem propriedade distinta da do solo, para efeito de exploração ou aproveitamento, e per-tencem à União, garantindo ao concessionário a propriedade do produto da lavra.

No decorrer da década de 1990, introduziu-se novo balizamento no ordenamento jurídico brasileiro no tocante à indústria do petróleo. A Emenda Constitucional no 9 de 1995 retirou da Petrobras a condição de executora exclusiva do monopólio, prevendo a possibilidade de outorga de concessões também às empresas privadas, mediante

-rivados de petróleo em todo o território nacional, (ii) as condições de contratação, e (iii) a estrutura e atribuições do órgão regulador do monopólio da União.4

O marco regulatório infraconstitucional teve como base a Lei no 9.478, de 6 de agosto de 1997, que não somente contemplou inúmeras questões nunca antes tratadas no Direito Brasileiro, mas também deu novos delineamentos a aspectos já constantes no ordenamento jurídico então em vigor.

Referido marco foi implementado em momento histórico, em que o Brasil sofreu

Estado se desvencilhou do exercício direto das atividades econômicas para assumir as

cada um dos setores que passaram a ser por eles regulados. Esta nova postura trouxe

indústria do petróleo, que passou a ser regulada pela Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP), autarquia especial, integrante da Adminis-tração Federal indireta, criada pela Lei no 9.478/97.

o

porque, embora a propriedade dos recursos do subsolo ainda seja da União Federal, o exercício do monopólio, concedido por mais de 40 anos exclusivamente a uma em-presa estatal, a Petrobras, foi aberto a empresas privadas, através da celebração de contratos de concessão para atividades de upstream ou por meio de autorização para as atividades de downstream.5

Consolidado este ambiente propício às atividades referentes à exploração de

segmento expandiram sua atuação no Brasil, buscando uma variação de seu portfólio.

4 Vide Art. 177, §§ 1o e 2o, da CRFB/88.5 Jargão técnico da indústria referente à cadeia de produção do setor que se ocupa da distribuição e trans-

downstream.


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Atualmente no Brasil a concessão da atividade de exploração de petróleo é efetu-ada através de rodadas de licitações, conduzidas pela ANP, entidade administrativa vinculada ao governo federal por meio do Ministério de Minas e Energia.

As etapas do procedimento licitatório foram inicialmente introduzidas pela Por-taria ANP no

(ii) habilitação, (iii) publicação do Edital, (iv) julgamento da licitação, (v) homologação da licitação, e (vi) assinatura do Contrato de Concessão. Referida portaria, todavia, foi recentemente revogada pela Resolução ANP no 27, de 2 de junho de 2011, prevendo como etapas: (i) publicação do Pré-Edital; (ii) realização da Audiência Pública; (iii)

julgamento da licitação; (vi) adjudicação do objeto e homologação da licitação; (vii) assinatura do Contrato de Concessão.

No histórico da indústria do petróleo brasileira, até o ano de 2010, foram ela-borados onze contratos de concessão com vistas às licitações de blocos exploratórios, e dois para licitações de áreas inativas contendo acumulações marginais. Até o momento foram realizadas dez rodadas de licitações de blocos exploratórios e duas para licitações de áreas inativas com acumulações marginais. Foram concedidos 731 blocos, totalizando uma área de aproximadamente 500 mil km². Hoje temos apenas cerca de 340 mil km² concedidos.6

blocos de tamanhos variados. Os tamanhos variam de país para país e até mesmo de região para região, em alguns casos. Por exemplo, os blocos do Reino Unido, no Mar do Norte, são de 10×20 km; já na Noruega é possível encontrar blocos de 20×20 km, enquanto os de águas profundas em Angola chegam a cerca de 100×50 km.

estabelecidas pelo governo para cada rodada de licitação.

Rodadas de licitação Tamanho médio dos blocos

Rodada zero (1998) e primeira rodada (1999) 5,0 mil km

Segunda rodada (2000) 2,6 mil km²

Terceira rodada (2001) 1,7 mil km²

Quarta rodada (2002) 2,7 mil km²

Quinta rodada (2003) 179 km²

Sexta rodada (2004) 222 km²

Sétima rodada (2005) 351 km²

Oitava rodada (2006) 353 km²

Nona rodada (2007) 270 km²

Décima rodada (2008) 541 km²

6 Dados obtidos na Audiência Pública promovida pela ANP, em 19 de abril de 2011, para tratar da minuta do contrato de concessão a ser utilizado nas futuras rodadas de licitação de blocos exploratórios. Pales-trante: Magda Chambriard, diretora da ANP. Disponível em: www.anp.gov.br.


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Destaca-se que houve uma mudança radical no tamanho dos blocos a partir da quinta rodada, na forma de escolha pelos licitantes e na organização dos Contratos, com a licitação de blocos de apenas 179 km². Espera-se que a tendência de garantir acesso ao mercado para empresas de pequeno porte que se instaurou a partir da sétima rodada seja mantido nas futuras.

Blocos da terceira rodada Blocos da quinta rodada

Blocos da sexta rodada Blocos da sétima rodada7

Cada rodada de licitação possui um Edital próprio que estabelece as etapas do procedimento administrativo, disponibilizado aos interessados em explorar e produzir nas áreas licitadas. De acordo com a Lei no 9.478/97, o Edital deve conter

para a duração da fase de exploração, (iii) os investimentos e programas explorató-rios mínimos, (iv) os requisitos exigidos das empresas candidatas e os critérios de

proprietários de terra, caso se aplique,8 (vi) a relação de documentos exigidos e os cri-

7 Gismaps. Disponível em http://www.gismaps.com.br.8 O Contrato de Concessão abrange as seguintes participações governamentais, referentes ao exercício da atividade econômica por parte do concessionário: (i) royalties, (ii) participação especial, (iii) bônus de assinatura, e (iv) pagamento pela ocupação ou retenção da terra. Os detalhes sobre cada um deles serão tratados no Capítulo 14.


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e da regularidade jurídica dos interessados, bem como para o julgamento técnico e -

cessionário o pagamento das indenizações devidas por desapropriações ou servidões necessárias ao cumprimento do contrato, (viii) o prazo, local e horário em que serão fornecidos, aos interessados, os dados, estudos e demais elementos, e (ix) informações necessárias à elaboração das propostas, bem como o custo de sua aquisição.

O Edital de licitação poderá, ainda, incluir um esboço do formulário de proposta -

ração, desenvolvimento e produção do poço. Também é exigido que a proposta contenha um programa mínimo de trabalho composto de dados sísmicos a serem adquiridos e um número mínimo de poços a serem perfurados (Programa Exploratório Mínimo – PEM).

O PEM adquiriu especial relevância a partir da quinta rodada, quando passou a integrar o julgamento das ofertas, tornando-se um dos critérios de avaliação ao lado do Bônus de Assinatura e do Conteúdo Local.

O Bônus de Assinatura corresponde a uma quantia oferecida pelo bloco, proposta pelo licitante ao país hospedeiro. O artigo 9o do Decreto no

“montante ofertado pelo licitante vencedor na proposta para obtenção da concessão

ANP no edital da licitação”. No Brasil, o maior bônus de assinatura já pago foi pelo bloco BM-S-58, na Bacia de Santos, no valor de 344 milhões de reais, ofertado pela

integra a participação governamental e é contabilizado pelas empresas como parte do custo de exploração, não sendo dedutível de receitas futuras.

No Brasil, além do Bônus de Assinatura e do Programa Exploratório Mínimo, também existe a Cláusula de Conteúdo Local (CL). Esta, prevista no Edital, estabe-lece um percentual mínimo de serviços e bens nacionais que devem estar previstos nos custos da exploração e desenvolvimento do poço. Assim, o licitante que conseguir apresentar um percentual relevante no seu planejamento de gastos com bens e ser-viços da indústria nacional obtém uma vantagem sobre os demais concorrentes. A ANP elaborou uma cartilha explicativa do cálculo da cláusula CL. Progressivamente,

contratual do valor ofertado. O não cumprimento das cláusulas contratuais envolvendo o PEM e o CL implica penalidades administrativas que podem chegar à rescisão do contrato de concessão e devolução do bloco exploratório.

Diante das informações fornecidas pela Agência acerca das áreas a serem con-cedidas e a aquisição e análise do pacote de dados técnicos das referidas áreas, as empresas interessadas devem promover suas respectivas avaliações de cada bloco. Essas avaliações particulares podem ser baseadas em estudos regionais especulativos realizados por consultores, disponíveis para compra pelo autor, ou na compreensão da própria empresa do bloco, utilizando os dados regionais, os dados analógicos ou qualquer outra informação disponível publicamente. Com base na interpretação destes dados e nos estudos desenvolvidos naquela região, além da experiência da


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própria empresa, será desenvolvida uma estratégia de competição para que a oferta a ser feita para cada bloco seja elaborada.

As ofertas de cada licitante concorrente são apresentadas em sessão pública, em data, hora e local determinados no Edital, e julgadas por uma Comissão Especial de Licitação (CEL), mediante atribuição de pontos e pesos a critérios, objetivos. O resultado da licitação é anunciado publicamente. Utiliza-se como critério, pelo qual as propostas são então comparadas, o valor total do pacote de licitação – a combi-nação do programa de trabalho, além de bônus de assinatura. Quando dois ou mais concorrentes obtiverem a mesma pontuação, decide-se em favor da Petrobras, se for esta uma das licitantes declaradas vencedoras, ou, não sendo o caso, a CEL convocará os concorrentes que empataram para apresentação de novas ofertas.

Após os detalhes das propostas vencedoras serem anunciados publicamente, convertendo-se em um parâmetro de comparação útil para a elaboração de próximas ofertas por parte dos futuros licitantes, ocorre a assinatura do contrato. O Contrato de Concessão vigente no Brasil possui prazo de 34 anos, compreendendo as Fases de Exploração e Produção. A Fase de Exploração pode tomar até nove anos, com possibilidade de ser prolongada de acordo com as condições previstas no contrato. A Fase de Produção, que inclui a Etapa de Desenvolvimento, tem duração máxima de 27 anos, iniciando-se a partir do momento da declaração de comercialidade pelo concessionário, a qual também pode ser prorrogada ou rescindida antecipadamente pelo concessionário, mediante aviso-prévio de seis meses.

2.2.1. Atividades e etapas no âmbito do contrato de concessãoO licitante que apresentar a melhor proposta de acordo com os critérios estabe-

lecidos pela lei e pelo Edital será declarado vencedor e receberá o direito de explorar o bloco.

Quaisquer bônus de assinatura oferecidos serão trocados pelo Governo. Muitas vezes, existe uma sequência de eventos e obrigações incluídos no programa de trabalho

avançar para além da fase de exploração e chegar à declaração de comercialidade, que

à ANP os termos do seu plano de desenvolvimento.O critério para a declaração de comercialidade de uma área é baseado, dentre

outros, na taxa de produção durante o teste de um poço descobridor, enquanto a declaração de uma descoberta comercial (DCD) depende de a companhia petrolífera

por critérios internos de seleção econômica, discutidos no Capítulo 14.

2.2.2. Cessão de direitos: operações de farm-in e farm-outApós a licitação e o recebimento do bloco pelo vencedor, ao longo dos anos, podem

ocorrer mudanças na titularidade do direito de exploração dos blocos. Em qualquer


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fase do ciclo de vida de um campo, a empresa pode optar por reduzir sua participação no bloco ou até mesmo se retirar da operação por meio da venda de seus direitos.

O ingresso e a saída da operação de um bloco na indústria do petróleo ocorrem por meio do instituto da cessão de direitos (também conhecido internacionalmente como operações de farm-in e farm-out), previsto na cláusula 28 do Contrato de Concessão.

A decisão para a realização da cessão de direitos pode ser baseada em interesses

conseguiu levantar o capital necessário para a fase de desenvolvimento do poço, por exemplo, ou, ainda, se quiser reduzir o risco de sua participação no projeto.

A ANP, encarregada de autorizar os pedidos de cessão de direitos solicitados pelos concessionários, tem prazo de 90 dias para analisar as propostas, e se houver

para realizá-las, e, em seguida, o prazo de análise da ANP é reaberto.Foi constituído um Comitê de Parcerias, no âmbito da ANP, que avalia os dados

e as informações do pleito e os encaminha para apreciação da Diretoria Colegiada.Há um verdadeiro mercado de negociação envolvendo a cessão de direitos dos

blocos já concedidos em virtude do ajuste de participação das empresas, que buscam

2.2.3. Acordos de unitização – individualização da produção

determinação legal do art. 6o da Lei do Petróleo: “formada por um prisma vertical -

não se limita, muitas vezes, aos contornos da divisão determinada à área licitada e, comumente, um campo terá sua extensão por dois ou mais blocos, que geralmente pertencem a diferentes grupos/concessionários. A Lei do Petróleo também previu tal situação, em seu artigo 27, determinando a obrigatoriedade de celebração de acordo para a individualização da produção, quando se tratar de campos que se estendam por blocos vizinhos, onde atuem concessionários distintos.

Os acordos de unitização consistem em um sistema contratual cooperativo entre empresas detentoras de direitos exploratórios sobre blocos contíguos visando otimizar a produção. Os objetivos da unitização consistem em (a) prevenção do desperdício, (b) proteção dos direitos correlatos, e (c) impedimento da perfuração desnecessária de poços.

O sistema contratual da unitização foi desenvolvido em contraposição ao sistema da regra da captura (capture rule), que privilegiava aquele que produzisse agressi-vamente seu poço provocando o escoamento do óleo dos poços vizinhos e gerando perda nos produtores situados ao redor. A regra da captura consistia em reconhecer a propriedade da produção daquele que obteve primeiro o produto, gerando situações como a mostrada a seguir, ocorrida na cidade de Spindletop, Estado do Texas, nos


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Figura 2.1 Desenvolvimento de campo em Spindletop, Texas, EUA, no início do século XX.

O sistema da regra da captura estimulava uma produção desenfreada, com a multiplicação de perfurações de poços, ocasionando perda de pressão de gás e de água, necessários à otimização de recuperação do poço e provocando esgotamento prematuro dos campos.

A partir da década de 1940, desenvolveu-se nos Estados Unidos a doutrina dos di-reitos correlatos (correlative rights doctrine), que reconheceu a necessidade de adoção de melhores práticas e técnicas de engenharia visando obter a máxima recuperação

da produção entre os detentores dos direitos exploratórios e, consequentemente, o compartilhamento da produção entre eles. O desenvolvimento jurisprudencial desta doutrina culminou com a edição, em 1949, do Voluntary Unitization Act, que regu-lamentava a produção compartilhada de reservatórios.

deveres de cada uma das partes, abrangendo:

c) as participações de cada concessionário na exploração, avaliação, desenvol-vimento e produção da jazida;

d) o plano de desenvolvimento;e) o pagamento das participações governamentais e de terceiros, respeitados

os percentuais de cada participante (Bucheb, 2007, p. 305-315).Nos contratos de unitização poderão estar presentes ainda, para o cálculo das

participações, o volume de hidrocarbonetos in place, reservas economicamente recu-peráveis, volume de rocha-reservatório, projeção horizontal da jazida, dentre outras informações relevantes para o melhor cumprimento do contrato.


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2.3. Décima primeira rodada de licitaçõesA ANP foi autorizada, em 28 de abril de 2011, pelo Conselho Nacional de Política

Energética (CNPE), a realizar a décima primeira rodada de licitações sob o regime de concessão para áreas que não se situam no pré-sal.

Serão licitados 174 blocos (87 em mar, 87 em terra), divididos em 17 setores em nove bacias sedimentares: Barreirinhas, Ceará, Paranaíba, Espírito Santo, Foz do Amazonas, Pará-Maranhão, Potiguar, Recôncavo e Sergipe-Alagoas. A publicação do pré-edital e da minuta do Contrato de Concessão da licitação supra e os procedi-mentos a serem adotados para a contratação das atividades de exploração e produção de petróleo e gás natural sob o regime de concessão estão relacionados na Portaria no 27/2011, publicada pela Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombus-tíveis (ANP) no dia 7 de junho de 2011.9

As alterações nessa nova minuta do Contrato de Concessão foram introduzidas por um Grupo de Trabalho coordenado pela Superintendência de Promoção de Li-citações. Destacamos dentre tais alterações, em brevíssima síntese, as que versam sobre aspectos atinentes ao próprio objeto do contrato de concessão – apenas um bloco exploratório por contrato de concessão –, isenção de cumprimento integral do Programa Exploratório Mínimo em casos em que a parcela não cumprida seja inferior a 10% das Unidades de Trabalho, prorrogação e extensão de período explo-ratório, Individualização da Produção – prevendo a possibilidade de celebração de pré-acordo que permitirá aos concessionários adjacentes a antecipação dos enten-

Individualização na Fase de Produção, e o maior controle ambiental por parte da Agência Reguladora, em conjunto com os órgãos ambientais competentes.

2.4. Acumulações marginaisNo Brasil, em 2005 e 2006, respectivamente nas sétima e oitava rodadas

de licitação, foram ofertadas áreas de acumulações marginais. Neste caso, são concedidas aos licitantes as informações técnicas referentes a cada campo, como o histórico de produção por poço e um esboço do acordo comercial que seria es-perado de qualquer participação de um investidor (nacional ou estrangeiro). Os investidores foram convidados a apresentar um plano de desenvolvimento para a recuperação do campo já anteriormente explorado. Os termos comerciais oferecem uma fração da produção incremental para o investidor como elemento de lucro de seus investimentos.

As áreas inativas que possuem acumulações marginais são caracterizadas pela ausência de risco exploratório, pois consistem em áreas que já passaram pelo auge da produção – devolvidas à União Federal – e que, pelo seu estágio de maturação, não geram mais para as concessionárias uma produção comercialmente viável (são também chamados “campos maduros”). Todavia, como essas áreas têm potencial produtivo, ainda que não para atender a largas escalas de produção das empresas

9 Disponível em: www.anp.gov.br.


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petrolíferas de grande porte, podem interessar a outros players, como se deu com relação a diversos Produtores Independentes.

A abertura do mercado de acumulações marginais permitiu a criação, no Brasil, a exemplo do que já ocorria nos Estados Unidos e Canadá, de um novo segmento: o dos produtores independentes (Ribeiro, in Ferreira, 2009). Este novo segmento já conta, inclusive, com duas associações representativas, a APPOM (Associação das Empresas de Petróleo e Gás Natural extraídos de Campos Mar-ginais no Brasil) e a ABPIP (Associação Brasileira de Produtores Independentes de Petróleo e Gás).

Em abril de 2011, o CNPE aprovou uma minuta de resolução regulamentando o artigo 65 do novo marco regulatório do pré-sal, a Lei no 12.351, de 22 de dezembro de 2010, que estipulava o estabelecimento, por parte do Poder Executivo, de política

e médio portes nas atividades de exploração, desenvolvimento e produção de petró-leo e gás natural. Neste sentido, a minuta desta resolução prevê o estabelecimento de ofertas permanentes das áreas de acumulações marginais. Além desta previsão,

médias empresas de petróleo e a adequação do Repetro (regime especial aduaneiro) para este segmento.

2.5. Perspectivas para o futuro: novo marco regulatório do pré-sal

O Brasil vive hoje um período de crescentes expectativas no que diz respeito às perspectivas de crescimento da economia e melhoria dos indicadores sociais. Segundo dados do Bacen, o investimento estrangeiro direto atingiu o pico de 30 bilhões de dólares nos últimos anos. Neste contexto, o setor de petróleo e gás natural tem sido fator chave na atração desses investimentos. Superada a crise mais aguda dos anos anteriores, o ano de 2011 pode ser emblemático, sinalizando um novo patamar de oportunidades aos investidores.

Demonstrativos do bom momento do ano de 2011 são o aumento de 10,8% das reservas privadas de petróleo do país e o aumento do preço do barril de petróleo no mercado internacional. Reverteu-se, assim, a tendência de queda dos preços do barril, não só pela retomada do crescimento da demanda agregada global, como também pela crise política que ainda acomete o Oriente Médio e a África do Norte.

brasileiro, três mudanças estruturais foram realizadas: (i) a instituição do regime de partilha de produção apenas nos blocos do pré-sal; (ii) a criação da PPSA (Pré-Sal Petróleo S.A.); e, ainda, (iii) a cessão onerosa de 5 bilhões de barris de petróleo do pré-sal, sem licitação, para a Petrobras.

A decisão pela mudança do modelo jurídico concessional para o regime do contrato de partilha de produção no horizonte do pré-sal e em demais áreas estra-

entre o binômio baixo risco exploratório x alto potencial produtivo dessas áreas.


21

Vislumbra-se a possibilidade de que o Brasil seja alçado à condição de potência petrolífera mundial. Cabe destacar que, de acordo com os textos legais, existirão ambos os sistemas vigendo no ordenamento jurídico brasileiro: o de concessão, regendo as áreas já licitadas e as que futuramente sejam objeto de contratos de concessão, ao lado daquelas áreas regidas pelo CPP. A PSSA foi incumbida de uma função tripla no novo marco regulatório. Ela será responsável por: a) representar a União nos comitês operacionais e na gestão dos contratos de partilha de produção;

comercialização, auxiliando no exercício de compra e venda do óleo de propriedade da União.

O contrato de cessão onerosa, utilizado para a capitalização da Petrobras na ordem de 40 bilhões de dólares, concedeu a esta empresa o direito de exploração de 5 bilhões de barris de petróleo. Este contrato não parece se enquadrar nem no modelo de concessão, nem no regime do CPP; trata-se uma transição entre o antigo e o novo.

2.6. Considerações finaisNo Brasil, até o presente momento, existe apenas o contrato de concessão em

vigor, e a previsão legal para o estabelecimento do contrato de partilha de produção. Todavia, a implementação prática do novo marco regulatório ainda não foi concre-tizada

A mudança deste marco criou um duplo sistema no Brasil, envolvendo a ex-ploração e a produção de petróleo e gás: o concessional (pelo qual o concessionário é

qual o produto da lavra é de propriedade do Estado).Este mix de sistemas jurídicos será futuramente testado e avaliado, quando

então será possível realizar uma justa crítica considerando-se o potencial efetiva-mente existente, a capacidade produtora e a atração de investimentos estrangeiros no país.

ReferênciasBUCHEB, J. A. Direito do petróleo: a regulação das atividades de exploração e

produção de petróleo e gás natural no Brasil. Rio de Janeiro: Lúmen Juris, 2007.LUCCHESI, C. F. Petróleo. Estud. av. [online]. 1998, vol. 12, n. 33 p. 17-40. ISSN

0103-4014. http://dx.doi.org/10.1590/50103-40141998000200003.RIBEIRO, M. R. S. Direito do petróleo: as joint ventures na Indústria do Petróleo.

Rio de Janeiro: Renovar, 2003._____. (Coord.). Estudos e pareceres. Direito do petróleo e gás. Rio de Janeiro: Reno var,

2005._____. (Org.). Novos rumos do direito do petróleo. Rio de Janeiro: Renovar, 2009._____. “O projeto de acumulações marginais – as licitações promovidas pela ANP em

2006 e 2007.” In: FERREIRA, Doneivan F. (Org.). Produção de petróleo e gás em campos marginais: um nascente mercado no Brasil. Campinas: Komedi, 2009, p. 156-167.

EXPLORAÇÃO

Introdução e aplicação: este capítulo examinará inicialmente as condições neces-sárias para existência de acumulação de hidrocarbonetos. Em seguida, veremos quais técnicas são empregadas pela indústria para localizar depósitos de óleo e gás.As atividades de exploração têm como objetivo descobrir novos volumes de hidro-carbonetos, substituindo assim aqueles que vão sendo produzidos. O sucesso dos esforços de exploração de uma empresa determinará suas perspectivas de perma-nência no negócio a longo prazo.

3.1. Acumulações de Hidrocarbonetos3.1.1. Visão geral resumida

Várias condições devem ser satisfeitas para sinalizar a existência de acumulação de hidrocarbonetos, conforme indicado na Figura 3.1. A primeira é haver uma área na qual uma sequência adequada de rochas tenha se acumulado ao longo do tempo geológico, a bacia sedimentar. Nessa sequência, deve estar presente alto teor de matéria orgânica, a rocha geradora. Essas rochas foram expostas a elevadas tempe-ratura e pressões para atingir maturação, condição em que os hidrocarbonetos são expelidos da rocha geradora.

Migração descreve o processo que transportou os hidrocarbonetos gerados para um tipo poroso de sedimento, a rocha reservatório. Somente no caso de o reservatório ter sido deformado num formato favorável ou se lateralmente tenha se convertido de modo gradual em uma formação permeável existirá uma trapa (ou armadilha) para os hidrocarbonetos migrantes.


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Figura 3.1 Geração, migração e trapeamento de hidrocarbonetos.

3.1.2. Bacias sedimentares

de placa tectônica. Explorar teorias subjacentes a este tema, em qualquer nível de pormenor, está além do escopo deste livro. De modo resumido, o modelo tectônico de

através dos tempos geológicos. Tal qual balsas gigantes, os continentes estão à deriva

principais placas.

Figura 3.2 Configuração global das placas.

Capítulo 3 I EXPLORAÇÃO

25

Cadeias de montanhas, como a do Himalaia, onde a colisão dos continentes acarreta compressão, podem ser características criadas pelos movimentos da crosta terrestre; as depressões do Mar Vermelho e da bacia do Vale da Fenda, no Leste da África, por outro lado, são formadas por movimentos extensíveis de placas. Ambos os tipos de movimento formam depressões de grande escala para as quais são trans-portados sedimentos das áreas elevadas (altas) circundantes. Essas depressões são denominadas bacias sedimentares (Figura 3.3). O preenchimento da bacia pode atingir espessura de vários quilômetros.

Figura 3.3 Bacias sedimentares.

3.1.3. Rochas geradorasCerca de 90% de toda matéria orgânica encontrada em sedimentos estão contidas

em folhelhos. Várias condições devem ser satisfeitas para deposição dessas rochas geradoras: material orgânico tem de ser abundante, e a carência de oxigênio precisa impedir a decomposição do material orgânico remanescente. A contínua sedimenta-

Dependendo da área de deposição, a matéria orgânica poderá consistir predominan-temente de restos vegetais ou de . Estes são algas marinhas que vicejam nas camadas superiores dos oceanos, e em vastas quantidades sobre a bacia sem vida no solo oceânico. Rochas geradoras derivadas de plantas frequentemente levam a petróleos brutos cerosos. Um exemplo de rocha geradora marinha é a argila Kimmeridge, que originou os grandes campos ao norte do Mar do Norte. Os carvões da era carbonífera originaram os campos de gás ao sul do Mar do Norte.

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3.1.4. MaturaçãoA conversão de matéria orgânica sedimentar em petróleo é chamada maturação.

Os produtos resultantes são amplamente controlados pela composição do material original. A Figura 3.4 apresenta o processo de maturação, que começa com a conver-são, principalmente, de querogênio em petróleo, mas em quantidades muito peque-nas abaixo da temperatura de 50 ºC (querogênio é matéria orgânica de constituição complexa capaz, sob aquecimento, de produzir hidrocarbonetos). Quando querogênios estiverem presentes em grandes concentrações no folhelho, mas sem que estejam

podem formar depósitos de óleo de xisto.

Figura 3.4 Maturação de hidrocarbonetos.

A temperatura se elevará à medida que o pacote de sedimentos se deposita na estrutura da bacia. O auge da conversão de querogênio ocorre à temperatura por volta de 100 ºC. Se a temperatura, mesmo por um curto período de tempo, se elevar acima

gás. Inicialmente, a composição do gás apresentará alto teor de componentes C4-C10 (gás úmido e condensado), porém, com adicionais aumentos de temperatura, a mistura tenderá para hidrocarbonetos leves (C1-C3, gás seco). Para maiores detalhes sobre a composição de hidrocarbonetos, consultar o tópico 6.2, no Capítulo 6.

O fator mais importante para maturação e tipo de hidrocarboneto é, portanto, o calor. O aumento de temperatura conforme a profundidade dependerá do gradiente geotérmico, que varia de bacia para bacia. O valor médio é de aproximadamente 3 ºC por cada 100 m de profundidade.


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3.1.5. MigraçãoA maturação de rochas geradoras é seguida pela migração dos hidrocarbonetos

produzidos desde as partes mais profundas e aquecidas da bacia para estruturas adequadas. Hidrocarbonetos são mais leves que a água, portanto, tenderão a se mover para cima através de estratos permeáveis.

Dois estágios foram reconhecidos no processo de migração. Durante a migração primária, o próprio processo de transformação do querogênio causa microfratura-mento da rocha geradora impermeável e de baixa porosidade, o que permite que os hidrocarbonetos se movam para estratos mais permeáveis. No segundo estágio de

de leitos para uma estrutura adequada de reservatório. A migração pode acontecer em distâncias laterais consideráveis, da ordem de várias dezenas de quilômetros.

3.1.6. Rocha reservatórioRochas reservatório são de composição clástica ou de carbonatos. As de compo-

sição clástica são compostas de silicatos, geralmente arenito, enquanto as de carbo-natos o são de detritos biogeneticamente derivados, como fragmentos de corais e/ou de conchas. Existem algumas diferenças importantes entre os dois tipos de rochas

O principal componente dos reservatórios de arenito (reservatórios siliciclásticos) é o quartzo (SiO2), que, do ponto de vista químico, é material razoavelmente estável que não se altera de modo fácil diante de mudanças na pressão, na temperatura ou

de areia terem sido transportados por longas distâncias e depositados em ambientes de deposição .

Rochas reservatório, de carbonato, costumam ser encontradas no local de for-mação (in situ). Rochas de carbonato são suscetíveis de alteração pelo processo de diagênese.

Os poros entre componentes da rocha, por exemplo, os grãos de areia em um reservatório de arenito, serão inicialmente preenchidos com água de poros. Os hidro-carbonetos migrantes deslocarão essa água, e assim, gradualmente, preencherão o

-ção ao furo de perfuração, uma vez que um poço esteja perfurado na estrutura. O espaço dos poros é referenciado em termos de campos de petróleo como porosidade. A permeabilidadede seu sistema de poros. Uma rocha reservatório com alguma porosidade, mas que

-chada”. No item 6.1, do Capítulo 6, examinaremos, em pormenores, propriedades e distribuição lateral de rochas reservatório.

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3.1.7. Trapas

Assim, caso não haja nenhum mecanismo obstruindo sua migração para cima, eles eventualmente penetrarão até a superfície. Nos levantamentos de solo oceânico em algumas áreas de mar aberto podem-se constatar aspectos tipo cratera (pock marks, ou seja, depressões circulares no fundo do mar) que também testemunham o escape de petróleo e de gás para a superfície. Considera-se que ao longo de todo o passado geológico, vastas quantidades de hidrocarbonetos originárias das bacias sedimentares foram perdidas desta maneira.

Há três formas básicas de trapeamento, conforme apresentado na Figura 3.5. São elas:

Trapas anticlinais, resultado de deformações dúcteis da crosta;Trapas de falhas, resultado de deformações rúpteis da crosta;

nas quais estratos impermeáveis selam o reservatório.

Figura 3.5 Principais mecanismos de trapeamento.

Em muitos campos de óleo e de gás por todo o mundo são encontrados hidrocar-bonetos em estruturas anticlinais de limites falhos. Este tipo de mecanismo de trapa é chamado trapa de combinação.

Mesmo no caso de todos os elementos descritos até aqui estarem presentes no âmbito de uma bacia sedimentar, não necessariamente será formada uma acumula-ção. Uma das questões cruciais quando se fala em avaliação prospectiva refere-se ao momento oportuno de eventos. A deformação de estratos em uma trapa conveniente deve preceder a maturação e migração de petróleo. O selo do reservatório deve ter permanecido intacto ao longo de todo o período geológico. Caso tenha acontecido um

-des de hidrocarbonetos residuais. Um selo, tal qual uma falha, reciprocamente, poderá ter se desenvolvido de modo precoce na história do campo e impedido a migração de hidrocarbonetos na estrutura.

Em alguns casos, bactérias podem ter biodegradado o petróleo, isto é, destruí-do a fração leve. Muitas acumulações rasas foram alteradas por este processo. Um exemplo seria o das grandes acumulações de petróleo pesado na Venezuela.


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Dados os custos dos empreendimentos de exploração, é evidente que todos os esforços possíveis serão envidados para se evitar o insucesso. Muitas disciplinas, como

uma área prospectiva. No entanto, em média, mesmo em áreas bem maduras, nas quais a exploração tenha sido contínua durante anos, apenas um a cada três poços de exploração descobrirá quantidades substanciais de hidrocarbonetos. Em poços petrolíferos perfurados em zonas pouco exploradas, ou seja, bacias que não tenham sido previamente perfuradas, em média apenas um em cada dez poços trará resultado.

3.2. Métodos e técnicas de exploraçãoO objetivo de qualquer empreendimento de exploração é descobrir volumes novos

de hidrocarbonetos a baixo custo e em curto tempo. Orçamentos de exploração e opor-tunidades de aquisição estão diretamente ligados. Se uma empresa despender mais recursos descobrindo petróleo do que o faria comprando a quantidade equivalente no

empresa que opere visando descobrir novas reservas a baixo custo dispõe de signi-

descoberta e ao desenvolvimento de reservatórios de modo mais lucrativo, podendo, assim, empreender e desenvolver prospecções menores.

A partir do momento em que uma área é selecionada para exploração, a sequência

anomalias gravitacionais e magnéticas será o primeiro par de métodos aplicado. Nor-malmente, estes dados estarão disponíveis publicamente, ou poderão ser comprados

áreas prospectáveis prospectos”), áreas que mostrem, por exemplo, uma estrutura que contenha potencialmente uma acumulação (métodos sísmicos serão analisados com mais pormenores no item seguinte). Recentemente, técnicas eletromagnéticas também passaram a ser implantadas neste estágio para auxiliar na delineação da bacia e na

algum conceito particular de exploração, frequentemente uma ideia criativa individual ou de uma equipe. Considerando que neste ponto ainda se têm pouquíssimos fatos concretos disponíveis para se julgar o mérito destas ideias, elas são referenciadas

probabilidade de conter todos os elementos de uma acumulação petrolífera, ou seja, rocha geradora, maturação, migração, rocha reservatório e trapa.

conceito. Em zona pouco explorada, onde um poço petrolífero deverá ser perfurado, não se pode prever resultado satisfatório. Poços resultam em descobertas de óleo e gás, ou

Atividades de exploração são potenciais causadoras de prejuízos ao meio am-biente. O corte de árvores preparatório para levantamento sísmico na região costeira

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poderá resultar em grave erosão do solo nos anos subsequentes. Em mar aberto, sistemas ecológicos frágeis, como recifes de corais, podem sofrer danos permanentes provocados pelo derramamento de produto químico bruto ou lama de perfuração. Empresas conscientes de suas responsabilidades realizarão, portanto, um estudo de impacto ambiental (EIA) antes do planejamento de atividades, e disporão de planos de contingência caso ocorra algum acidente. No Capítulo 5 serão abordadas com detalhes as questões sobre saúde, segurança e questões ambientais.

3.2.1. Introdução a métodos geofísicosHá vários métodos de levantamento geofísico aplicados rotineiramente em pes-

quisa de acumulação potencial de hidrocarbonetos. Métodos geofísicos correspondem

propriedades, que dão origem a uma anomalia que se refere a um valor conhecido. Essa anomalia é o que os métodos tentam revelar.

A medição de alterações na força do sinal ao longo de linhas de uma rede ou

espacial, a perda de detalhes da

3.6). Tempo e orçamento são sempre levados em conta neste estágio.É importante lembrar que a mera obtenção e processamento de dados não garante

o sucesso de um levantamento; informações não são o mesmo que conhecimento. A interpretação de dados geofísicos deverá sempre ser executada em uma estrutura geológica adequada. É comum a utilização de vários métodos para que se comple-mentem, ou, então, aplicá-los em conjunto com outras disciplinas para desenvolver

Isto contribui para diminuir incertezas e resolver o princípio de equivalênciasingularidade”, pelo qual uma anomalia possa ser modelada de maneiras variadas (Figura 3.7).

Figura 3.6 Perda de informações devido ao limitado número de pontos de medição.


31

Figura 3.7 Interpretações alternativas da mesma resposta de anomalia.

3.2.1.1. Levantamentos gravitacionaisO método gravitacional mede pequenas variações do campo gravitacional

sensível em uma ampla gama de valores. Flutuações no campo gravitacional dão origem a mudanças no comprimento da mola, que são medidas (com referência a um

(2D). As medidas são corrigidas quanto à posição latitudinal e à elevação do ponto

Figura 3.8 Princípio do levantamento gravitacional.

32

O desenvolvimento de tecnologia gravitacional aerotransportada tem possibi-litado a pesquisa em áreas antes inacessíveis e de bacias muito maiores do que os instrumentos de medição em terra comumente utilizados hoje.

3.2.1.2. Levantamentos magnéticosO método magnético revela alterações no campo magnético terrestre causadas

por variações nas propriedades magnéticas das rochas. Rochas ígneas e do embasa-mento, em especial, são relativamente muito magnéticas. Caso estejam localizadas próximo à superfície, dão origem a anomalias de pequeno comprimento de onda e grande amplitude (Figura 3.9). O método é aerotransportado (via aeronave ou saté-lite), o que permite rápido levantamento e mapeamento com boa cobertura de área. A exemplo da técnica gravitacional, este levantamento é frequentemente empregado no começo de um empreendimento de exploração.

Figure 3.9 Princípio do levantamento magnético.

3.2.1.3. Registro do solo oceânico, ou CSEMLevantamento eletromagnético de fonte controlada (controlled source electro-

-magnetic – CSEM), ou registro do solo oceânico, é uma técnica sensora remota que usa sinais eletromagnéticos de muito baixa frequência emitidos a partir de uma fonte próxima ao solo oceânico (Figura 3.10). Os receptores são colocados no solo oceânico a intervalos regulares e registram anomalias e distorções no sinal eletromagnético geradas por corpos resistentes, como reservatórios saturados de hidrocarbonetos.


33

Figura 3.10 Princípio do registro de solo oceânico CSEM.

O CSEM opera melhor em águas profundas (lâmina d’água de 500 metros), em áreas caracterizadas por sequências de areias de xisto relativamente simples (reservatórios clásticos); é particularmente útil para levantamento de trapas gran-des (prospecções) onde outros métodos oceânicos sejam menos práticos ou menos econômicos. Vem sendo cada vez mais usado em conjunto com dados sísmicos para

-pecção, auxiliando assim a diminuir os riscos e melhorar as chances de sucesso,

3.2.2. Obtenção sísmica e processamento3.2.2.1. IntroduçãoAvanços nas técnicas de levantamento sísmico e o desenvolvimento de algoritmos

o modo pelo qual os campos são desenvolvidos e gerenciados. De ferramenta de explo-ração predominantemente focada, o levantamento sísmico progrediu para se tornar

do campo. Em muitos casos, dados sísmicos possibilitaram aos operadores alongar

Levantamentos sísmicos envolvem a geração de ondas sonoras que se propagam descendentemente através das rochas terrestres até os reservatórios-alvo. As ondas

34

armazenadas para processamento. Os dados resultantes compõem uma imagem acústica da subsuperfície, que é interpretada por geofísicos e geólogos.

O levantamento sísmico é usado em:

e desenvolvimento, para estimativa de reservas e ela-boração de planos de desenvolvimento de campo (PDCs);

para supervisão de reservatórios, tal como observação do movi-

As técnicas sísmicas de obtenção variam de acordo com o ambiente (na região costeira ou em mar aberto) e do propósito do levantamento. Em uma área de explo-ração, o levantamento sísmico poderá consistir de uma rede frouxa de linhas 2D. Contrastando com isso, em uma área sob apreciação, será aplicado levantamento sísmico tridimensional (3D). Em alguns campos maduros, poderá ser instalada no solo oceânico uma rede de obtenção 3D permanente para supervisão regular (de 6 a 12 meses) de reservatório, chamadas estações de fundo do oceano, ou cabos de fundo do oceano.

3.2.2.2. Princípios do levantamento sísmico

adiante com o auxílio da Figura 3.11.

Figura 3.11 Alterações na impedância acústica (IA) originam ondas sísmicas refletidas.

Ondas sonoras são geradas na superfície (região costeira) ou sob a água (em

volta para a superfície na interface compreendida entre duas unidades de rocha onde

através daquela rocha em particular (velocidade sísmica).


35

-rando as características de formato da onda descendente (amplitude, fase, frequência). De modo esquemático (Figura 3.12), a Terra pode ser representada tanto como um registro de impedância acústica em profundidade, quanto como uma série de picos, chamados , ou representados

para produzir um traço trêmulo, que é função da forma de onda fonte original e das propriedades da Terra.

, ou tempo de percurso, está relacionado com a profun-

amplitude-

cisam ser removidas durante o processamento.

Figura 3.12 Convolução de uma onda sísmica refletida.

Quando uma onda sísmica atinge uma interface em incidência normal (Figu-

outra é transmitida. No caso de incidência obliqua, o ângulo da onda incidente é

da energia é transmitida à camada seguinte, mas desta vez com um ângulo de

descontinuidade abrupta, por exemplo a borda de um bloco falho inclinado, dá -

de ser removidos ou supressos durante o processamento (conforme descrito mais adiante neste item).

36

Figura 3.13 Reflexão de ondas sob incidência normal e oblíqua, respectivamente.

3.2.2.3. Obtenção de dados sísmicosO tempo despendido pela onda para percorrer o intervalo existente da fonte S até

a na profundidade z e até um receptor R em um afastamento ou separação tiro-receptor, x, é dado pela razão entre a trilha de percurso e a velocidade (Figura 3.14a). O sistema de obtenção é disposto de tal modo que haja muitos pares

x1, x2, x3,... xn);

subsuperfície, maior será o tempo de percurso. A diferença em tempo de percurso entre os casos de afastamento zero (incidência normal) e de afastamento não zero (incidência oblíqua) é chamada movimento normal para fora (MNF) e depende do

como parâmetros diferentes afastamentos e também sob diferentes ângulos é impor-tante para se representar apropriadamente a imagem da subsuperfície, por exemplo, quando camadas intermediárias ou estruturas impactam a quantidade de energia que atinge o alvo (Figura 3.14b) ou onde elas dão origem a variações na velocidade sísmica.

Fontes sísmicas geram ondas acústicas por meio da súbita liberação de energia. Há vários tipos de fontes, que diferem na liberação da energia, tais como:

penetração da onda;-


37

Figura 3.14 Geometria de receptor-fonte para afastamentos múltiplos.

É comum haver um processo para a escolha de um dos dois métodos, em função dos objetivos do levantamento. Estudos de estruturas profundas da crosta reque-rem sinais de baixa frequência capazes de penetrar mais de 10 km dentro da terra,

que pode cair depois de apenas poucas centenas de metros.Fontes típicas para levantamentos em terra são fontes vibratórias montadas

em caminhões ou pequenas fontes de cargas de dinamite detonadas em um furo canhões

pneumáticos e canhões d’água que disparam ar ou água dentro da coluna de água circundante para criar um pulso acústico. Há também dispositivos elétricos, como centelhadores, fontes sísmicas marinhas e disparadores que convertem energia elétrica em acústica. Tipicamente, estes últimos produzem menos energia e têm um sinal de frequência mais elevado do que o das fontes pneumáticas.

Detetores sísmicos são dispositivos que registram uma entrada mecânica (pulso

geofones, distribuídos hidrofones,

frequentemente agrupados em arranjos, rebocados na água atrás do barco ou dis-postos no solo oceânico quando se trata de cabos de fundo de oceano (Figura 3.15).

A geometria de obtençãodos objetivos do levantamento, das características da geologia de subsuperfície e da logística. Levantamentos sísmicos podem ser realizados ao longo de linhas retas, de linhas em zigue-zague, em laço quadrado e mesmo em padrão circular. Durante os últimos anos, levantamentos multiazimutais têm se tornado cada vez mais populares. Dados sísmicos são obtidos ao longo de diferentes azimutes (Figura 3.16) para pos-sibilitar que a imagem de estruturas seja elaborada a partir de diferentes ângulos, melhorando, assim, a elaboração de imagens da geologia complexa, como padrões de falhas radicais e áreas afetadas por sal.

38

Figura 3.15 Obtenção de dados sísmicos: navios de levantamento no mar.

Figura 3.16 Princípio de levantamento multiazimutal.


39

3.2.2.4. Levantamento sísmico em furos superficiaisNo a fonte sísmica localiza-se na superfície e o

tomogra-, tanto a fonte como o arranjo de receptores são movidos para

(Figura 3.17). Normalmente, as fontes sísmicas usam frequências mais altas do que em levantamentos sísmicos de superfície.

Figura 3.17 Princípios de levantamento sísmico de furos superficiais.

-morada e capacidade de se prever ou de mais precisamente modelar as variações de velocidade entre poços. Além disso, os efeitos da camada exposta ao tempo, próxima à superfície, são removidos ou supressos. O resultado é que aspectos de pequena

40

escala e variações sutis na continuidade do reservatório possam ter a imagem mais

Mais recentemente, isso também foi usado para auxiliar a caracterização de areias de baixa permeabilidade contendo gás e jazidas de metano em solo carbonífero, onde aspectos mínimos podem acarretar impacto dramático na distribuição e recuperação de recursos.

3.2.2.5. Processamento de dados sísmicos3.2.2.5.1. Introdução

Os três estágios principais no processamento de dados sísmicos são: deconvolu-ção, empilhamento e migração. Processos adicionais são requeridos para preparar ou melhorar os dados sísmicos antes ou após cada um dos estágios principais.

Há comumente centenas de traços em um levantamento bidimensional (2D) e milhares deles em um tridimensional (3D). Uma vez que eles tenham sido or-ganizados, devem ser aplicadas correções estáticas para compensar variações em

próximo à superfície, quando, por exemplo, um levantamento sísmico é obtido em uma área pantanosa.

3.2.2.5.2. Deconvolução

O próximo estágio no processamento é a deconvolução. Essencialmente, trata-se

Visa levar ao colapso a forma de onda e torná-la o mais aguda possível, de modo que

Figura 3.18 Deconvolução.


41

3.2.2.5.3. Análise de velocidade e correção de movimento normal para fora (MNF)

-vante papel no levantamento e processamento sísmicos. É o parâmetro que possibilita que a imagem sísmica seja convertida em uma seção de profundidade geológica. Há

velocidade de intervalo. Os dois primeiros são somente parâmetros estatísticos, enquanto o terceiro é geolo-

trata-se simplesmente da razão entre a espessura do intervalo e o tempo de trânsito do intervalo conforme ilustrado na Figura 3.19.

Figura 3.19 Velocidade de intervalo sísmico.

Como mencionado, há uma diferença em tempo de percurso entre o caso de afas-tamento zero e os casos de afastamento não zero para cada ponto médio comum (PMC) – isto é conhecido como movimento normal para fora (MNF). Visualizando os traços lado

precisa ser removido antes que os traços possam ser somados. A velocidade de empilha-mento é a velocidade sísmica que resulta na melhor correção para MNF (Figura 3.20b).

Figura 3.20 Correção de movimento normal para fora (MNF).

42

3.2.2.5.4. Empilhamento.

-rentes e serão, portanto, cancelados, ou então suprimidos. Sinais geológicos efetivos a partir dos traços diferentes tendem a ser similares e, assim, são regulados durante o processo de empilhamento.

3.2.2.5.5. Migração

Em termos ideais, depois do empilhamento, os dados sísmicos estarão na posição correta e têm as amplitudes corretas. No entanto, horizontes de mergulho íngremes

no que se refere às suas posições correntes de subsuperfície, conforme mostrado na Figura 3.21. Isto também acontece quando ocorrem grandes e súbitas variações na velocidade sísmica.

Figura 3.21 Migração.

A onda incidente vinda da fonte em S1 atinge um ponto na posição a e profundi-dade z R1

a na profundi-dade z é gravado na posição a’ na superfície e associado à profundidade z’; ambas as posições e a profundidade estão corretas: a = a’ e z =z’.

-percurso da onda

a seja gravado desviado acima de mergulho da sua posição verdadeira com uma mudança de posição em superfície ( ) e também na profundidade ( ); o mesmo acontece no ponto b efetivo

app) é menos profundo.


43

-sentar um evento (limite geológico ou outra estrutura) em sua posição efetiva na subsuperfície e em sua profundidade correta. Há dois tipos principais de migração: pré-pilha e pós-pilha. A primeira envolve migração dos dados sísmicos antes da sequência de empilhamento, a segunda, por sua vez, após o empilhamento ter ocorrido.

Se as camadas geológicas forem quase planas e as velocidades sísmicas unifor-mes, uma simples migração de tempo pós-pilha fornecerá um bom resultado. Se as velocidades sísmicas variarem somente um pouco ou os mergulhos forem pequenos, então uma migração de tempo pré-pilha será uma boa solução. Em áreas de estruturas geológicas complexas, por exemplo, subsal ou sub-basalto, nenhuma técnica elabora-rá imagem dos eventos abaixo do sal ou do basalto corretamente, e será necessário aplicar migração de profundidade pré-pilha (MPPP).

A MPPP requer que o processador elabore um modelo das velocidades sísmicas

na subsuperfície e corrige mergulhos aparentes para mergulhos reais.Embora a MPPP seja uma importante ferramenta na elaboração de imagem de

estruturas complexas, constitui um processo dispendioso e que consome tempo. Ela costuma ser aplicada somente quando outros métodos falharam em fornecer uma solução de trabalho. Com os avanços na tecnologia de computação e capacidade de processamento, no entanto, provavelmente ela se tornará economicamente viável e aplicável de modo mais fácil.

3.2.2.5.6. Múltiplos

bolo de camadas. O múltiplo de solo oceânico é um aspecto comum em muitas seções

A remoção de múltiplos pode ser muito difícil, além de poder obstruir seriamente a

3.2.2.5.7. Saída sísmica

Um levantamento sísmico bidimensional (2D) consiste em uma rede de linhas, em geral disposta em malha ortogonal de espaçamento regular; por exemplo, de 500 m. O resultado processado será uma série de seções sísmicas em tempo ou profun-didade (Figura 3.22) que se ata aos nós ou interseções das linhas. Uma única linha 2D contém tipicamente várias centenas de traços.

44

Figura 3.22 Mapa base com rede de levantamento (de topo) 3D, linhas 2D e linha apertada de poço 2D em seção vertical (de fundo).

Um levantamento sísmico tridimensional (3D) é obtido em uma série de linhas -

gitudinais (paralelas às linhas de navegação) e seções transversais (perpendiculares à direção de registro efetivo) tipicamente com um espaçamento de 12,5 a 50 m. O

visualizado ao longo de três eixos (linha, traço, tempo/profundidade). Atualmente, os


45

ao longo do eixo de um canal sinuoso. Um volume sísmico 3D contém normalmente milhares de traços. É evidente que no curso do estágio de processamento tais volumes grandes requeiram grandes quantidades de espaço em disco.

3.2.3. Interpretação sísmicaConcluído o processamento, os dados são carregados a uma estação de trabalho

para a interpretação feita por geólogos e geofísicos. Estações de trabalho são compu-tadores poderosos, com capacidade de tela dupla para possibilitar que o interpretador observe os dados na seção vertical de uma das telas e na visão de mapa da outra. O

por exemplo, topo de reservatório ou topo do selo principal. Em um campo maduro, há tipicamente dúzias de poços a serem calibrados, mas em áreas de exploração pode haver apenas um par, algumas vezes localizado a vários quilômetros um do outro.

tela e armazenados em um banco de dados; o mesmo é feito para as falhas (Figura 3.23). Deste modo, a estrutura do campo será mapeada (Figura 3.24) e serão deline-

como corpos arenosos separados dentro de um sistema de canais complexos.Hoje, geocientistas e engenheiros preferem visualizar dados sísmicos não em

de . Isto é obtido por inversão sísmica, um processo que remove

requer calibração cuidadosa dos dados de poços e conhecimento do modelo geológico geral da subsuperfície.

Concluída a interpretação no domínio do tempo, as superfícies interpretadas precisarão ser convertidas para profundidade, visando seu uso no modelo geológico e de engenharia. A conversão para profundidade novamente requer conhecimento da velocidade sísmica e de quaisquer variações substanciais, tanto laterais quan-to verticais, que possam estar presentes. Há diversos métodos de conversão para profundidade. Um, simples, é derivar velocidades de intervalos sísmicos para um número de intervalos-chave e em seguida calcular a espessura para cada intervalo

Outro é o de elaborar um modelo de velocidade baseado em velocidades de empi-lhamento. Em áreas de geologia complexa, métodos mais intricados são requeri-dos, e mesmo então pode haver grandes discrepâncias entre profundidade real e profundidades calculadas.

46

Figura 3.23 Seção sísmica no tempo – com e sem interpretação de horizontes e falhas.


47

Figura 3.24 Mapa de estrutura de topo com falhas e contato de hidrocarbonetos (linha tracejada) interpretados.

3.2.4. Atributos sísmicosO desenvolvimento de algoritmos de processamento pós-pilha vem permitindo

-butos estruturais dos dados, tais como mergulho, azimute e grau de uniformidade, podem auxiliar o interpretador no entendimento de estilos estruturais em uma bacia ou ao interpretar padrões falhos intrincados (Figura 3.25).

Figura 3.25 Atributo estrutural: mapa de mergulho apresentando padrões de falhas complexas induzidos por movimento de sal.

48

Atributos derivados das características de amplitude dos dados podem pro-porcionar discernimentos sobre as propriedades de rochas, como porosidade e

saturação de hidrocarbonetos (Figura 3.26). O trabalho pormenorizado de análise de amplitude requer calibração cuidadosa e modelagem antes de se tentar atribuir aspectos de

importante observar que não há como esperar bons resultados da análise se os dados de entrada e a qualidade do modelo também não forem de boa qualidade.

Figura 3.26 Atributo estratigráfico: as amplitudes claras (verde, amarelo, vermelho) indicam a presença de canais de turbidita; observe a influência de falha (linha pontilhada vermelha) no transporte de sedimentos (arcos).

mais detalhes. Tal técnica envolve decomposição do sinal de faixas de amplitude de frequências constituintes e estudo da força de amplitude em cada faixa.

3.2.5. AVOVariação de amplitude com afastamento (amplitude variation with offset –

AVO) ou (amplitude variation with angle – AVA) pode ser uma ferramenta poderosa na pesquisa por hidrocarbonetos. Ao invés de se olhar apenas para a pilha de traços em todos os afastamentos, os traços próximos, os afastamentos médios e distantes podem ser empilhados separadamente e suas


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respectivas amplitudes comparadas. Dados certos preenchimentos de hidrocarbonetos e propriedades de rochas, ocorrem mudanças em amplitude sísmica e/ou em estágios entre as diferentes pilhas de afastamento. Por exemplo, com maior ângulo poderá haver um aumento na amplitude no caso de areia preenchida com gás (Figura 3.27).

Figura 3.27 Areia preenchida com gás da série de turbidita de Doyle (Reservatório Superior) produz aumento de amplitude sísmica com o afastamento crescente.

-

das variações que ocorrem com relação à tendência de fundo. Além disso, AVO não é adequada para todos os tipos de reservatório, e funciona melhor em rochas jovens e pobremente consolidadas – por exemplo, as turbiditas do oeste da África –, do que em alguns reservatórios mais antigos e aglutinados encontrados no Mar do Norte.

3.2.6. Levantamentos sísmicos de lapso de tempo (sísmicas 4D)Levantamentos sísmicos podem ser repetidos em diferentes ocasiões ao longo

da vida do campo; por exemplo, em intervalos regulares depois do início da produção. Mudanças na amplitude sísmica e em outros atributos podem acontecer nos dados sísmicos pós-produção (levantamento de monitor) quando comparados com os origi-nais pré-produção (levantamento de linha de base). Essas mudanças costumam ser

50

Figura 3.28 Dados sísmicos 4D: diferença entre dados sísmicos de 1994 e 1999 apresentando mudanças em amplitude como um resultado de produção.

Figura 3.29 Rastreando o movimento de contatos de fluidos usando dados sísmicos 4D.


51

Dados sísmicos de lapso de tempo podem incluir repetição de levantamentos de

especialmente em campos maduros onde dados 4D podem realçar a presença de compartimentos sem varredura (Figura 3.29) ou rastrear o movimento de frentes de inundação. É óbvio que, em áreas onde haja sistema de obtenção sísmica permanente, os custos de repetida obtenção de levantamento(s) são muito reduzidos.

3.2.7. Custos e planejamentoO montante de tempo necessário para planejar, obter, processar e interpretar

dados sísmicos não deve ser subestimado. Tempos de ciclo de dois anos desde a con-

Embora esforços estejam sendo empregados para se diminuir o tempo requerido, -

cam que há um frequente acréscimo em tempo de ciclo e em custos de levantamento.O custo de um levantamento sísmico depende da sua complexidade, mas varia

tipicamente entre 10 mil (simples, marinha) e 40 mil dólares norte-americanos (com-plexa, em terra) por quilômetro quadrado para obtenção de 3D, e entre 5 mil e 15 mil dólares por quilômetro quadrado para processamento. Levantamentos 3D podem ter qualquer tamanho, de 100 a 2 mil quilômetros quadrados, ou mais. No entanto, o fator econômico determinante é frequentemente a relação com o custo do poço. Poços em mar aberto podem ser extremamente dispendiosos (poços do Mar do Norte têm custo médio na ordem de 20 milhões de dólares), enquanto perfurações na região costeira têm custo muito inferior. Por esta razão, grandes levantamentos 3D são usados com maior frequência em mar aberto, enquanto as empresas são mais propensas a usar dados sísmicos como substituto de perfuração no estágio de avaliação.

ENGENHARIA DE PERFURAÇÃO

Introdução e aplicação: as operações de perfuração são executadas durante todos os estágios do ciclo de vida do projeto e em todos os tipos de ambientes. Os prin-cipais objetivos são a obtenção de informações e a salvaguarda das condições de produção. Despesas com perfuração representam ampla fração das despesas totais de capital do projeto (Capex) (tipicamente de 20% a 60%), e, por isso, é importante um entendimento das técnicas, equipamentos e custo de perfuração.Um poço de exploração inicial bem-sucedido estabelecerá a presença de um sistema petrolífero em funcionamento. Nos meses seguintes, os dados coletados no primeiro poço serão avaliados, e os resultados documentados. O passo seguinte será avaliar a acumulação requerendo mais poços. Caso o projeto seja subsequentemente levado adiante, poços de desenvolvimento terão de ser construídos. Este capítulo focará estas atividades de perfuração e também investigará as interações entre as outras funções de exploração e produção (E&P).

4.1. Planejamento de poçosO processamento de um poço envolve um investimento relevante, variando de

poucos milhões de dólares, para um poço na região costeira, até 100 milhões de dóla-res para um poço de exploração em águas profundas. A engenharia de poços tem por objetivo maximizar o valor deste investimento empregando tecnologia e processos

mínimo, sem violar normas de segurança nem causar danos ao meio ambiente. Para que a engenharia de perfuração obtenha êxito, ela precisa da integração de muitas

Projetos bem-sucedidos de perfuração requerem extenso planejamento. Poços costumam ser perfurados com um dos objetivos seguintes, ou uma combinação deles:


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2 (sequestro).Para otimização do projeto de um poço é desejável contar com o apoio de uma

-necer informações prévias para o projeto da trajetória do poço para que só então sejam

penetrar o reservatório e, mediante consultas ao engenheiro de poços, chegará a uma

com os engenheiros de poços e de produção serão determinados a inclinação máxima do furo e o diâmetro de perfuração do poço. Locações de cabeças de poços, projeto e trajetória de poços têm por objetivo reduzir os custos previstos de construção de po-ços, de instalações tanto em solo oceânico quanto na superfície, e, ao mesmo tempo, aumentar a produção.

A exatidão dos parâmetros usados no processo de planejamento de poços depen-derá do conhecimento do campo ou da região. Particularmente, durante a perfuração exploratória e nos primeiros estágios de desenvolvimento de campo, uma incerteza considerável quanto a dados de superfície prevalecerá. É importante que as incerte-

potencial e problemas esperados ou já encontrados em poços de afastamento (aqueles antes perfurados na área) deverão ser incorporados ao projeto do poço planejado. Isto muitas vezes se consegue usando a árvore de decisões na etapa de planejamento de poços. O projeto ótimo de poços equilibrará riscos, incertezas e custos com o valor global do projeto.

A base para o projeto de poços deve ser transcrita em um documento abrangente.

Em resumo, o engenheiro de poços será capaz de projetar e avaliar o custo do poço, em detalhe, usando as informações obtidas dos engenheiros de petróleo, geo-cientistas e engenheiros de produção. Em particular, ele planejará a profundidade

de cimentação, tipos e massas de lama de perfuração (daqui em diante muitas vezes

as brocas de perfuração.Os itens seguintes explicarão, com mais pormenores, os termos introduzidos

até agora.

4.2. Tipos e seleção de plataformasO tipo de plataforma a ser selecionada dependerá de muitos parâmetros, prin-

cipalmente:

Capítulo 4 I ENGENHARIA DE PERFURAÇÃO

55

-rança!).

Os seguintes tipos de plataforma podem ser contratados para perfuração em mar aberto (Figura 4.1):

Barcaças de pântano operam em águas muito rasas (profundidade inferior a ~ 6 m). Podem ser rebocadas para o local e em seguida lastreadas de modo que “pousem

é usada nas áreas pantanosas, como, por exemplo, Nigéria, Venezuela e Costa do Golfo, jurisdição petrolífera dos Estados Unidos.

Jaquetas de perfuração são pequenas estruturas de plataforma de aço usadas em áreas de águas rasas e calmas. A partir de uma jaqueta podem ser perfurados muitos poços. Se for pequena demais para acomodar uma operação de perfuração, uma plataforma autoelevatória (consultar Figura 4.2) costuma ser colocada em cantiléver sobre a jaqueta e a operação é executada de lá. Uma vez que um desenvolvimento

operar jaquetas em ambiente de mar raso. Em particular, elas possibilitam uma

exemplo, Mar do Sul da China e prateleiras rochosas do Golfo do México. Poços per-furados a partir de plataformas de produção em grande quantidade no Mar do Norte adotam procedimento semelhante.

Figura 4.1 Tipos de plataforma em mar aberto.

56

Figura 4.2 Plataforma autoelevatória (cortesia da empresa Reading & Bates, Grã-Bretanha).

Plataformas autoelevatórias são rebocadas até o local de perfuração (ou ao lado de uma jaqueta) ou equipadas com um sistema de propulsão. As três ou quatro pernas do equipamento são movidas para o solo oceânico. Após algum penetramento, o equi-pamento é erguido até uma determinada altura operacional acima do nível do mar. Caso haja suspeita de sedimento fofo no solo oceânico, grandes bases de perfuração são colocadas nele para melhorar a distribuição de massa. Todos os equipamentos de perfuração e de suporte são integrados na estrutura global. Plataformas autoelevató-rias são operacionais em águas cuja profundidade seja de até por volta de 137 m, e tão rasas quanto ~ 4,6 m. São o tipo mais comum de equipamento no mundo, usadas para uma ampla faixa de ambientes e todos os tipos de poços.

Plataformas semissubmersíveis são usadas para exploração e avaliação em pro-fundidades grandes demais para uma plataforma autoelevatória.Um equipamento semissubmersível é um navio móvel de mar aberto consistindo de uma grande área de convés construída sobre colunas de aço. Ligados a essas colunas de serviço pesado

Antes de começar a operação em determinada locação, esses pontões são parcialmente

estabilidade. Um tubo de aço (riser, tubo que liga a plataforma ao solo oceânico) de diâmetro grande é conectado ao solo oceânico e serve como um conduto para a coluna de perfuração. O sistema de segurança contra estouros (blowout preventer – BOP) também se localiza no solo oceânico (pilha suboceânica).

Uma combinação de diversas âncoras e equipamento de posicionamento dinâmico (PD) auxilia manter o posicionamento. A relocação do navio semissubmersível se tor-

.


57

Plataformas semissubmersíveis de serviço pesado, por exemplo, Deepwater Horizon -

de água de até 3.000 m (Figura 4.3).Navios-sondas são usados para trabalho em águas profundas e muito profundas.

Podem ser menos estáveis em mares bravos do que as plataformas semissubmersíveis. -

propulsores poderosos controlados por um sistema de posicionamento dinâmico (PD). Os propulsores calculam as forças das correntes, do vento e das ondas para manter o navio exatamente sobre o alvo, com margem de erro inferior a 2 m fora da marca sem âncora.

Navios-sondas de serviço pesado são capazes de operar em profundidades de até 3.000 m (Figura 4.4).

Em alguns casos, campos de petróleo e gás são desenvolvidos a partir de muitas plataformas, algumas delas podendo acomodar instalações de processamento e de produção, bem como alojamentos. De modo alternativo, estas funções poderão ser desempenhadas em plataformas separadas, normalmente em águas rasas e tranqui-las. Em estruturas de mar aberto, no entanto, a instalação adicional de massa ou de espaço, respectivamente, é onerosa. A perfuração é executada somente durante curtos períodos se comparada com a expectativa de vida global do campo, e é dese-jável haver um equipamento instalado apenas quando necessário. Este é o conceito de operações de perfuração auxiliadas por navio de apoio.

Na perfuração auxiliada por navio de apoio, uma torre é montada a partir de muitos segmentos transportados para a plataforma através de uma barcaça. Todas as funções de suporte, como armazenagem, tanques de lama de perfuração e alojamen-

Figura 4.3 Plataforma de perfuração semissubmersível (cortesia de Stena Drilling).

58

Figura 4.4 Navio de perfuração Transocean Enterprise.

Assim, torna-se possível atender um campo completamente, ou mesmo vários campos, usando apenas um ou dois conjuntos de plataforma de perfuração com auxílio de navio de apoio. Sob más condições do tempo, navios de apoio do tipo barcaça rapidamente se tornam inoperantes e inseguros, já

com as ondas. Nestes casos e no ambiente hostil do Mar do Norte, um navio semis-

construídos sob encomenda estão sendo apresentados para alguns futuros desenvol-vimentos de campos.

Figura 4.5 Perfuração auxiliada por navio de apoio.


59

4.3. Equipamentos e sistemas de perfuraçãoQuer seja realizada perfuração na região costeira ou em mar aberto, o sistema

básico de perfuração empregado em ambos os casos será o de sonda rotativa (Figura 4.6). As partes de tal unidade e as três funções básicas executadas durante operações de perfuração rotativa são:

através de uma coluna de perfuração.-

zenagem pela coluna de perfuração e para cima através do espaço anular.

-ração.

-

conjuntos de selos na superfície (BOPs).

Figura 4.6 Sonda rotativa básica.

60

Na prática, no entanto, unidades de perfuração na região costeira e em mar aberto frequentemente são bastante diferentes em termos de tecnologia e grau de

considerações de custos e segurança, e será explicado mais detalhadamente na se-quência.

Vamos considerar agora a sonda rotativa em operação, visitando todos os elementos do sistema. O tipo de operação de plataforma primeiro a ser descrito é encontrado neste momento principalmente em áreas de baixo custo na região costei-ra. Para poços mais onerosos e mais complicados, plataformas mais antigas foram atualizadas para incluir um sistema motriz de topo e movimentação automatizada de tubulação, descrito mais adiante. Plataformas novas costumam ser construídas tendo este equipamento como padrão.

4.3.1. Brocas de perfuraçãoOs tipos de broca frequentemente usados são as cônicas e a compacta diaman-

tada policristalina, ou broca PDC (Figura 4.7).

Figura 4.7 Brocas (a) cônica e (b) PDC.

(a) (b)

Em uma broca cônica, os três cones giram e os dentes acoplados quebram ou esmagam a rocha por baixo em pequenas lascas (aparas). A ação de corte é suportada

através de esguichos localizados lateralmente à broca. Depois de algumas horas de

tornam-se inoperantes e os rolamentos desgastados. Mais adiante veremos como uma nova broca pode ser ajustada à coluna de perfuração. A broca PDC é ajustada com pastilhas diamantadas industriais, em vez de dentes de metal endurecido. Este tipo de broca é popular porque sua velocidade de penetramento (rate of penetration –


61

é muito melhor, seu tempo de vida mais longo, além de se adequar a perfurações com altas rotações por minuto (rpm), o que a torna escolha preferida para perfuração por turbina. A seleção do tipo de broca dependerá da composição e dureza da formação a ser perfurada e dos parâmetros de perfuração planejados.

Entre a broca e a superfície, onde o torque é gerado, encontramos a coluna de perfuração (Figura 4.8). Embora primariamente seja um recurso para transmissão de energia, esta coluna executa várias outras funções, e se a movermos para cima a partir da broca poderemos constatar quais são.

Os comandos de perfuração são tubos pesados, de paredes espessas. Eles mantêm a coluna de perfuração sob tensão (evitando deformação) e fornecem massa sobre a broca. Estabilizadores são adicionados à coluna de perfuração em intervalos para manter, aumentar ou diminuir o ângulo do furo. A função dos estabilizadores será

composição de fundo (bottom hole assem-bly – BHA) descrita até agora é suspensa da tubulação de perfuração, composta por longos trechos de 9,144 m de tubos de aço (juntas) parafusados sequencialmente. A coluna de perfuração é ligada à luva de petróleo colocada na extremidade inferior do conjunto de ligação da coluna de perfuração ao tornel, conjunto este também chamado de haste quadrada (kelly). Basicamente, luva de petróleo é um pequeno pedaço de tubo de conexão com roscas em ambas as extremidades. Nos casos em que

roscas do equipamento mais caro. A haste quadrada é um pedaço de tubo sextavado que se ajusta precisamente à sua bucha, que, por sua vez, está ajustada à mesa ro-tativa. Girando-se esta última, o torque é transmitido da haste quadrada para baixo pelo furo até a broca. Serão necessárias muitas voltas da mesa rotativa para girar inicialmente a broca milhares de metros abaixo do furo.

mancal se faz necessário entre ele e a haste quadrada. Este mancal é chamado de swivez . O girar da coluna de perfuração em um reservatório profundo seria o di-mensional equivalente a transmitir torque através de um canudo permanentemente

-ponentes da coluna de perfuração são feitos de aços de alta qualidade.

Após a perfuração progredir por algum tempo, um novo pedaço de tubo de perfuração deverá ser adicionado à coluna de perfuração (observar Figura 4.8). Al-ternativamente, a broca poderá precisar ser substituída ou a coluna de perfuração

conectado à catarina. Este último se move para cima e para baixo através de um cabo de aço enrolado através do cavalete porta-polia em um tambor (guincho da sonda). O guincho da sonda, ajustado com grandes freios, move toda a célula de perfuração para cima e para baixo conforme necessário. A torre, ou mastro, fornece o suporte estrutural global para as operações descritas.

62

Figura 4.8 A coluna de perfuração (visão esquemática).

Por várias razões, tais como troca da broca ou do conjunto de perfuração, a coluna de perfuração poderá ter de ser trazida à superfície. É prática normal puxar

empilhá-lo no mastro, em vez de separar todos os trechos. O procedimento de sair do furo (procedure of pulling out of hole – POOH) e entrar novamente é chamado de viagem redonda da coluna, ou simplesmente manobra.

O sistema até agora descrito tem estado em operação por muitas décadas. Há várias desvantagens aparentes:

resulta em períodos mais longos de abertura do furo, bem como de perfuração

-

poços.-

dade moderna móvel de perfuração em mar aberto (modern mobile offshore drilling unit – MODU). Por isso, qualquer ganho de tempo constitui potencial considerável para redução de custos. Isto, associado ao desejo de superar as metas de segurança de operações de perfuração, tem conduzido a automatização de plataformas de alta


63

tópicos seguintes.

4.3.2. Sistemas motrizes de topoEm vez de haver mesa rotativa no piso da plataforma, o mecanismo motriz

para a coluna de perfuração é montado em trilhos e se move para cima e para baixo dentro da torre de perfuração. Isto possibilita perfuração em segmentos de 27,432

processo de perfuração conduzido de modo mais contínuo também resultará em me-lhores condições de furo e velocidades mais altas de penetração. As plataformas mais

de perfuração – uma perfurando o poço e a outra usada para pré-montar colunas de perfuração ao mesmo tempo (Figura 4.9).

4.3.3. Movimentação automatizada de tubulaçãoO trabalho manual no piso da plataforma vem sendo amplamente substituído

por um sistema hidráulico que coleta o tubo da prateleira, transporta-o para o piso da plataforma e o insere dentro da coluna de perfuração. O processo é controlado pela equipe de uma estação de trabalho chamada manejo da plataforma, cuja sala de controle situa-se ao lado do piso da plataforma (Figura 4.10).

Anteriormente, ao descrever a ação cortante da broca de perfuração, aprende-lama (de perfuração). A lama resfria a broca e

também remove as aparas, levando-as para cima do espaço anular, para fora do tubo de perfuração. Na superfície, a lama passa por muitas peneiras móveis, as peneiras oscilantespassam através das peneiras são então removidas por desareeiros (ou centrífugas de areia) e desenlameadores (ou centrífugas sedimentares), estes usando hidrociclones.

A lama de perfuração, uma vez limpa, é transferida para tanques de lama, grandes unidades de armazenamento e tratamento. De lá, uma bomba poderosa traz a lama para cima através de uma tubulação (coluna de equilíbrio) e de uma mangueira conectada ao swivez (mangueira rotativa), forçando-a para baixo dentro do furo da coluna de perfuração. Eventualmente, a lama limpa sairá de novo através dos esguichos da broca.

isto se torna clara se considerarmos as propriedades esperadas.

64

Figura 4.9 Sistema motriz de topo.

Figura 4.10 Equipe da plataforma controlando o sistema de movimento automático de tubulação visível fora da sala de controle.

Uma certa viscosidade

Caso a circulação da lama seja interrompida, por exemplo, para se trocar a broca, a lama deverá formar gel (suspensão de sólidos) e qualquer material nela suspenso permanecer em suspensão para evitar sedimentação no fundo do furo. É preciso que a lama seja estável sob altas temperaturas e pressões, bem como nas condições de


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superfície. Produtos químicos da lama não deverão ser removidos pelo processo de

-

forma permanente a zona do reservatório. Por último, mas não menos importante,

quantidades, devem ser ambientalmente favoráveis e de baixo custo!

denominados lamas à base de água (water-based muds – WBM). Outro sistema empregado com frequência é lama à base de óleo (oil-based mud – OBM). As van-

Costumava-se usar óleo diesel para a preparação da lama à base de óleo. Durante as operações, grandes quantidades de aparas contaminadas eram anteriormente descartadas no solo oceânico. Esta prática não é mais considerada aceitável do

perigoso estiver contido nas aparas, será necessário um sistema de malha fechada

costeira ou reinjetados como suspensão (de partículas sólidas em líquido) em uma formação adequada. Novas composições e sistemas de lama estão continuamente

, que rivalizam em desempenho com a lama à base de óleo, mas são ambientalmente corretos (por exemplo, lama sintética à base de óleo).

Figura 4.11 Sistema de circulação de lama.

66

de perfuração, operações de registro de lama e os danos potenciais à produtividade do poço causados por invasão de lama à formação.

Um aspecto importante de segurança em qualquer plataforma moderna é o BOP. Como já discutido, um dos objetivos da lama de perfuração é fornecer uma cabeça

-ções permeáveis. Por várias razões, no entanto (consultar tópico 4.7), o poço poderá apresentar kickdo poço, perturbando o equilíbrio do sistema, empurrando lama para fora do furo e expondo a parte superior do furo e equipamentos às mais altas pressões da subsuper-fície profunda. Se isto não for controlado, pode levar a um blowout (erupção), situação

para fechar o espaço anular entre o tubo e o furo através do qual a lama normal-

estrangulamento controlável, ou válvula ajustável, que possibilita que a equipe de perfuração controle a pressão que alcança a superfície e siga os passos necessários para “paralisar” o poço, isto é, restaurando um sistema em equilíbrio. A Figura 4.12 mostra um conjunto típico de BOP. O dispositivo anular para evitar blowout tem um

Figura 4.12 Dispositivo para evitar estouro.


67

hermético em torno de qualquer tamanho de tubo no furo. Dispositivos evitadores de blowout, do tipo gaveta, prendem o tubo com gavetas de tubo de aço revestidas de borracha, bloqueiam o furo com gavetas cegas quando nenhum tubo está no lugar, ou cortam o tubo com poderosas gavetas hidráulicas cisalhantes para vedar o furo.

Koomy.Toda atividade de perfuração será realizada pela equipe de perfuração que cos-

tuma trabalhar em turnos de 8 ou 12 horas. O perfurador e o perfurador assistente manejarão os controles de perfuração no piso da plataforma, de onde a instrumentação

Operações de perfuração que empreguem um sistema de medição enquanto

parâmetros de formação, a pressão de fundo e dados direcionais em tempo real.Além das equipes de perfuração, as operações de perfuração requerem muitos

especialistas em engenharia de lama, registro, pesca etc., sem se esquecer das equipes de manutenção, cozinheiros e pessoal de limpeza. É comum haver de 40 a 90 pessoas no assentamento, dependendo do tipo de plataforma e da localização. A operação é

4.4. Preparação do assentamento

deverão ser tomadas. Uma delas são em que lugar assentar a locação de perfuração relativa ao alvo de subsuperfície e qual tipo de plataforma usar.

No caso de não terem sido realizadas atividades de perfuração recentemente na área, um estudo de impacto ambiental (EIA) costuma ser realizado como um primeiro passo. Um EIA geralmente é empreendido para:

O EIA pode ter de incluir aspectos como:

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Este estudo constitui peça importante, e muitas vezes constitui-se em passo decisivo do projeto de perfuração. Em áreas novas, os dados ambientais requeridos podem não estar disponíveis. A coleta de dados pode se estender por várias estações do ano até que se possa obter parâmetros como correntes, rotas de migração, habitats de criação ou padrões do tempo.

4.4.1. Assentamentos na região costeiraUm levantamento de assentamento deve ser concluído, pois será a base pela qual

de suporte do solo no local previsto, rotas de acesso possíveis, restrições de superfí-

suprimentos de água. O levantamento possibilitará a preparação adequada da futura locação. Por exemplo, se na região costeira em área pantanosa o solo precisará ser coberto com bases de suporte.

O tamanho do assentamento da plataforma dependerá de requisitos operacionais e possíveis restrições impostas pela locação, e será determinado por:

-

-

Uma plataforma em terra pode pesar mais de 200t, e, neste caso, transportada em cargas menores para ser montada no assentamento.

Antes da movimentação da plataforma e de todo o equipamento auxiliar, o as-

deve ser coberta com revestimento plástico e ter instalado um sistema fechado de drenagem, para proteção contra possíveis derramamentos de hidrocarbonetos ou de produtos químicos. O gerenciamento do assentamento deve assegurar que qualquer poluente seja trapeado e apropriadamente descartado.

Caso o pessoal de perfuração e de serviços requeira acomodações no assentamento dos poços, será necessário construir um alojamento, que, por razões de segurança, deverá se localizar a certa distância da plataforma de perfuração, consistindo de vários


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tipos de cabines portáteis. Para o alojamento, serão necessários aterros de resíduos, estradas de acesso, estacionamento e fornecimento de água potável.

4.4.2. Assentamentos em mar abertoOs requisitos do levantamento dependerão do tipo da plataforma e da extensão

de jaqueta de perfuração.

locação planejada. Os levantamentos podem incluir:: com o emprego de ecossom de alta resolução

e elaboração de imagem por sonar com varredura lateral tem-se uma imagem precisa do fundo do mar. A técnica possibilita ao interpretador reconhecer aspectos como tubulações, recifes e destroços. Se for considerada particu-larmente uma plataforma autoelevatória, será requerido um mapa preciso das obstruções para posicionar com segurança as pernas da autoelevatória. Algumas vezes, um levantamento deste tipo revelará estruturas geológicas de aspectos tipo cratera (pock marks, ou seja, depressões circulares no fun-do do mar), que são bastante comuns em muitas áreas. Essas estruturas geológicas são resultado do escape de gás de estratos mais profundos para a superfície, e podem indicar perigo a partir de acumulações de gás raso.

sísmicos visando à seção do reservatório, os parâmetros de obtenção de levan-tamentos em águas rasas são selecionados para fornecer máxima resolução nas camadas sedimentares próximas à superfície (por exemplo, nos 800 m superiores). O objetivo é constatar indicações de bolsões de gás rasos ou zo-nas de água. O gás pode ser trapeado em lentes de areia, camadas de areia entremeadas por lama, próximo à superfície, e entrar no furo de sondagem (poço não revestido) se penetrando pela broca de perfuração, resultando em situação de estouro potencial. Chaminés de gás são estruturas geológicas de escape de grande escala, onde o vazamento de um reservatório tenha criado uma zona carregada de gás na sobrecarga. Se forem penetradas zonas de

a capacidade do mancal de carga da pilha da tubulação de esteio.: onde estruturas planejadas requeiram suporte de

solo, por exemplo, jaquetas de perfuração ou plataformas autoelevatórias, a capacidade do mancal de carga terá de ser avaliada (exatamente como em uma locação em terra). Geralmente, uma série de testemunhos rasos é tomada para obtenção de amostra das camadas sedimentares objetivando a investigação em um laboratório.

Em particular para plataformas autoelevatórias, levantamentos de assen-tamento podem ter de ser realizados antes de cada reemprego para assegurar

(depressões no solo oceânico deixadas pelas pernas da autoelevatória em um trabalho anterior).

70

4.5. Técnicas de perfuraçãoSe considerarmos uma trajetória de poço desde a superfície até a profundidade

total, é útil olhar separadamente para a seção rasa e a intermediária, bem como para os intervalos do reservatório. A seção rasa, geralmente referida como furo superior, consiste de sedimentos pouco consolidados, por isso a força da formação é baixa e parâmetros e equipamentos de perfuração têm de ser selecionados em conformidade.

A seção do reservatório é mais consolidada e constitui o principal objetivo para o qual o poço esteja sendo perfurado, por isso o processo de perfuração tem de asse-

4.5.1. Perfuração de furo superiorPara a primeira de todas as seções do furo de sondagem, é necessária uma base

a partir da qual se comece a perfurar. Tratando-se de locação em terra, isto será um

antes de a plataforma se movimentar. O porão acomodará mais tarde a “árvore de

tenha sido concluído e a plataforma movida para fora da locação (Figura 4.13).Conforme acontece na indústria de construção civil, o empilhamento da tu-

bulação de esteio é feito deixando-se cair massas no tubo ou usando um martelo hidráulico até que não ocorra nenhuma penetração adicional. Em ambiente de mar aberto, a tubulação de esteio é empilhada (por exemplo, em uma plataforma) ou um furo de grande diâmetro é realmente perfurado, dentro do qual a tubulação de esteio é descida e cimentada. Uma vez que a broca de perfuração tenha perfurado abaixo da tubulação de esteio, diz-se que o poço foi descascado, ou inicialmente perfurado.

O furo de topo será perfurado normalmente com broca de diâmetro grande

predominantemente formações macias. Como resultado do diâmetro do furo e da alta velocidade de penetração, quantidades vastas de formação perfurada terão

será diminuído para possibilitar a remoção adequada de aparas (ou cascalhos) e o condicionamento de lama. Em alguns casos, o problema será aliviado primeiro

mais tarde, reperfurando-se a seção até o tamanho requerido usando um abridor de furo. Este é essencialmente uma broca perfuradora de diâmetro maior, acima da broca de menor diâmetro. Abridores de furo também são usados se houver neces-

registro detalhado das formações geológicas perfuradas, não é projetada para diâmetros superiores a 4,34848 m) e se requerida perfuração direcional precisa.

-ronamento do furo e proteger aquíferos rasos.


71

Figura 4.13 Porão com árvore de produção em uma locação de terra.

4.5.2. Seção intermediária e do reservatórioEntre o furo de topo e a seção do reservatório, na maioria dos casos, será preciso

perfurar uma seção intermediária, que consiste de rochas mais consolidadas do que o

neste intervalo para alcançar o alvo de subsuperfície, e partidas laterais a partir de coordenadas de superfície podem atingir vários quilômetros. A massa de lama de perfuração tem de ser determinada com base na previsão de pressão de poros (a partir de dados sísmicos, ou medidos de poços de afastamento). A pressão exercida pela coluna de lama tem de exceder a pressão de formação, de modo que mantenha um desequilíbrio maior e previna o furo quanto a desmoronamento, mas deve ser inferior à pressão de fratura da formação (Figura 4.14). Caso a força de formação seja excedida, pode ocorrer fratura, resultando em perdas de lama e danos de formação. A

geomecânica. Surgem

do furo de sondagem, mostrarem variações consideráveis dependendo do ângulo e

diferença entre gradientes de fratura e de desmoronamento sob desvio elevado pode requerer uma revisão da trajetória do poço inicialmente planejada através da seção

Um revestimento intermediário costuma ser estabelecido acima do reservatório

do furo de sondagem acima da zona objetiva. Em campos maduros onde a produção tem sido contínua por muitos anos, o reservatório pode apresentar pressões de esgo-tamento consideravelmente inferiores às das zonas hidrostaticamente pressurizadas acima. Operações de revestimento e cimentação são abordadas no tópico 4.6.

72

Figura 4.14 O envelope de massa de lama de perfuração deve estar entre os gradientes de pressão de poros e de fratura.

Figura 4.15 Exemplo de interação entre massa de lama e estabilidade de furo de sondagem.


73

Antes de prosseguir examinando os aspectos de perfuração através do reserva-tório, vale lembrar que este é o objetivo principal do poço e um ativo futuro muito

a produção pode ser retardada ou totalmente perdida. Em poços de exploração, as

das perspectivas se o furo não estiver em bitola, necessitando desviar-se ou mesmo proceder à perfuração de um poço adicional. Por outro lado, é possível melhorar a produtividade e o valor de informações do poço selecionando-se cuidadosamente a tecnologia apropriada e as práticas.

Em algumas áreas, como a parte central do Mar do Norte, Canadá, em mar aberto, na Califórnia, região costeira, estão presentes acumulações de alta pressão e alta temperatura (high pressure high temperature – HPHT). Os poços podem encon-trar temperaturas de reservatório que excedem 190oC (370oF) e pressões acima de

eletrônicos e elastômetros de vedação são componentes que devem ser especialmente desenvolvidos levando-se em conta estas condições extremas.

4.5.3. Perfuração direcionalPerfuração direcional costuma ser feita usando-se um sistema direcionável

giratórioconjunto próximo à broca.Um conjunto de pequenos suportes (atuadores) de estabili-zador rotativo controlado eletronicamente exerce uma contínua força direcional sobre um eixo motriz que orienta a broca de perfuração na direção desejada. A coluna de perfuração é girada ao mesmo tempo, possibilitando a limpeza do furo. Uma unidade de controle próxima à broca assegura que o ângulo do furo não seja aumentado nem

na coluna de perfuração próximo à broca, permitindo uma otimização contínua da trajetória do poço.

Turbinas e motores de lama também são usados para perfuração direcional. O movimento rotativo da coluna de perfuração é restrito às seções do motor ou

ou sendo girado a uma velocidade inferior para assegurar a limpeza do furo. No exemplo de turbina mostrado na Figura 4.17, a lama é bombeada entre as seções do rotor e do estator, induzindo um movimento rotativo transmitido para a broca de perfuração. Motores e turbinas estão sendo substituídos pelo sistema direcio-nável rotativo por razões operacionais e de custo. O uso de motores e turbinas segue cada vez mais limitado a aplicações do tipo dar início ao tratamento de um desvio ou onde seja requerida uma mudança marcante de ângulo em um poço horizontal de raio pequeno.

74

Figura 4.16 Sistema direcionável rotativo.

Avanços em perfuração e tecnologia de completação em poços possibilitam hoje a construção de poços complexos ao longo de trajetórias tridimensionais (3D). Além de poços verticais, a perfuração direcional nos possibilita construir, manter ou diminuir o ângulo de furo e fazer girar a broca de perfuração em diferentes direções. Assim, somos capazes de otimizar o curso do poço no que se refere à qualidade de reservatório,

poderá ser requerida e seguida por causa de restrições na superfície (por exemplo, áreas construídas) ou na subsuperfície (por exemplo, gás em águas rasas, falhas de formação [ou falhamentos], reservatórios lenticulares).

Figura 4.17 Turbina de lama.


75

A direção do poço é sustentada pelos estabilizadores que formam parte da coluna de perfuração. As lâminas podem ser ativadas e desativadas da superfície de acordo com o ângulo, se será mantido, aumentado ou diminuído (Figura 4.18).

Ângulos de desvio elevado (acima de 60º) poderão causar excessivo arraste ou torque enquanto se perfura, e também tornarão difícil o trabalho posterior no poço com ferramentas de cabos de trabalho comuns.

Figura 4.18 Tipos de conjuntos para perfuração direcional.

4.5.4. Perfuração horizontal-

rio, um poço horizontal poderá fornecer a trajetória ótima. A Figura 4.19 mostra os tipos de poços horizontais sendo perfurados. A taxa de ganho de inclinação de ângulo constitui a principal distinção sob o ponto de vista de perfuração. Poços de raio médio

equipamento bastante comum. O alvo de perfuração horizontal pode ser controlado dentro de uma janela vertical inferior a 2 m.

O sucesso de poços horizontais dependia em grande parte do desenvolvimento de ferramentas que transmitissem a posição de subsuperfície da broca de perfuração, em tempo real, para o piso de perfuração. Melhoramentos nesta tecnologia aprimoraram muito a precisão com a qual trajetórias de poços podem ser miradas como alvo. A medição durante a perfuração (measurement while drilling – MWD) é conseguida pela inserção de uma sonda dentro da célula de perfuração, próximo à broca. Fornecendo inicialmente somente dados direcionais, as ferramentas têm sido aperfeiçoadas até

Muitos reservatórios caracterizam-se por mudanças laterais acentuadas em qualidade de reservatório, correspondendo a variações em litologia. Ferramentas

76

Figura 4.19 Raios de poços horizontais.

de computação agora comercialmente disponíveis possibilitam a modelagem de

um conjunto de dados das formações a serem perfuradas foi obtido em poços ante-

comparada com a assinatura correspondente coletada pela ferramenta. Assim, em teoria, é possível direcionar a broca para as partes de alta qualidade do reservatório. Medições de resistividade habilitam o perfurador a dirigir a broca para cima do con-tato hidrocarboneto-água (HCWC), uma técnica usada, por exemplo, para produzir

geodirecionamento, estão cada vez mais sendo aplicadas para otimização de desenvolvimento de campo. O geodirecionamento também conta com a disponibilidade de dados sísmicos de alta qualidade e, possivelmente, amostragem paleontológica pormenorizada.

4.5.5. Poços multilaterais

torna-se opção atrativa nos seguintes casos:-

exposta ao poço (Figura 4.20)

de permeabilidade.Enquanto a perfuração e, em particular, a completação em poço (consultar Capí-

tulo 10) são mais complexas, poços multilaterais apresentam a vantagem de apenas requerer um furo de sondagem partindo da superfície. Se não houver tubulações de esteio de reserva na plataforma, esta será uma opção atrativa. Em campos maduros os multilaterais frequentemente são mais adequados para drenar bolsões de hidrocar-


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Figura 4.20 Modelo de poço multilateral para aumentar o contato de reservatório.

bonetos remanescentes. Em desenvolvimentos suboceânicos, os multilaterais podem oferecer substancial vantagem de custo sobre os poços convencionais.

Para começar a perfuração de cada ramo, utiliza-se um sistema direcional rotativo, ou chicote. Este é uma cunha de aço recurvado que é inserida no furo de sondagem, forçando o conjunto de perfuração ao azimute planejado (Figura 4.21).

4.5.6. Perfuração de alcance estendido-

mento horizontal de pelo menos o dobro da profundidade vertical. Usando-se a tecno-

profundidade vertical) superior a 4.Poços de perfuração de alcance estendido (extended reach drilling

A perfuração de alcance estendido será considerada:

requeridas.-

tal expõem a coluna de perfuração a arraste e torque extremos. A limpeza do furo (remoção de aparas) e a cimentação de revestimento são mais difíceis por causa do efeito aumentado das forças de gravidade em comparação com os poços de ângulo

78

equipadas se comparados aos poços comuns, além do que consomem mais tempo para perfuração. Sistemas motrizes de topo são rotineiramente empregados em combinação com os direcionáveis rotativos.

Os custos são várias vezes maiores do que os de poços convencionais, o que não é de surpreender. Entretanto, o aspecto econômico global do projeto poderá favorecer

British Petroleum (BP) desenvolveu a parte em mar aberto do campo petrolífero

uma locação na região costeira. Os poços tiveram como alvo o reservatório a uma

(Figura 4.22). A alternativa era construir uma locação de perfuração em uma ilha

salvou considerável montante de recursos e antecipou o primeiro óleo por vários anos.

Figura 4.21 Iniciando com um chicote.

Figura 4.22 Perfuração de alcance estendido (empresa BP, campo petrolífero Wytch Farm).


79

O desenvolvimento suboceânico por satélite, na região costeira, é uma alternativa

4.5.7 Perfuração de diâmetro reduzidoDurante muitos anos a indústria de mineração tem usado a perfuração de

diâmetro reduzido. Nos últimos anos, a indústria petrolífera vem desenvolvendo

apresenta potencial para perfurar poços a custo muito reduzido (estimativas variam de 40% a 60%). As reduções de custo resultam de várias fontes, como:

Uma plataforma de furo reduzido pesa cerca de um quinto de uma plataforma convencional, e seu pequeno tamanho pode abrir novas fronteiras, tornando econômica a exploração em áreas ambientalmente sensíveis ou inacessíveis.

A tabela abaixo salienta o potencial de poços de furo reduzido:

Tipo de plataforma Convencional Furo reduzido

Diâmetro de furo (cm) 21,59 (8,5 in) 7,62–15,24 (3–6 in)

Massa da coluna de perfuração (t) 40 5–7

Massa da plataforma (t) 80 10

Área do assentamento de perfuração (%) 100 25

Potência instalada (kW) 350 70–100

Capacidade do tanque de lama (barris) 500 30

Volume do furo (barris/1. 000 pés) 60 6–12

Tamanho da equipe (quantidade de pessoas) 25–30 12–15

O volume de furo extremamente diminuído de poços de furo reduzido pode

atual desta tecnologia.Algumas plataformas de furo reduzido foram adaptadas a partir de unidades

empregadas por empresas exploradoras de mineração, projetadas para possibilitar tes-temunhagem contínua, em vez de quebrar a formação em aparas. Essas plataformas algumas vezes são empregadas para poços de coleta de dados em empreendimentos de exploração. São idealmente adequadas para locações remotas, já que podem ser transportadas, segmentadas, por helicóptero.

80

4.5.8 Perfuração com tubagem bobinadaEmergiu como alternativa viável uma versão especial de perfuração de furo

reduzido: perfuração com tubagem bobinada (coiled tubing drilling – CTD) (Figura 4.23). Enquanto as operações comuns de perfuração são realizadas usando juntas de tubos de perfuração, a CTD emprega tubular sem costura feita de aço de alto grau. O diâmetro varia de 340,36 a 792,48 cm (1 e 3 in). Em vez de ser segmentada, a coluna de perfuração é bobinada em um tambor de grande diâmetro.

As vantagens da CTD são várias:

--balanceada, resultando em mais altas velocidades de penetração e reduzido

como uma coluna de produção.

dos componentes da coluna de perfuração, como motores de fundo, ainda está sendo melhorada. Atualmente, o custo de construção de uma nova plataforma personalizada CTD limita a aplicação mais ampla desta tecnologia.

Figura 4.23 Unidade de perfuração com tubagem bobinada.

4.6. Revestimento e cimentação-

ríamos tentar perfurar um furo estreito ao longo de todo o percurso para baixo até aquela profundidade. Esta tentativa terminaria com o furo desmoronando em torno


81

reservatório nas formações rasas desprotegidas ou para a superfície (blowout ). Por isso, de tempos em tempos, o furo de sondagem precisa ser estabilizado, e o progresso de perfuração salvaguardado.

O projeto de revestimento começa, geralmente, com uma tubulação de esteio de 18 in), reves-

13 in) acima do reservatório, revestimento de produção de 2,43332 m (9 in) através da seção de reservatório e possivelmente

presa por um packerele não se estende por todo o percurso até a superfície, e assim economiza custos.

Juntas de revestimento estão disponíveis em diferentes gradações, dependendo

do tempo de vida do poço. Os principais critérios para seleção de revestimento são:carga de desmoronamento

carga de ruptura

carga de tensão

ocorrência de corrosão: dióxido de carbono (CO2) ou sulfeto de hidrogênio (H2

resistência de empeno: a carga exercida sobre o revestimento se estiver sob compressão.

O revestimento também carreará o blowout anteriormente descrito.

Figura 4.24 Esquema de revestimento.

82

Descida de revestimento é o processo pelo qual seções de 12,192 m (40 ft) de tubos de aço são parafusadas, juntas, no piso da plataforma e movidas para baixo dentro do furo. As duas juntas de fundo conterão uma sapata guia, tampa protetora que facilita a entrada para baixo da coluna do revestimento através do furo de sondagem.

lama for bombeado para baixo do revestimento e deslocado para cima do lado de fora

de cimento pastoso enchendo o espaço anular será mais pesada do que a lama dentro

uma segunda barreira na coluna. Este colar também captura os tampões de fundo e de topo, entre os quais o cimento pastoso será bombeado para baixo entre os dois selos de borracha (tampões). Sua função

uma precária ligação do cimento entre o furo de sondagem e o revestimento.

Figura 4.25 Princípio da cimentação de revestimento.


83

-mento pastoso é empurrado para baixo, através da sapata guia, e para cima, por fora do revestimento. Assim, o espaço anular entre o revestimento e a parede do furo de sondagem é enchido com cimento.

O sucesso de um trabalho com cimento depende parcialmente das velocidades com que o cimento pastoso preenche o espaço anular. Uma alta velocidade de bom-

turbulento, que ocasionará uma ligação melhor do que laminar, mais lento. O cimento deve ser colocado uniformemente em torno

de cada junta de revestimento. Isto se torna mais difícil quanto maior for o ângulo

de sondagem, evitando a entrada do cimento pastoso entre o revestimento e a pare-de do furo de sondagem. Para evitar esta ocorrência, são colocadas molas de aço, ou centralizadoresno furo de sondagem.

wait on cement

todos feitos de materiais facilmente perfuráveis.O processo descrito até aqui é chamado cimentação primária, cujos principais

objetivos são:

se o volume de cimento tiver sido calculado errado, se o cimento se perder dentro da

cimentação secundária, ou reparadora, é requerida. Pode ser necessário picotar o revestimento a uma dada profundidade e então bombear cimento através dos picotes.

Uma técnica similar pode também ser aplicada mais tarde na vida do poço para vedar picotes através dos quais a comunicação com a formação tenha se tornado in-

Cimentações repositoras de vedação, isto é, pode ser necessária colocação de cimento dentro do revestimento e através dos picotes antes de se desviar um poço ou durante a desativação.

A química dos cimentos pastosos é complexa. Aditivos são usados para assegurar -

nantes temperaturas e pressões de fundo, mas que se coloque em condição (enrijeça) de modo rápido o bastante para evitar perda de tempo desnecessária na perfuração da próxima seção do furo. O cimento também tem de atingir força compressiva

84

espaçador frequentemente é bombeado antes do cimento pastoso para limpar o depósito de sólidos, o furo de sondagem e, de tal modo, obter-se melhor pega entre a formação e o cimento.

4.7. Problemas de perfuraçãoOs equipamentos e as atividades de perfuração têm de atuar em ambientes

forçar a plataforma de perfuração e a equipe a operar em seus limites. Algumas vezes, condições operacionais não rotineiras, ou inesperadas, alcançam a capacidade total dos equipamentos, e práticas de perfuração comuns podem não ser adequadas para uma dada situação. Assim, problemas de perfuração podem ocorrer, e de fato ocorrerão.

4.7.1. Tubulação emperradaEste termo descreve uma situação em que a coluna de perfuração não consegue

como resultado de problemas mecânicos durante o próprio processo de perfuração ou devido aos parâmetros físicos e químicos da formação que está sendo perfurada. As razões mais comuns para tubulação emperrada são:

excessivos entre o furo de sondagem e a formação. Por exemplo, se a pressão da coluna de lama de perfuração estiver muito mais alta do que a da formação, a tubulação de perfuração poderá ser “su-

emperramento diferencial). Isto

por exemplo, enquanto se executa um levantamento de desvio. Métodos de prevenção incluem massas de lama de perfuração menores, acréscimo de

da coluna, adição de centralizadores ou uso de comandos de perfuração (drill collars – DCs) espiralados para minimizar o contato entre a coluna e

minerais da argila podem absorver parte da água contida na lama de perfuração. Isto fará que as argilas se avolumem, eventualmente podendo diminuir o tamanho do furo de sondagem a ponto de a broca de perfuração

por exemplo, sal de potássio, que impede o avolumamento de argilas.-

dem resultar em furos abaixo da bitola. Um exemplo de formação instável é

em torno da broca de perfuração. A prevenção é feita adicionando-se estabi-lizadores e escareadores de coluna ao conjunto de perfuração.

pode fazer que o furo desmorone ou se deforme, resultando em tubulação


85

emperrada. Algumas vezes, massas elevadas de lama podem auxiliar no retardamento da deformação do furo de sondagem.

ou direção), o movimento da coluna pode resultar em um corte chanfrado na

ranhura (Figura 4.26). A melhor pre-venção é evitar-se patas de cão e usar frequente escareamento, inserção de estabilizadores no topo dos comandos de perfuração (DCs) ou inserção de limpadores de ranhura na coluna (escareadores de coluna).

Em muitos casos, o ponto em que a tubulação emperra pode ser determinado

de gabarito original que funciona em cabos de trabalho no interior da tubulação de perfuração que medirá as deformações, respectivamente, axial e angular.

Uma estimativa inicial de onde a coluna está emperrada pode ser calculada aplicando-se tração na coluna de perfuração em excesso da massa da coluna de per-furação e medindo-se o curso observado no tubo. Esta informação pode ser usada para

Caso a coluna de fato não possa ser recuperada por sobretração, uma carga explo-siva ou química é movida para baixo, dentro da tubulação, para o topo do intervalo de emperramento, e a tubulação acima do ponto de emperramento é recuperada depois de se romper a coluna. Uma vez que os conjuntos de perfuração e a reperfuração do furo de sondagem em um desvio são dispendiosos, será feita então uma tentativa adicional para recuperar os tubulares, objetos perdidos (frequentemente chamados

descrito a seguir.

4.7.2. PescaPesca refere-se à recuperação de um objeto estranho presente no furo de son-

dagem. As operações de pesca são requeridas caso o objeto seja considerado capaz

quebradas de equipamentos. Outras causas comuns de pesca são:

importantes (por exemplo, ferramentas do piso da plataforma, partes da coluna de perfuração).

Conjuntos de furo de fundo e certos tipos de equipamentos de fundo (por exem-

fontes radioativas que podem precisar ser recobertas ou isoladas por razões legais e de segurança. Antes de se iniciar as operações de pesca, no entanto, uma avaliação

86

Figura 4.26 Desenvolvimento de ranhura (visão plana do furo).

de custo-benefício precisa ser feita para estabelecer que o tempo e os equipamentos

de se desviar o furo.-

tas de pesca é empregada.

4.7.3. Circulação perdidaDurante as operações de perfuração, grandes volumes de lama de perfuração

algumas vezes são perdidos dentro da formação. Neste caso, a circulação normal de

criando uma situação potencialmente perigosa conforme a seguir descrito. As forma-ções que podem sofrer problemas por causa da circulação perdida são:

formação altamente porosa, tosca ou esburacada que não possibilite a ela-

estrutura de carste, isto é, formação calcárea que foi erodida resultando um

fraturado;formação de pouca força na qual fraturas abertas são iniciadas por pressão de lama alta demais no furo de sondagem.

As consequências da circulação perdida dependem da gravidade das perdas, isto é, quão rapidamente a lama é perdida e se as pressões de formação na seção de poço cru são hidrostáticas ou acima disto, ou seja, pressurizadas em excesso (consultar a

uma situação potencialmente perigosa. Perdas moderadas podem ser controladas por lost circulation mate-

rial porosos formando uma camada selante em torno do furo de sondagem, prevenindo invasão adicional de lama. No entanto, pode também tamponar elementos do siste-ma de circulação de lama, por exemplo, esguichos de broca e peneiras oscilantes, e mais tarde prejudicar a produtividade ou a injetabilidade dos intervalos objetivos. Em casos graves, as perdas podem ser controladas por cimentação sob pressão no


87

horizonte problemático. Isto obviamente não constitui uma solução se a formação for a seção do reservatório!

Caso ocorram perdas totais súbitas em um intervalo hidrostaticamente pressuri-

para perfurar adiante sem lama de perfuração, porém usando grandes quantidades -

vez que não haja retorno de aparas à superfície, o registro de lama não será mais possível, e portanto impedindo avaliação precoce do reservatório.

Na eventualidade de uma súbita perda de lama em um intervalo contendo pres-surizações em excesso, a coluna de lama no espaço anular cairá, reduzindo assim a cabeça hidrostática em ação na formação até o ponto onde a pressão de formação exceda a pressão de lama. Fluidos de formação (óleo, gás, água) podem agora entrar no furo de sondagem e se movimentar para cima. Neste processo, o gás se expande consideravelmente, já que perde sua pressão inicial pela redução da cabeça hidrostá-tica acima da bolha de gás. A última linha de defesa existente é o BOP. Entretanto,

1. Esgotamento da formação (desenvolvimento de fratura) em uma região

profunda para a mais rasa (estouro interno).2. Esgotamento da formação e subsequente liquefação dos estratos próximos

à superfície e começo de craterização abaixo da plataforma. Isto resulta em um estouro de superfície.

Perfurando-se através de formações normalmente pressurizadas, a massa de lama no poço será controlada para manter uma pressão maior do que a de formação,

dentro da formação, reduzindo a velocidade de perfuração e causando o emperramento

uma situação instável, possivelmente levando a um estouro. Por isso é importante

Ao se perfurar uma formação pressurizada em excesso, a massa de lama deve ser -

para isolar a formação normalmente pressurizada atrás do revestimento antes de se perfurar dentro da formação pressurizada em excesso. A previsão de pressurizações em excesso, portanto, é importante no projeto de poços.

88

De modo semelhante, ao se perfurar em uma formação subpressurizada, a massa de lama deve ser reduzida para evitar excessivas perdas na formação. Novamente, pode ser necessário estabelecer um revestimento antes de perfurar em subpressu-rizações.

Deve ser empreendido esforço considerável para prever o começo de pressuri-

leituras de gás, tendências de porosidade-profundidade, velocidade de penetração

-gem, o perfurador notará um aumento no volume total de lama. Outras indicações, como um súbito aumento na velocidade de penetração e um decréscimo na pressão

no furo de sondagem. Uma vez que o BOP esteja fechado, pode ser calculado o novo gradiente de lama requerido para restaurar o equilíbrio do sistema. A lama mais pesada será então circulada internamente através da coluna de perfuração e a lama

ajustável. Estando restaurado o diferencial de pressão, o BOP pode ser novamente aberto, dando continuidade às operações de perfuração.

4.8. Custos e contratosOs reais custos de poço são divididos em:

custos diáriosdespesas gerais: escritórios, salários, pensões, cuidados de saúde, viagens.

é conhecido como custo de mobilização. Uma carga semelhante abrange despesas

particular, chamada custo de desmobilização

Os custos atuais de um poço apresentam variações consideráveis e dependem de muitos fatores, por exemplo:


89

4.8.1. ContratosA maioria das empresas contrata um empreiteiro (contratante) de perfuração

para fornecer equipamentos e pessoal, em vez de ter suas próprias plataformas e equipes. São três os motivos:

-

-

e barato do que uma empresa que realize operações de perfuração como atividade não principal.

Um delicado procedimento costuma ser realizado antes de um contrato ser ou-torgado. Assim, muitas empresas do setor são convidadas a participar de licitações

-ção peculiar aos níveis de segurança alcançados. Vários tipos de contrato são usados.

4.8.1.1. Contrato de obra completa (turnkey)Este tipo de contrato requer que o operador pague, mediante a completação

e mão de obra, bem como lidará, de forma independente, com as operações de

perfurar de modo mais rápido e barato possível. O contratante, portanto, deve ga-rantir um mensurável padrão de qualidade previamente acertado para cada poço.

abaixo do padrão seja entregue.

4.8.1.2. Contrato pelo comprimento, medido em pés (footage)O contratante será pago pelo comprimento, medido em pés, completado. Embora

completa estão envolvidos. Este tipo de contrato é frequentemente usado para a seção acima do reservatório prospectivo, onde as condições do furo são menos cruciais sob o ponto de vista de avaliação ou de produção.

4.8.1.3. Contrato de incentivoEste método de executar operações de perfuração tem sido aplicado com sucesso

nos últimos anos, e resultado em economia considerável nos custos. Diversos siste-mas estão disponíveis, geralmente oferecendo um bônus para desempenho acima da

perfurados no passado. Isto possibilita a estimativa de custos para o novo poço. O


90

contratante tem a responsabilidade total pela perfuração do poço, e as economias conseguidas são divididas entre a empresa e o contratante.

4.8.1.4. Contrato de taxa diáriaComo o nome mesmo indica, a empresa basicamente aluga a plataforma e a equi-

pe, numa base diária (per day). Em geral, a empresa de petróleo também gerencia a operação de perfuração e tem total controle sobre o processo de perfuração. Este tipo

o aumento da conscientização sobre os custos, os contratos de taxa diária tornaram-se menos satisfatórios para a maioria das empresas petrolíferas.

Contratos reais muitas vezes envolvem uma combinação dos tópicos anteriores. Por exemplo, um operador pode concordar em pagar taxas por comprimento, medido em pés, até certa profundidade, taxas ao dia abaixo dessa profundidade, e taxas por estar de prontidão em dias em que a plataforma está no assentamento, mas não perfurando.

4.8.1.5. Parcerias e aliançasUltimamente, uma nova modalidade de contratação surgiu e vem ganhando

rápida aceitação no setor. O conceito tornou-se conhecido como parcerias, e pode ser visto como uma progressão do contrato de incentivo. Enquanto os arranjos contratuais já descritos são restritos ao projeto de um poço isolado ou a pequena quantidade de poços nos quais o contratante é remunerado por um cliente pelo trabalho desempe-nhado, as parcerias descrevem o começo de uma interação de longo prazo entre o detentor do ativo (por exemplo, uma empresa de petróleo) e as empresas de serviços (por exemplo, o contratante de perfuração e os fornecedores de equipamentos). Isto

objetivos comuns de negócios, o compartilhamento de

de custos operacionais. Um contrato de parcerias, portanto, não apenas trata de questões mas também inclui gerenciamento de qualidade do processo de negócios,

tem substituído a prática de manter equipes separadas em escritórios do contratante e do operador essencialmente desempenhando as mesmas tarefas.

O setor está cada vez mais reconhecendo o valor de contratantes e empresas de serviços na melhoria das suas capacidades, cada uma em sua área de atuação, através de alianças, isto é, de um empreendimento conjunto (joint venture) para um ou muitos projetos. Um contratante principal, por exemplo, uma empresa de perfu-ração, pode formar alianças com muitos subcontratantes para ser capaz de abranger um espectro maior de atividades, como completações, reparos e intervenções de poços.

LICENCIAMENTO, SEGURANÇA E O MEIO AMBIENTE

Introdução e aplicação: segurança e meio ambiente tornaram-se elementos impor-tantes em todas as etapas do ciclo de vida do campo, e envolvem todas as funções técnicas e de suporte em uma empresa de petróleo. O acidente de Piper Alpha, no Mar do Norte, em 1988, desencadeou mudança importante no que diz respeito ao gerenciamento de segurança no âmbito industrial. As empresas reconhecem que um bom gerenciamento de segurança e de meio ambiente traz benefícios econômicos e é essencial para garantia da presença no mercado a longo prazo. Os protagonis-tas, sejam eles governos, organizações não governamentais (ONGs) ou entidades

e meio ambiente) de um operador em uma base contínua.Muitas técnicas foram desenvolvidas para a gestão do impacto de operações no que tange à segurança e ao meio ambiente, e muita ciência é aplicada nestas áreas. O

nas subsequentes operações de produção, e que segurança e meio ambiente dizem respeito a todos os empregados.

5.1. Licenciamento ambientalElisabete Costa1

-

1

planejamento para emergências industriais, segurança operacional, auditoria e licenciamento ambiental,

química, petroquímica e de petróleo (upstream e downstream).


92

-to, da prevenção de poluição, e de técnicas de atenuação e controle dos seus efeitos.

sobre licenciamento ambiental dessas atividades sob o sistema jurídico brasileiro

à gestão ambiental e de segurança de suas atividades diante de eventos recentes marcantes, como o caso Montara2, na Austrália, em agosto de 2009, e principalmente o caso Macondo3

O acidente Piper Alpha4, ocorrido em julho de 1988, mudou profundamente os procedimentos operacionais, de gestão ambiental e de atendimento a emergências causadas por vazamento de óleo no mar. Vinte anos depois, o acidente Macondo pro-vocou um novo movimento de âmbito internacional, reunindo esforços e expertises,

para contribuir com o desenvolvimento econômico da população através do forneci-mento de produtos e serviços, e ao mesmo tempo proteger os recursos naturais e o equilíbrio socioambiental do planeta.

Conselho Nacional do Petróleo e da Petrobras, a quebra do monopólio, a implantação da ANP, a chegada de operadoras petrolíferas estrangeiras.

2

blowout

evacuação de todos os 69 trabalhadores da plataforma. Um incêndio na plataforma irrompeu em 1o de novembro de 2009, quando se realizava a quinta tentativa para “plugar” o vazamento de óleo e gás. A injeção de lama no poço de West Atlas conseguiu, na quinta tentativa, conter o vazamento que alimentava o incêndio, em 3 de novembro de 2009.3

blowout na plataforma de perfuração em operação no poço Macondo, seguido de incêndio e afundamento da plataforma dois dias depois, quando o poço se achava na fase de completação para abandono provisório depois de descoberta de petróleo a cerca de 5.500 m de profundidade. O acidente provocou a morte de 11 ocupantes da plataforma e dano ambiental pelo derrame de petróleo, que ocorreu por cerca de três meses.4

fogo rompeu uma linha principal que conduzia o gás de outras plataformas para a Piper Alpha. A grande

de gás se romperam, tornando o incêndio completamente fora de controle. Cento e sessenta e cinco traba-lhadores e dois integrantes da equipe de salvamento morreram. A plataforma foi totalmente destruída.

Capítulo 5 I LICENCIAMENTO, SEGURANÇA E O MEIO AMBIENTE

93

Nesse cenário de abertura do mercado de petróleo no Brasil, será apresentada

5, seguida de informações sobre os tipos e abrangência das várias licenças ambientais relacionadas a todas as fases das atividades em questão.

petróleo no Brasil.

5.1.1. O setor de petróleo no Brasil

e transporte do petróleo – nasceu com o Conselho Nacional do Petróleo, conforme autorizado pela Lei no 2.004 de 3/10/1953, e a implantação da Petrobras, em 1954,

o 9, de 9/11/1997. A Lei ordinária no 9.478, chamada Lei do Petróleo, sancionada em 6/8/1997, revogou a Lei no

concedida a empresas petrolíferas, nacionais e estrangeiras, a possibilidade de atuar em todos os elos da cadeia do petróleo no país6.

-combustíveis (ANP)7 o 2.455, de 14/1/1998, como órgão

biocombustíveis no Brasil, e que realiza licitações para a concessão de áreas ou blo-

política nacional para o setor energético do petróleo, gás natural e biocombustíveis, de acordo com a Lei do Petróleo.

O petróleo e o gás natural continuam pertencendo à União, assim como o mono-pólio de atividades relacionadas, mas as atividades deste setor podem ser objeto de

e não somente à Petrobras.

5.1.2. Gestão ambiental de E&P e P&G no Brasil5.1.2.1. Poder público brasileiro na área ambientalO Ministério do Meio Ambiente (MMA), criado em novembro de 1992, tem

como missão promover a adoção de princípios e estratégias para o conhecimento, a

5

6

7 Inicialmente, Agência Nacional do Petróleo.

94

proteção e a recuperação do meio ambiente, uso sustentável dos recursos naturais, valorização dos serviços ambientais e inserção do desenvolvimento sustentável na

-lhada, participativa e democrática, em todos os níveis e instâncias do governo e da sociedade. A Lei no 10.683, de 28 de maio de 2003, que dispõe sobre a organização

do Ministério do Meio Ambiente. O MMA conta, na sua estrutura regimental, com as autarquias do Instituto Brasileiro do Meio Ambiente e dos Recursos Naturais Renováveis (Ibama) e do Instituto Chico Mendes de Conservação da Biodiversidade (ICMBio).

O Ibama, por sua vez, tem em sua estrutura organizacional cinco diretorias,

das ações referentes ao licenciamento ambiental nos casos de competência federal. As ações de competência desta diretoria são desenvolvidas por três coordenações gerais, conforme se observa a seguir, entre elas a Coordenação Geral de Petróleo e


95

8, responsável pela avaliação dos estudos submetidos ao Ibama para o licenciamento dos respectivos projetos, atua com duas coordenações e uma unidade avançada9

5.1.2.2. A legislação ambiental no BrasilA União, é o grande legislador em matéria de proteção ambiental, e os estados e

e, em alguns casos, até as municipais devem ser aplicadas.Como disposto na Constituição Federal de 1988, artigo 225, estabeleceu-se o

direito ao meio ambiente ecologicamente equilibrado, bem de uso comum do povo e

dever de defendê-lo e preservá-lo para presentes e futuras gerações. Adicionalmen-

ou supletivamente à autoridade estadual. No entanto, os municípios, diante de sua

a política ambiental não deve se constituir em obstáculo ao desenvolvimento, mas sim em um de seus instrumentos, proporcionando a gestão racional dos recursos naturais, os quais constituem sua base material10.

“O estabelecimento da Política Nacional do Meio Ambiente – PNMA, por meio da Lei no 6.938 de 31 de agosto de 1981, tornou possível discriminar mecanismos de formulação e aplicação da política, levando-se em

8

9

10 o

-

96

concepção articulada e de aplicação descentralizada, em nível nacional, Sistema Nacional de Meio

Ambiente – SISNAMA, com a criação de órgãos estaduais e locais de controle ambiental em diversas Unidades da Federação”.

Cabe destacar alguns dos instrumentos da Política Nacional do Meio Ambiente estabelecidos pelo artigo 9o da Lei no avaliação de impactos ambientais11

licenciamento e revisão de atividades efetiva ou potencialmente poluidoras Cadas-tro Técnico Federal de Atividades e Instrumentos de Defesa Ambiental Cadastro Técnico Federal de Atividades Potencialmente Poluidoras e/ou Utilizadoras dos Recursos Ambientais.

O Licenciamento Ambiental compõe-se de uma série de atos encadeados com

ambientais permitidos (Fink et al., 2004), com regras gerais disciplinadas pelo ar-tigo 10 da Lei no o 99.274, de 6 de

grande maioria dos processos de licenciamento, conforme os termos da Resolução no 237/1997. O Ibama é responsável pelo trabalho com grandes projetos de infraes-trutura envolvendo impactos em mais de um estado e pelas atividades do setor de petróleo e gás offshore. A competência da emissão de determinada licença depende

a esfera de atuação administrativa – se federal (Ibama) ou estadual.A Resolução Conama no

Licenciamento ambiental é “procedimento administrativo pelo qual o órgão ambiental competente licencia a localização, instalação, ampliação e a operação de empreen-dimentos e atividades utilizadoras de recursos ambientais, consideradas efetiva ou potencialmente poluidoras ou daquelas que, sob qualquer forma, possam causar degradação ambiental, considerando as disposições

Licença Ambiental é “ato administrativo pelo qual o órgão ambiental competente, estabelece as condições, restrições e medidas de controle ambiental que deverão ser obedecidas pelo empreendedor, pessoa física ou jurídica, para localizar, instalar, ampliar e operar empreendimentos ou atividades utilizadoras dos recursos ambientais consideradas efetiva ou potencialmente poluidoras ou aquelas que, sob qualquer forma, possam causar degradação ambiental”.

11 A década de 1980 foi marcada pelo predomínio da ótica preventiva, por meio do estabelecimento da Avaliação de Impactos Ambientais (AIA), que pode ser caracterizada por uma avaliação sobre qualquer alteração das propriedades físicas, químicas e biológicas do meio ambiente causada por qualquer forma

Resolução Conama no 1, de 23 de janeiro de 1986, em seu artigo 1o.


97

Na Resolução Conama no

-Licença

Prévia (LP), Licença de Instalação (LI) e Licença de Operação (LO).A Lei de Crimes Ambientais, Lei no 9.605, de 12 de fevereiro de 1998, ordena que

condutas e atividades consideradas lesivas ao meio ambiente sujeitarão os infratores, pessoas físicas ou jurídicas, a sanções administrativas, independente das sanções penais e da obrigação de reparar os danos. Após sua publicação, surgiram outros di-

os 3.179/1999

5.1.2.3. O licenciamento ambiental de petróleo

Os procedimentos para o licenciamento ambiental de atividades de sísmica e -

luções Conama no o

e no 350, de 20 de agosto de 2004.A Resolução no

levantamento de dados sísmicos marítimos, além das regras gerais, deve-se obedecer ao preconizado na Resolução no 350/2004.

-

ambientais submetidos pelo empreendedor.O estudo ambiental é baseado em Termos de Referência12 (TR) emitidos pelo

Ibama, diferenciando águas rasas das profundas, e sugerindo as medidas de controle

licenciador as características do projeto a ser avaliado, como a locação pretendida

projeto, o diagnóstico ambiental da área, a avaliação dos impactos e dos riscos am-bientais estimados para a implantação daquele empreendimento naquele local, e, por

ambiental do empreendimento.

12

mínimo e a abrangência dos estudos ambientais necessários ao licenciamento da atividade pretendida.

98

Tabela 5.1 Tipos de licença e as atividades autorizadas pelas mesmas.13

Atividade Tipo de licençaEstudo ambiental aplicável

Finalidade

PERFURAÇÃO (Progra-ma Exploratório Mínimo contratado com a ANP)

Licença Prévia para perfuração – (LPper)

Relatório de Controle Ambiental (RCA)

Autoriza a atividade de perfu-ração.

PRODUÇÃO PARA PES-QUISA(Teste de Longa Duração – TLD, autorizado pela ANP)

Licença Prévia de produção para pesquisa (LPpro)

Estudo de Viabilidade Ambiental (EVA)

Autoriza a realização do Teste de Longa Duração (TLD).

SISTEMAS DE PRODUÇÃO E ESCOAMENTO(Sistema de Produção e Escoamento em novo campo ou bloco – Plano de Desenvolvimento aprovado pela ANP)

Licença de Insta-lação (LI)

Estudo de Impacto Ambiental e res-pectivo Relatório de Impacto Ambiental (EIA/RIMA)

Autoriza, após a aprovação do EIA/RIMA com a respectiva realização de Audiência Pública, a instalação de sistemas e unida-des necessárias à produção e ao escoamento.

SISTEMAS DE PRODUÇÃO E ESCOAMENTO(Áreas onde já se encontra implantada a atividade)

Licença de Insta-lação (LI)

Relatório de Avalia-ção Ambiental (RAA)

Autoriza, após a aprovação do RAA, a instalação de sistemas e unidades adicionais necessários à produção e ao escoamento.

SISTEMAS DE PRODUÇÃO E ESCOAMENTO

Licença de Opera-ção (LO)

Projeto de Controle Ambiental (PCA)

Autoriza, após o atendimento das condicionantes da LI, a aprovação do PCA, do PEI e da realização da vistoria técnica, o início da operação do empreen-dimento.

AQUISIÇÃO DE DADOS SÍSMICOS (Autorização da ANP para realização da atividade de Levanta-mento de Dados Sísmicos Marítimos, não exclusivos)


Estudo Ambiental (EA)

Autoriza, após aprovação do EA, o início da atividade de levantamento de dados sísmicos marítimos.

AQUISIÇÃO DE DADOS SÍSMICOS (Contrato de Concessão ANP do Bloco, que prevê atividades de pesquisa, compreendendo a Aquisição de Dados Sísmicos Marítimos, exclusivos)


Estudo Ambiental (EA)

Autoriza, após aprovação do EA, o início da atividade de levantamento de dados sísmicos marítimos.

13


99

5.1.2.4. Procedimentos para a obtenção de licenças ambientais

Para obter a licença, o empreendedor deverá submeter seu projeto conceitu-

procedimentos de licenciamento do órgão, passo a passo, até a conclusão do seu processo no que se refere ao deferimento da licença pleiteada.

Na esfera federal, o Ibama disponibiliza o Guia Passo a Passo do Licen-ciamento de Atividades Marítimas de Exploração e Produção de Petróleo e Gás Natural14, dirigido aos responsáveis pela implementação de empreendimentos de

a legislação ambiental prevê a aplicação do licenciamento ambiental pelo Ibama.-

larizados, devendo ser consultados previamente sobre quais sejam, ainda que

Meio Ambiente, ou setor que responda pelos processos de licenciamento ambiental -

grado a outros, como Turismo, Pesca etc. –, deverá ser procurada para maiores esclarecimentos.

sendo assim, todos os documentos referentes ao processo devem ser redigidos na

5.1.2.5. Listagem da legislação ambiental aplicável

A Tabela 5.2 apresenta uma coletânea de diplomas legais da esfera federal que

sem a pretensão de que seja completa. Algumas aplicam-se às atividades realizadas -

cisam mandatoriamente ser complementados por consulta aos respectivos estados da federação, segundo a localização do empreendimento em questão15

sobre os motivos para isso estão no tópico 5.1.2.4.

14

15 A maioria dos estados conta com sites na rede mundial de computadores, permitindo uma consulta

100

Tabela 5.2 Legislação ambiental federal aplicável às atividades de E&P de petróleo e gás.

Tipo de diploma legal Caput

Leis e decretos15 Constituição Federal de 1988, artigos 177 e 225.

Lei Federal no 6.938, de 31 de agosto de 1981, dispõe sobre a Política Nacional do Meio Ambiente, seus fins e mecanismos de formulação e aplicação.

Lei no 7.735, de 22 de fevereiro de 1989, cria o Instituto Brasileiro do Meio Ambiente e dos Recursos Naturais Renováveis – Ibama.

Decreto Regulamentador no 99.274, de 6 de agosto de 1990, regulamenta a Lei no 6.902, de 27 de abril de 1981, e a Lei no 6.938, de 31 de agosto de 1981, que dis-põem, respectivamente, sobre a criação de Estações Ecológicas e Áreas de Proteção Ambiental e sobre a Política Nacional do Meio Ambiente e dá outras providências.

Emenda Constitucional no 9, de 9 de novembro de 1995, flexibiliza o monopólio do petróleo.

Lei Federal no 9.478, de 6 de agosto de 1997, Lei do Petróleo, dispõe sobre a Política Energética e a Agência Nacional do Petróleo, define indústria do petróleo e as fases da atividade.

Lei no 9.605, de 12 de fevereiro de 1998, Lei de Crimes Ambientais, dispõe sobre as sanções penais e administrativas derivadas de condutas e atividades lesivas ao meio ambiente e dá outras providências.

Lei no 7.661, de 16 de maio de 1988, institui o Plano Nacional de Gerenciamento Costeiro, e dá outras providências.

Lei no 9.960, de 28 de janeiro de 2000, estabelece preços a serem cobrados pelo Instituto Brasileiro do Meio Ambiente e dos Recursos Naturais Renováveis – Ibama.

Lei no 9.966, de 28 de abril de 2000, Lei de Poluição das Águas/Lei do Óleo, dispõe sobre a prevenção, o controle e a fiscalização da poluição causada por lançamento de óleo e outras substâncias nocivas ou perigosas em águas sob jurisdição nacional, e dá outras providências.

Lei no 9.985, de 18 de julho de 2000, Lei do SNUC, institui o Sistema Nacional de Unidades de Conservação da Natureza, e dá outras providências.

Lei no 10.650, de 16 de abril de 2003, dispõe sobre o acesso público aos dados e informações existentes nos órgãos e entidades integrantes do Sistema Nacional de Meio Ambiente (Sisnama).

Decreto no 6.514, de 22 de julho de 2008, revoga o Decreto no 3.179/1999 e dispõe sobre as infrações e sanções administrativas ao meio ambiente, estabelece o processo administrativo federal para apuração destas infrações, e dá outras providências.

16

16 Todas as leis brasileiras estão disponíveis para consulta na área de legislação do sítio da Presidência


101

Tipo de diploma legal Caput

Resoluções Conama16 Resolução Conama no 001, de 23 de janeiro de 1986, dispõe sobre critérios básicos e diretrizes gerais para o Relatório de Impacto Ambiental – Rima.

Resolução Conama no 006, de 24 de janeiro de 1986, dispõe sobre a aprovação de modelos para publicação de requerimentos e concessões de licença

Resolução Conama no 009, de 3 de dezembro de 1987, dispõe sobre a realização de Audiência Pública.

Resolução Conama no 13, de 6 de dezembro de 1990, dispõe sobre a área circundante, num raio de 10 (dez) quilômetros, das Unidades de Conservação.

Resolução Conama no 23, de 7 de dezembro de 1994, institui procedimentos específi-cos para o licenciamento de atividades relacionadas à exploração e lavra de jazidas de combustíveis líquidos e gás natural.

Resolução Conama no 10, de 24 de outubro de 1996, regulamenta o licenciamento ambiental em praias onde ocorre a desova de tartarugas marinhas.

Resolução Conama no 237, de 19 de dezembro de 1997, regulamenta os aspectos de licenciamento ambiental estabelecidos na Política Nacional do Meio Ambiente.

Resolução Conama no 269, de 14 de setembro de 2000, regulamenta o uso de disper-santes químicos em derrames de óleo no mar.

Resolução Conama no 306, de 5 de julho de 2002, estabelece os requisitos mínimos e o termo de referência para realização de auditorias ambientais.

Resolução Conama no 350, de 6 de julho de 2004, dispõe sobre licenciamento ambien-tal específico das atividades de aquisição de dados sísmicos marítimos e em zonas de transição.

Resolução Conama no 371, de 5 de abril de 2006, estabelece diretrizes aos órgãos ambientais para o cálculo, cobrança, aplicação, aprovação e controle de gastos de re-cursos advindos de compensação ambiental, conforme a Lei no 9.985, de 18 de junho de 2000, que institui o Sistema Nacional de Unidades de Conservação da Natureza – SNUC e dá outras providências.

Resolução Conama no 398, de 12 de junho de 2008, revoga a Resolução Conama no 293/01 e dispõe sobre o conteúdo mínimo do Plano de Emergência Individual para incidentes de poluição por óleo em águas sob jurisdição nacional, originados em portos organizados, instalações portuárias, terminais, dutos, sondas terrestres, plataformas e suas instalações de apoio, refinarias, estaleiros, marinas, clubes náuticos e instalações similares, e orienta a sua elaboração.

Portarias Portaria Ibama no 166-N, de 15 de dezembro de 1998, cria o Escritório de Licencia-mento das atividades de Petróleo e Gás.

Portaria ANP no 188, de 18 de dezembro de 1998, estabelece as definições para aquisição de dados aplicados à prospecção de petróleo (alterada pela Portaria ANP no 35/1999).

17

17

102

Referências18

Proteção ambiental nas atividades de exploração e produção de petróleo – aspectos jurídicos

Direito ambientalAspectos jurídicos do licenciamento

ambiental

5.2. Cultura de segurança-

-penho em segurança deve começar com o comprometimento da administração, mas que o nível de comprometimento dos empregados

(Figura 5.1).

Figura 5.1 Desempenho em segurança e comprometimento dos empregados.

18 Referente à seção 5.1 (adaptação para a edição brasileira).


103

No ponto A, apesar do pleno comprometimento gerencial com o desempenho em -

quanto pela de seus colegas. O comprometimento dos funcionários com a segurança constitui muito mais uma atitude mental do que uma disciplina que se ensina, e pode ser acentuado através de treinamento e (menos efetivamente) por meio de planos de incentivos.

As empresas usam diferentes métodos para medir o desempenho em segurança. Padrões mundialmente aceitos são necessários para referenciar o nível do desempe-nho em segurança no setor em ampla escala. Um método que costuma ser usado é o de registro da quantidade de acidentes, ou dos incidentes com afastamento (lost time incidents – LTI). LTI é um incidente que afasta uma pessoa do trabalho por um ou mais dias. Frequência de acidentes registráveis (recordable injury frequency – RIF) é a quantidade de acidentes que demandam tratamento médico, calculada por grupo de 100 empregados.

Outra medida pode ser o custo gerado por um incidente de segurança. Muitas técnicas são aplicadas para melhorar o desempenho em segurança da empresa, como contar com manuais de procedimentos e equipamentos-padrão, treinamento de pes-soal de apoio, realização de auditorias de segurança e usar os estudos que apontam

o desempenho em segurança é criar dentro da empresa uma cultura de segurança.

segurança das operações adaptando técnicas ao projeto das instalações e aos equi-estudos de operabilidade e perigo (hazard and

operability studiesde uma operação sob condições operacionais, normais e anormais, considerando a

costuma ser aplicado a novos projetos de plataformas e à avaliação para restauração

, lançados de planos inclinados blindados

instaladas no leito oceânico e partes superiores de oleodutos, de entrada e de saída, respectivamente, projetadas para, em uma emergência, isolar a plataforma de todas as fontes

com escadarias blindadas contra calor, para possibilitar pelo menos duas vias de evasão a partir de qualquer

104

a partir dos módulos de per-

e paralisação temporária de equipamentos de processo.

o perigo na origemtransporte, em que voos

mar aberto, o engenheiro deve levar em consideração alternativas para diminuir a

operação não tripulada.Ao trabalhar esta lista, encontram-se mais abordagens inovadoras. A opção não

Capítulo 12) melhoraria a segurança do pessoal e reduziria o custo operacional. Isto

realizado com base em uma percepção de segurança.A investigação de acidentes indica que muitas vezes há causas particulares para

um acidente, e que uma série de incidentes ocorrem simultaneamente, o que acaba provocando o acidente. A Figura 5.2 é chamada “triângulo de segurança”, e mostra

base em estatísticas industriais.

Figura 5.2 O triângulo de segurança.


105

LTI é um incidente com perda de tempo, citado antes como um acidente que causa afastamento do trabalho por um ou mais dias. Um dano não LTI não resulta em tempo

ocorrência perigosa) é um incidente que não causa danos, mas que tinha potencial -

incidente ocorre, mas que potencialmente poderia ter sido causa de uma ocorrência.O triângulo de segurança mostra que há mais atos inseguros de mais alto grau

de magnitude do que LTIs e fatalidades. Uma combinação de atos inseguros frequen-

começar com a base do triângulo, tentando-se eliminar os atos inseguros. Isto, em teoria, é simples de fazer, uma vez que a maioria dos atos inseguros se origina de descuido ou falha ao seguir procedimentos. Na prática, a redução da quantidade de atos inseguros requer comprometimento pessoal e uma cultura de segurança.

5.3. Sistemas de gerenciamento de segurançaA inquirição do governo da Grã-Bretanha referente à calamidade de Piper Alpha,

de trabalho e ajudou a melhorar a segurança em mar aberto ao redor do mundo. Um dos resultados foi o desenvolvimento de um sistema de gestão de segurança método de integração de práticas de trabalho e modo de sistema de gerenciamento

contemplam as seguintes áreas (conforme recomendado pela Inquirição Cullen refe-

reavaliação sistemática do sistema.-

todos de trabalho de uma empresa. Alguns dos seus elementos descritos serão discutidos.A auditoria -

operadora. O envolvimento da força de trabalho na auditoria, no entanto, melhorará

a implementação de recomendações. Isto se revela coerente com o comprometimento dos empregados mencionado no tópico 5.2.

Os contratados desempenham muito do trabalho operacional em nome da empre-sa de petróleo, porque podem suprir as habilidades técnicas especializadas requeridas. As equipes da empresa contratada podem variar desde indivíduos até grandes grupos,

106

e suas tarefas podem durar dias ou meses. Os contratados, portanto, são o grupo

as práticas peculiares de uma instalação, considerando que se movimentam de uma

a nova locação e práticas de trabalho. Isto pode ser alcançado através de um curso de indução-treinamento de segurança.

Procedimentos de projeto são desenvolvidos com a intenção de melhorar a se-gurança dos equipamentos. As ferramentas usadas neste estágio são os estudos de operabilidade e perigo, bem como a análise quantitativa de riscos mostrado na Figura 5.3 pode ser usado.

Figura 5.3 Abordagem geral à análise quantitativa de riscos (AQR).

Neste primeiro estágio, um processo de escolha será aplicado para separar os principais perigos potenciais, e estabelecido um registro de riscos ou matriz de ris-cos

dos riscos que surjam de perigos com potencial de causar acidentes graves, com base

na decisão da engenharia e nas estatísticas de desempenhos anteriores. Onde for necessário, serão aplicadas medidas de redução de riscos até que o nível seja aceitá-

quanto razoavelmente praticável. Para que seja considerado ALARP, deve-se de-monstrar que o custo envolvido na redução do risco adicional será manifestamente

Procedimentos “Autorização de Trabalho” são desenvolvidos para assegurar que atividades sejam desempenhadas de modo sistemático. Antes de conduzir trabalho


107

vinculado o trabalho a outras autorizações de trabalhos associados ou ope-rações simultâneas (simultaneous operations

assegurado controle adequado sobre o retorno às operações normais.A investigação de acidentes mostra que a maioria deles ocorre porque procedi-

mentos não são seguidos, e isto contribui principalmente para o item que é a base do triângulo de segurança apresentado na Figura 5.2.

5.4. Meio ambientePadrões ambientais tornaram-se questão decisiva para qualquer negócio. Muitas

empresas prestam contas de seus desempenhos através de um “relatório de susten-

sistema de gestão ambiental -

impactos e riscos ambientais que possam ocorrer como resultado de suas atividades

para dar suporte à proteção ambiental e à prevenção de poluição, em equilíbrio com necessidades socioeconômicas. Uma vez que seus princípios são genéricos, a aplicação

petróleo e gás adotaram sua estrutura.A adesão a padrões ambientais não apenas é requerida para satisfazer aos

traz benefícios em futuras operações em determinada área.

projetos costuma estar condicionada ao gerenciamento ambiental aceitável.A vulnerabilidade ambiental varia consideravelmente de uma determinada área

cada dois anos, é uma área muito mais robusta do que o Mar Cáspio, que é interno.

5.4.1. Estudos de impactos ambientais (EIAs)

(Figura 5.4). Isto municiará os tomadores de decisões para determinar se uma ativi-

108

desativação e abandono.Para possibilitar objetividade das descobertas, os estudos de impactos ambientais

-

-volvimentos da terra), acordos com as ONGs locais podem ser decisivos. O processo

de conhecimento local são fatores decisivos para o sucesso.

Figura 5.4 Aplicação de um EIA.


109

Uma avaliação de impacto ambiental começa com um estudo de linha de base

aquática, da terra e das condições de solo oceânico antes de qualquer atividade. A

prévio realizado, mas pode despender, em geral, pelo menos seis meses. No entanto,

não deve ser suprimido do cronograma de planejamento.Os resultados da avaliação são documentados em uma declaração de impacto

ambientalresultantes da atividade. O relatório é um componente das informações a partir do

devida consideração sendo dada às prováveis consequências de se adotar um deter-minado rumo particular de ação, e onde for necessário, pela introdução de programas apropriados de monitoramento e mitigação.

5.4.2. O processo de estudo de impacto ambiental (EIA)

-

deve ser considerado como um processo que está em constante mutação em resposta a pressões ambientais que se alteram.

são necessários prolongados estudos de campo.

Escolha

Critérios usados incluem limiares, tamanho do projeto e sensibilidade ao meio ambiente.Propósito

eram muito abrangentes e incluíam informações sem importância efetiva.Consideração de alternativasoutras opções viáveis, incluindo locação, escalas, processos, layouts, condições operacionais e a opção de “não ação”.

110

Descrição de projetodo projetoPreparação do estudo de impacto ambiental (EIA)

-versos métodos foram desenvolvidos em relação a estudos de linha de base,

esta tarefa.Consulta e participação públicas

-mente levada em consideração no processo de tomada de decisões.Preparação de declaração de impacto ambiental (DIA) -cesso, a documentação serve para comunicar as descobertas do processo de

Revisão crítica -

Tomada de decisões no projeto envolve, em relação à autoridade relevante,

respostas às consultas), além de todas as considerações materiais.Monitoramento

averiguar a qualidade do meio ambiente impactado.Auditoria

reais e previstos, e pode ser usada para avaliar a qualidade de previsões e

5.5. Preocupações ambientais atuais

5.5.1. Emissões de gases de efeito estufa

efeito estufa liberados na atmosfera, em particular através de drenagem de gás e queima de combustíveis fósseis. O nível de CO2 na atmosfera aumentou de 280 ppm

uma elevação na temperatura global. Preocupações quanto a esta tendência têm

todo o mundo, aqui já mencionado.


111

A responsabilidade por essas realidades tem de ser assumida ao se projetar ou operar ativos de petróleo e gás, sendo preocupação tanto dos engenheiros de petróleo quanto dos engenheiros de superfície.

5.5.2. Drenagem (fuga) e combustão não útil de gásFuga de gás tem sido historicamente usada em muitas operações como um meio

d’água, outro fator contribuinte para o aquecimento global. Muito esforço vem sendo

ou, por outro lado, reinjetá-lo nos reservatórios. Alguns países, como a Noruega,

5.5.3. Sequestro de CO2

Novos projetos de gás em larga escala, como o desenvolvimento Gorgon na plata-

esquemas de sequestro de CO2de gás natural ou de gases arrastados, fruto de combustão, é injetado em formações adequadas na subsuperfície. Os benefícios são aumento na recuperação de petróleo

2sísmicos e medições de pressão para monitorar a integridade do armazenamento.

5.5.4. Emissões petróleo-em-água

alguma água junto com o petróleo. O limite atual de emissão petróleo-em-água no mar costuma ser de 40 ppm. O descarte de água oleosa ocorre em plataformas de processamento, em algumas de perfuração e em terminais petrolíferos. A qualidade da água descartada dos terminais permanece em uma área sob inspeção, especialmente

o problema de manuseio de superfície será muito reduzido. A tendência recente é de os governos desaprovar inteiramente emissões de óleo em água, forçando assim os operadores a instalar esquemas de reinjeção da água produzida (water re-injection schemes – PWRI).

5.5.5. Substâncias redutoras de ozônioO Protocolo de Montreal sobre substâncias que reduzem a camada de ozônio é

um acordo internacional projetado para proteger a camada estratosférica de ozônio.


112

metilclorofórmio (1,1,1-tricloroetano), têm de ser progressivamente eliminados. Tanto

protege o planeta de danos da radiação ultravioleta. Algumas dessas substâncias são

a gás.

5.5.6. Gestão de resíduos

sido aplicados para todos esses compostos, e efetivamente lidam com contenção,

a empresa operadora de petróleo e gás permanecerá responsável pelo processo de gestão de resíduos.

-ramamentos de petróleo e a gestão inadequada de resíduos têm levado à poluição ou danos aos seres humanos e ao ambiente. Litígios posteriores e opressão têm resultado em pesadas multas, pedidos de indenização e perda de reputação.

DESCRIÇÃO DE RESERVATÓRIOS

Introdução e aplicação: o sucesso no desenvolvimento de campos de petróleo em grande parte é determinado pelo reservatório: tamanho, complexidade, produti-

-

reservatório, os métodos principais de coleta de dados e os modos pelos quais esses

6.1. Geologia de reservatóriosIntrodução e aplicação comercial -

-vatórios de um campo:


114

-

o modelo geológico ainda é a base sobre qual o plano de desenvolvimento de campo

6.1.1. Ambiente deposicionalsedimentos

siliciclásticasrochas de carbonato

6.1.1.1. Clásticaserosão ou desgaste pela ação de

agentes atmosféricos (a seguir chamada apenas de erosão) e transportemecânica -

erosão química

A energia de transporte determina o tamanho, a forma e o grau de seleção

Água conata é aquela que

Capítulo 6 I DESCRIÇÃO DE RESERVATÓRIOS

115

Figure 6.1 Impacto da seleção na qualidade de reservatórios.

2 -

-querida para mover grandes componentes, diminuindo a probabilidade de partículas

argila

dentro do reservatório exercem controle importante na permeabilidade e na porosi-distribuição de argila

Lâminas e cortinas de argila agem como anteparos ou barreiras, verticais Argilas dispersas

-

Bioturbação

116

Figura 6.2 Tipos de distribuição de argila.

6.1.1.2. Rochas de carbonato-

in situ

-

6.1.1.3. Ambiente deposicionalAmbiente de-

posicional

--

-


117

-

-

-

forma de funil ambiente deltaico

forma de sino representam um ambiente de canal,

-

118

Tabela 6.1 Características de ambientes selecionados.

Ambiente deposicional Distribuição de reservatórios Características de produção

Deltaico (canal secundário) Canais isolados ou empilhados frequentemente com areias de granulação fina. Podem ou não estar em comunicação

Bons produtores, permeabilidades de 500 a 5000 mD (milidarcy). A comunicação insuficiente entre canais poderá requerer poços de colmatação em estágio tardio de desenvolvimento

Costeiro/ marinho raso (clástico) Barras de areia, canais de maré. Geralmente tornando-se mais grosseiros para cima. Alta taxa de abaixamento de nível resulta em reservatórios “empilhados”. Distri-buição de reservatórios dependente da ação das ondas e das marés

Produtores férteis como um resul-tado de corpos arenosos contínuos e “limpos”. Camadas de folhelhos podem acarretar barreiras verticais ao fluxo de fluido

Carbonato de águas rasas (recifes e lamas de carbonato)

Qualidade de reservatórios gover-nada por processos diagenéticos e história estrutural (fraturas)

Produção fértil a partir de carbona-tos carstificados. Possível produção de água, elevada e precoce. Sis-temas de “porosidade dual” em carbonatos fraturados. Dolomitas poderão produzir H2S

Prateleiras (clásticas) Corpos arenosos em formato de folhas resultado de tempestades ou transgressão. Areias geralmente finas, mas muito contínuas, bem selecionadas e grosseiras entre argilas marinhas

Produtividade muito alta, porém, areias de alta qualidade podem agir como “zonas ladrão” durante injeção de água ou de gás. Ação de organismos cavando sedimen-tos pode impactar a qualidade do reservatório

6.1.2. Estruturas de reservatórios-

-

composição do material, pressão de estagnação, taxa de deformação e temperatura determinam qual tipo de


119

Figura 6.3 Ambientes deposicionais, distribuição de areia e resposta de perfil GR.

o que descrevemos como falhamentonormais, inversos e de torsão.

ser reativadas falhamento lístrico

falhamento sinsedimentar),

120

Figura 6.4 Diagrama tensão-deformação para uma rocha de reservatório.

-

anticlinais revirados (rollover), -

sobrepressões

-compartimentalização de reservatórios através de

falhamentos de pequena escala pode, assim, diminuir seriamente a lucratividade de

-


121

Figura 6.5 Tipos de falhamento.

de um falha-mento -

-mancha de argila e justaposição

mancha de argila: argila mole, em geral de origem marinha, é incorporada

justaposição

122

Figura 6.6 Geometria de falhamento lístrico e resultante anticlinal revirado (rollover) (conforme Petroleum Hand-book, 1983).

cura diagenética

catáclase

não selantes

--

selo em uma escala de tempo de produção

--

conectadas, fraturas -adequadas,

mais do que rochas dúcteis ou inadequadas, -


123

Figura 6.7 Selo de falhamento como resultado de mancha de argila e justaposição.

Dobras

par de dobras consiste de anticlinal e sinclinal

6.1.3. Diagênese-

124

Figura 6.8 Reservatório fraturado.

Figura 6.9 Terminologia de dobras.

metamorfose

-

-


125

Compactação

particularmente severa em argilas que tenham porosidade muito alta, de cerca de

-

enhanced oil recovery -

-

-

Cimentação -

-

-

cura diagenética.

Dissolução e substituição.-

2

2 2 )2

126

Figura 6.10 Destruição de porosidade por cimentação.

Figura 6.11 Estabilidade química relativa de minerais de carbonato.

2+

corrosão da zona de mistura

-Carste

-sistema


127

substituição 2+ no carbonato

dolomitapode ser expresso como

+ Mg2+ )2 2+

2+

sobredolomitizada.

-

6.2. Fluidos de reservatórioIntrodução e aplicação comercial: -

hydrocarbons initially in place

stock tank oil initially in placegas initially in place

128

6.2.1. Química de hidrocarbonetoscompostos

orgânicos

-

-

mais numerosos do que os outros elementos e a base da matéria viva é a capacidade

6.2.1.1. Os alcanosA maior das séries é a dos alcanos, ou

n 2n+2


129

Figura 6.12 Exemplos de uma série de alcanos (parafinas).

os compostos

C1 metano

C2 etano

C3 propano

C4 butano

C5 pentano

C6 hexano

-

isômeros -

normalmente aparecem em petróleo bruto, e repre--

eles permanecem inalterados por longos períodos de tempo geológico, apesar de sua

130

Figura 6.13 Isômeros da série das parafinas.

6.2.1.2. As olefinas

al-quenos 2 2

-

2 2

6.2.1.3. Acetilenos-

mais longa no petróleo bruto, portanto, é de particular interesse para engenheiros


131

6.2.1.4. Estruturas cíclicas ou em anelnaftenos n 2n

arenos aromáti-cos

Figura 6.14 Estruturas cíclicas ou em anel.

-

-

-

Figura 6.15 Derivados de benzeno.

132

6.2.1.5. Componentes não hidrocarbonetos de fluidos de petróleo

-

--

sulfeto de hidrogênio 2altamente tóxico) e mercaptans

2 2bruto e requerem ligas especiais nos equipamentos da unidade industrial para

sul-fetos 2 )2mas requerem cuidadoso controle de temperatura durante o processamento para

-

2é conhecida como corrosão azeda

2

nitrogênio -

oxigênio -

Dióxido de carbono (CO2) -

2

2):

2 2


133

2 -

-2

2 -

-

-

6.2.1.6. Classificação de petróleos brutos para refino

-

destilação fracionada

6.2.2. Tipos de fluido de reservatório

razão gás/óleo

134

Figura 6.16 Destilação fracionada de petróleo bruto.

Volumes de gás Volumes de petróleo

Unidades de campo de petróleo Pés cúbicos em condições padrão (scf)

Barris de tanque de estoque (stb)

Unidades métricas Normal metros cúbicos (Nm3) Metros cúbicos de tanque de estoque (m3)

-2

o

onde oA densidade API

-


135

Tipo Gás seco Gás úmido Condensado de gás

Petróleo volátil Petróleo preto

Aparência na superfície

Gás incolor Gás incolor + algum líquido límpido

Incolor + líquido significativo límpido/cor de palha

Líquido marrom com alguma coloração verde/vermelha

Líquido viscoso preto

RGO inicial (scf/stb) Nenhum líquido >15.000 3.000–15.000 2.500–3.000 100–2.500

Graus API – 60–70 50–70 40–50 < 40

Densidade de gás (ar=1) 0,60–0,65 0,65–0,85 0,65–0,85 0,65–0,85 0,65–0,8

Composição (mol%)

C1 96,3 88,7 72,7 66,7 52,6

C2 3,0 6,0 10,0 9,0 5,0

C3 0,4 3,0 6,0 6,0 3,5

C4 0,17 1,3 2,5 3,3 1,8

C5 0,04 0,6 1,8 2,0 0,8

C6 0,02 0,2 2,0 2,0 0,9

C7+ 0,0 0,2 5,0 11,0 27,9

6.2.3. As propriedades físicas de fluidos de hidrocarbonetos6.2.3.1. Comportamento geral de fases de hidrocarbonetos

Procedimento de fases

-peratura aumenta, o ponto de ebulição se aproxima até que sua curva

136

Figura 6.17 Gráfico de fases pressão-temperatura.

ponto de orvalho

curva de pressão de vapor

ponto triplo, ponto crítico Tc) e

Pc

-

tornam indistinguíveis, e além deste ponto existe apenas um estado, costumeiramente

processo de esgotamento isotérmico -


137

Agora, usando um componente de hidrocarboneto, etano, por exemplo, conside-versus volume

-

ponto de bolha

compressibilidade

-

Figura 6.18 Pressão versus volume específico.

ponto de orvalho

envelope bifásico

138

um componente ao etano, digamos o n

n-heptano é mudada para baixo e para a direita no

mover o n

Figura 6.19 Diagrama de fases pressão-temperatura; mistura de etano e n-heptano.

nmais coincidem, e surge um envelope bifásico


139

-

-

6.2.3.2. Procedimento de fases de tipos de fluidos de reservatório-

-

-

6.2.3.3. Gás seco

cricondenterma o

140

6.2.3.4. Gás úmido

2

-

orvalho é ultrapassado, os componentes mais pesados se condensam como líquidos

-

Figura 6.20 Envelopes de fases pressão-temperatura para tipos principais de hidrocarbonetos – mostrando condi-ções iniciais relativas apenas ao envelope de fases.


141

6.2.3.5. Condensado de gás

crítica e o ponto de temperatura cricondenterma

-

em conta a reciclagem de gás

Figura 6.21 Processo de reciclagem de gás.

para um esquema de reciclagem consiste em vendas precoces de líquidos condensados

142

condensados retrógrados de gás

6.2.3.6. Petróleo volátil e petróleo pretoblack oil a temperatura inicial do reserva-

black oils libe-

-

gás em solução,

-

Black oils -

óleos de alta contração porque liberam rela-

black oils

black oil estiver acima subsaturado

no ponto de bolha, como óleo saturadopressão

de saturação

gás livredissolvido, ou gás em solução


143

6.2.3.7. Comparação dos envelopes de fases para tipos diferentes de hidrocarbonetos

--

Figura 6.22 Posições relativas de envelopes de fases.

6.2.4. Propriedades de hidrocarbonetos gasosos

PV = nRT

144

ondeUnidades de campo Unidades SI

P = pressão absoluta Psia Bara

V = volume ft3 m3

n = número de moles de gás – –

T = temperatura absoluta ºF Kelvin

R = constante universal de gases 10,73 psia ft3 8314,3 kJ/kmolK

-mento destes gases reais conhecido como fator de desvio de gás

z):

PV = znRT

z

zDensity of

natural gases Trans. AIME

6.2.4.1. Interação entre volumes de gás de subsuperfície e de superfície

Tsc) Psc

E

3 3Volume de gás em condições padrão scf / rcf ou sm / rmVolume de gás em condições de reservatório

E

z P T):

sc

sc

1 (vol / vol)T PEz T P


145

-E normalmente é da

fator de expansão de gás, E, é comu-

fator de volume de formação de Bg, que é o recíproco de E

g1(rb/sfc)

5,615B

E

6.2.4.2. Viscosidade e massa específica de gases

do gz g) pode ser

gMPzRT

onde M

a viscosidade

A viscosidade2

-

146

6.2.4.3. Propriedades de superfície de gases de hidrocarbonetosÍndice Wobbe. Wobbe index

0,5 0,5sWI

, tem uma vantagem sobre o poder

6.2.4.4. Formação de hidratos-

hidratos

-

6.2.5. Propriedades de óleos

6.2.5.1. Compressibilidade de petróleo

compressibilidade


147

1 11 d psi ou bar .dVc

V P

psi psi psi

do ponto de bolha em um reservatório de óleo, a compressibilidade do óleo é um

-

6.2.5.2. Viscosidade do óleo

-tura aumenta, porque as moléculas se distanciam umas das outras e diminuem as

a viscosidade cinemática u =

6.2.5.3. Massa específica do petróleo

o

141,15API 131,5

onde o

148

-

-

orcBo = o + Rs g

onde orc ), Bo), o

), Rs g

6.2.5.4. Fator de volume de formação de óleo e razão de solução gás/óleo

Pb -

solução Rsde bolha, Rs Rsi), mas quando

RsRsi – Rs

-


149

fator de volume de formação de Bo

Boi -

de Boiblack oil

produção Rp Rs

libera Rs

-

cobertura secundária de gás.Rp Rs

RpRs

Gás livre é aquele exis-

6.2.6. Amostragem de fluido e análise de PVT

Rs e Bo – e as

-

150

Figura 6.23 RGO de solução e fator de volume de formação versus pressão.

Amostras subsuperficiais

técnicas de amostragem se


151

6.2.6.1. Amostras de subsuperfície

P

Rsi -

-

Figura 6.24 Coletor de amostras de subsuperfície (segundo Dake, 1978).

A amostragem de reservatórios saturados com esta técnica requer cuidado espe-cial quando se tenta obter uma amostra representativa, e em qualquer caso quando

-

Amostras coletadas dos testadores de pressão de formação formation pressure testers -

152

6.2.6.2. Amostras de superfície

amostra recombinada

-

de qualidade na técnica de amostragem é que o ponto de bolha da amostra líquida

-

P Pb

6.2.6.3. Análise de PVT

-PVT, Bo, Rs e Bg

2

, -

2 PVT, consulte o livro Fundamentals of Reservoir Engineering,


153

-

6.2.7. Propriedades de água de formação

-

6.2.7.1. Massa específica de água e fator de volume de formação (Bw)

-

154

Tabela 6.2 Tabela de PVT para entrada à simulação de reservatório.

Pressão (psia) Bo (rb/stb) Bg (rb/Mscf) Rs (scf/stb) μo (cP) μg (cP)

6.500 1,142 0,580 213 1,41 0,0333

6.000 1,144 0,609 213 1,32 0,0317

5.000 1,150 0,670 213 1,18 0,0282

4.000 1,158 0,768 213 1,08 0,0248

3.000 1,169 0,987 213 0,99 0,0215

2.000 1,177 1,302 213 0,93 0,0180

1.200 1,189 2,610 213 0,85 0,0144

980a 1,191 3,205 213 0,83 0,0138

500 1,147 6,607 130 1,03 0,0125

100 1,015 33,893 44 1,07 0,0120a

em- psi psi

2

B , volume de reservatório, ou de -

6.2.7.2. Viscosidade de água de formação

-

6.2.8. Interações pressão-profundidade

pelos registros


155

-

superfície, e são aproximadamente lineares. Regimes anormais de pressão incluem e representam descontinui-

6.2.8.1. Pressão de fluido

overburden pressure

g

g

-

-P D) , que

D

156

Pdatum

w

dw (psia) ou (bara)d

PP DD

,

ww

d (Pa/m)d

P gD

onde g 2

-

-

free water level

updip gás para baixo até gás down to

enquanto o downdip oil up to

possível contato gás-óleotécnica de intercepção de gradiente

6.2.8.2. Regimes normal e anormal de pressão

datum datum


157

Figura 6.25 Técnica de gradiente de intercepção.

-

-

datum

ao datum

de argila e areia,

-

158

Figura 6.26 Regimes de pressão normal e anormal.

6.2.8.3. Perfuração através de pressões anormais

-


159

6.2.9. Pressão capilar e interações saturação-altura

e

-

Figura 6.27 Tubos capilares em uma bandeja.

-efeitos

de molhabilidade-

160

P, da tensão inter-, e do raio da gota r, é

2Pr

A molhabilidade

o

Figura 6.28 Gota d´água com forças atrativas.

Figura 6.29 Tipos de molhabilidade de rochas.


161

6.2.9.1. Pressão capilartensão

interfacial

-

pressão capilar Pc rt)

2 cosc

t

Pr

-

Pc

6.2.9.2. Equilíbrio capilaridade-flutuabilidade-

PcPo P

Pc = Po – P

Pi:P = Pi – gh, onde Po = Pi – ogh, onde o

Figura 6.30 Esquematização pressão-profundidade para um capilar.

162

Po – P – o) gh = Pc

e lembremos que

2 cosc

t

Pr

-

-

-

6.2.9.3. Interações saturação-altura


163

saturação irredutível de água.

intervalo é chamado zona de transição

-

Figura 6.31 Esquematização saturação-altura com capilares.

164

6.3. Coleta de dadosIntrodução e aplicação comercial: coleta de dados é uma atividade que propor-

-

6.3.1. Classificação de métodos

Direto Indireto

Testemunhagem Perfilagem com cabos

Amostragem lateral (SWS) Perfilagem simultânea à perfuração (Logging while drilling – LWD)

Perfilagem de lama Dados Sísmicos

Amostragem de pressão de formação

Amostragem de fluidos

--


165

6.3.2. Testemunhagem e análise de testemunhos

-

-

-

Testemunhagem -

-

-

escape de hidrocarbonetos leves, alguns trechos devem ser imediatamente selados

-

166

Figura 6.32 Conjunto de testemunhagem e broca de testemunhos (cortesia de Security DBS and Corepro).

-

varredura CT

todo o teste-


167

Análise rotineira de testemunhos

Análise especial de testemunhos (SCAL)

-

-

rate of penetration

6.3.3. Amostragem lateralsidewall sampling tool

-

168

Figura 6.33 Fotografia de testemunho (à esquerda, luz normal, à direita, ultravioleta).

Figura 6.34 Pistola de amostragem lateral.

processo de amostragem resulta em severo esmagamento da amostra, obscurecendo

teste-munhagem lateral


169

Figura 6.35 Ferramenta de testemunhagem lateral.

6.3.4. Perfilagem com cabos

-

desenvolvimento de campos e, também, proporcionem um modo de monitorar a dis-

registro de poço cru

-

170

sonda

pelo cliente acessando um site

Figura 6.36 Princípio de perfilagem com cabos.


171

um depósito de sólidos

-

Dispositivo genérico Exemplos de ferramentas Tipo de medição Aplicação

Gama GR, NGT, Spectralog Radiação gama natural Litologia, correlação

SP SP Potencial espontâneo Litologia, permeabilida-de (indicador)

Massa específica LDL, ZDL, SDL Densidade aparente Porosidade, litologia

Neutron CN, CNL, DSN Índice de hidrogênio Litologia, porosidade, indicador de gás

Acústico BHC, XMAC, DSI Tempo de percurso, forma de onda acústica

Porosidade, calibração sísmica

Resistividade DLL, HRLA, HDLL Resistência elétrica de formação Saturação, indicador de permeabilidade

Indução ILD, AIT, HILT, HDIL, HRAI Corrente elétrica induzida Saturação (OBMs)

Imagem FMI, STAR, CBIL, EI, OBMI, CAST

Resistividade ou imagem pixela-da acústica

Sedimentologia, análise de fraturas/falhamentos

Ressonância nuclear magnética

MRIL, MREX, CMR Ressonância nuclear magnética Porosidade, permeabili-dade, saturação

Testador de formação

RFT, MDT, pressão RCI Pressão de poros Tipos de fluido, pressões e contatos

172

-

6.3.5. Perfilagem/medição simultânea à perfuração (LWD/MWD)measurement while

drilling

drill collars

-

formation evaluation while drilling-

dados em tempo real


173

-

-

telemetria de pulso de lama,

-

Figura 6.37 Ferramenta de perfuração orientada pela geologia, de Schlumberger, com LWD.

174

Figura 6.38 Ferramenta “Pentacombo” de Baker-Hughes Inteq.

A quantidade de dados que pode ser transmitida em tempo real é limitada e direcio-

-

é o controle de profundidade

-

6.3.6. Medições de pressão e amostragem de fluidos-

algum grau, por quase todas as disciplinas envolvidas em desenvolvimento de campo


175

repeat formation tester formation multitester

testador dinâmico modular, modular dynamic testerinstrumento de caracterização de

reservatórios, reservoir characterisation

-

-

6.4. Interpretação de dadosIntrodução e aplicação comercial: este item apresenta os principais métodos

-

176

Figura 6.39 Configuração de ferramenta de testador dinâmico modular (MDT) para medição de permeabilidade.

-

os mesmos:

6.4.1. Correlação de poços

-unidades litológicas e a seguimos ou a seus


177

-

-

suportada por dados paleontológicos palinológicosraios gama

GR), com a horizontal e ferramentas de elaboração de imagem da formaçãoescala, essas curvas sempre devem ser calibradas com dados de testemunhos con-

com o conceito de -

tem incrementado o entendimento da geometria e heterogeneidade do reservatório

-

profundidade medida

178

profundidade vertical verdadeira submarina true vertical depth subsea

por exemplo, datum

Figura 6.40 Medições de profundidade empregadas.

-namos um plano de datum

datum

datumdatum, que agora se torna

datum


179

Figura 6.41 Correlação entre planos de datum.

registro de tipo

-

correlação estrutural

180

Figura 6.42 Correlação estrutural.

6.4.2 Mapas e trechos

trecho--transversal.


181

Figura 6.43 Mapa estrutural e trecho.

-vatório abaixo do nível de datum

-

indicam na estrutura o dipstrike

-

182

Figura 6.44 Símbolos usados em mapas de subsuperfície e trechos.

Mapas de qualidade de reservatório -teral de parâmetros de reservatório, como areia produtiva, porosidade ou espessura

isócora ou de isópaca -

net oil sand

o), a espessura de isócora e de isópaca é vir-

tendências

-

-


183

Figura 6.45 Espessura de isócora e de isópaca.

6.4.3. Razão entre produtivo e bruto

intervalos “não reservatórioA espessura da parte produtiva da rocha de reservatório dentro da espessura total

razão entre produtivo e bruto ou razão N/G

níveis

-

de potencial espontâneo spontaneous potential microrregistro

-

184

Figura 6.46 Razão entre produtivo e bruto.

Figura 6.47 O registro de raios gama.

é importante em


185

Figura 6.48 Interpretação de registro de raios gama (GR).

6.4.4. PorosidadeA porosidade do reservatório pode ser medida diretamente a partir de amostras

-

-

-

-

-

b = + ma )

186

b) pode ser lida diretamente a partir do ma)

Ø) do seguinte modo:

ma b

ma f

-rosidade incluem as de nêutrons, sônica e de NMR ferramenta de nêutrons tem

Figura 6.49 Medição de massa específica de formação.

Figura 6.50 Porosidade a partir do registro de massa específica.


187

-

A ferramenta sônica mede o tempo gasto por uma onda sonora ao passar através

tempo de trânsito

A ferramenta NMR

-

6.4.5. Saturação de hidrocarbonetos

-Co

C Ø

Co = ØmC

188

-m, conhecido

-

Ct) de uma amostra de reserva-S ) diminui, também

diminui a condutividade elétrica da amostra, tal que

Ct = SnØmC

S n podem ser con-

experimenta passando através de uma amostra parcialmente preenchida por petró-Co é apenas um caso especial de Ct

Co = Ct

é mais comumente invertida e expressa como

Rt = S–nØ–mR

Rt S -Ø R m, o expoente de

nA resistividade da formação

resistividade da água pode ser

considerados como sendo m = n =

ww h w

tn m

RS S SR

-


189

Figura 6.51 Passagem de corrente elétrica através do reservatório.

registro de indução,

-

6.4.6. Permeabilidade

permeabilidade de formação é uma medida da

190

Figura 6.52 Medições de resistividade usando lateroperfil.

Figura 6.53 Registro de resistividade de formação.

-


191

Figura 6.54 Medição de permeabilidade de testemunhos.

-

-

Figura 6.55 Medição de depósito de sólidos.

192

Figura 6.56 Indicações de permeabilidade a partir de registros de resistividade.

--

Figura 6.57 Interpretação de rápida visualização.


193

-

6.4.7. Avaliação em rápida visualização-

-

-

atribuídos e tomados para representar Rt

-

6.4.8. Integração de testemunhos e registros-

194

análise rotineira de testemunhos

por sedimentologistas especiali-

desses importantes aspectos podem ser observados a partir de registros de imagem

-

-nico rotativo que mede a amplitude e o tempo de percurso do sinal, novamente em

Figura 6.58 Ferramenta FMI de Schlumberger mostrando braços articulados com bases, abas e botões.


195

Figura 6.59 Exemplo de resistividade e de imagens acústicas.

-

esta técnica de

AVALIAÇÃO VOLUMÉTRICA

Introdução e aplicação:

7.1. Métodos determinísticos


198

oo

g

1STOIIP GRV (stb – barris por dia em condi

1GIIP GRV (scf – pés cúbicos em condições padrão)

RM HCIIP Fator de recuperação stb ou scfReservas RM – Produção acumulada stb

g

N SG B

N SG B

ou scf

STOIIP

petróleo de tanque de estoque volume inicialmente no lugar

GIIPHCIIP

GRV gross rock volumeA H

AH 3

H

net oil sand

Bo e B

Capítulo 7 I AVALIAÇÃO VOLUMÉTRICA

199

Figura 7.1 Definições usadas para estimativas volumétricas.

7.1.1. Método área-profundidade

área-profundidade

a espessura bruta H

gross rock volume

200

Figura 7.2 Método área-profundidade

7.1.2. Método área-espessura

mapa NOS

restringido e


201

Figura 7.3 Mapeamento de areia produtiva de petróleo e método área-espessura.

combinar

espessura versus

volume de

202

7.2. Expressando incerteza

7.2.1. Entrada para estimativas volumétricas

0o

1STOIIP GRV (stb)N SG B


203

Figura 7.4 Distribuição de porosidade em um campo.

cada

curvas de expectativas

7.2.2. Funções de densidade de probabilidade e curvas de expectativasdensidade de

probabilidade

x

XX

204

Figura 7.5 Uma função densidade de probabilidade.

X

XX

X

x


205

Figura 7.6 Função densidade de probabilidade e a curva de expectativa.

206

Figura 7.7 Tipos de curva de expectativa.

7.2.2.1. Curvas de expectativa para uma descoberta

Alto + Médio + BaixoValor de expectativa3


207

Figura 7.8 Curva de expectativa para uma descoberta.

requisitos de relatório anual

7.2.2.2. Curvas de expectativa para um prospecto de exploração

probabilidade de sucesso

208

todas

Figura 7.9 Curva de expectativa para um prospecto de exploração.

7.2.3. Geração de curvas de expectativa

RM GRV RF (stb)G B


209

x e y x–yr

1

1 – – e n

xx i x i

i x

x y rn

rx y x y

r r

7.2.4. Método Monte Carlo

TT

210

oo

1RM Área Espessura RF N SG B

porosidade

Sosaturação de petróleo no espaço de poros

Bofator de volume de formação do petróleo (rb/stb = barris de reserva/barris ao dia em condições padrão), vinculado à contração de petróleo conforme proveniente da subsuperfície para a superfície

RF fator de recuperação: fração recuperável de petróleo inicialmente no lugar


211

Figure 7.10 Distribuições de probabilidades para duas variáveis, entrada para Monte Carlo.

Figura 7.11 Esquema de simulação Monte Carlo.

7.2.5. Método paramétrico

212

para variáveis independentes

Somas ci ai bi ai e bi1. 2.

c a b

3.

c a b

Produtos ci aibi ai e bi 4. 5.

c a b

K

K

6. K K

Kc Ka Kb

oo

1RM Área Espessura RF N SG B

K e

K e


213

Kii Ki

Figura 7.12 Classificação de impacto de variáveis na incerteza em reservas.

Bo

I N T RODUÇÃO À EXPLORAÇÃO E PRODUÇÃO DE H IDROCARBONETOS ELSEVIER

214

7.2.6. Estimativas de três pontos: um método simplificado

A*B

Figura 7.13 Combinação de estimativas de três pontos.

AVALIAÇÃO DE CAMPO

Introdução e aplicação: o objetivo de realizar atividades de avaliação em acumu-lações descobertas é reduzir o nível de incerteza na descrição do reservatório de

-

-

8.1. O papel da avaliação no ciclo de vida do campo-

coberta de uma acumulação de hidrocarbonetos e seu desenvolvimento no ciclo de informações compensadoras em termos de custo


216

Figura 8.1 Valor presente líquido com e sem avaliação.

8.2. Identificando e quantificando fontes de incerteza

-

Parâmetro de entrada Fatores que controlamVolume bruto de rocha (GRV – gross rock volume)

Formato de estrutura; inclinação de flancos; posicionamento de falhamentos limítrofes; posicionamento de falhamentos internos; profundidade de contatos de fluidos (por exemplo, OWC)

Razão líquido/bruto Ambiente deposicional; diagênese

Porosidade Ambiente deposicional; diagênese

Saturação de hidrocarbonetos Qualidade de reservatório; pressões capilares

Fator de volume de formação Tipo de fluidos; pressão e temperatura de reservatório

Fator de recuperação (somente condições iniciais)

Propriedades físicas dos fluidos; ângulo de inclinação da formação; volume de aquífero; volume de cobertura de gás

Capítulo 8 I AVALIAÇÃO DE CAMPO

217

-

-

Figura 8.2 Estrutura avaliada parcialmente.

218

Ø Sh Bo -

O

8.3. Ferramentas de avaliação

perfurar poços levantamentos sísmicos reprocessamento

-

-

-

trecho horizontal-


219

testes de testemunhos comportamento do aquífero

-poços horizontais de avaliação -

8.4. Exprimindo redução do nível de incerteza

A M B -incerteza

% de incerteza 100%2

A BM

So Bo

220

Figura 8.3 Impacto do poço de avaliação A na curva de expectativas.

8.5. Cálculos de custo-benefício para avaliação

-

-

nodos na árvore de decisão: de decisão de chance


221

As probabilidades -

-

-

Figura 8.4 Árvore de decisão para avaliação.

222

-

-

-

informações de avaliação

O -


223

Figura 8.5 Árvore de decisão revertida.

8.6. Aspectos práticos da avaliação

-

-

suspender

keeper well


224

-desenvolvimento ajustado em fases

-

PROCEDIMENTO DINÂMICO DE RESERVATÓRIOS

Introdução e aplicação: o funcionamento de poços e reservatórios sob condições dinâmicas constitui parâmetro chave na determinação da quantidade de HCIIP que serão produzidos ao longo do tempo de vida do campo, do custo dessa produção

-

diretamente ligado ao plano de desenvolvimento da superfície, e não pode ser considerado isoladamente; planos diferentes de desenvolvimento de superfície

-mento do campo, bem como desempenha papel importante no gerenciamento dos

principal deste, longe dos poços, para descrever o que controla o deslocamento de

se estima o fator de recuperação para hidrocarbonetos e a previsão de produção,


226

9.1. A força motriz para produção-

compressibilidade

c

1 ddVc

V P

VP

V

dV = [coVo + cgVo + cwVw] dP

V representa a retirada de

co = -6 -6

cg = -6 -6

cw = -6 -6

-

-sibilidade, age como fonte de energia motriz que pode atuar para apoiar a produção primária

Capítulo 9 I PROCEDIMENTO DINÂMICO DE RESERVATÓRIOS

227

Recuperação secundária

Faixa típica

Fator de volume de formação de óleo Bo (rb/stb) 1,1 a 2,0

Fator de volume de formação de gás Bg (rb/scf) 0,002 a 0,0005

Fator de volume de formação de água Bw (rb/stb) 1,0 a 1,1

compactação de poros, poros diminui, a tensão grão a grão aumenta, o que leva os grãos de rocha a se con-

reservatório e queda do nível do mar na superfície, nos casos em que a pressão de

balanço material.abordagem trata o sistema de reservatório como se fosse um tanque, repleto de

em volumetria medindo a pressão do reservatório e produção acumulada durante

228

Figura 9.1 Expansão de fluidos para repor volumes produzidos.

9.2. Mecanismos motrizes dos reservatórios-

sibilidades e sua pressão determinam, todos, a quantidade de energia armazenada

para óleo, e o procedimento de reservatório e da produção pode ser caracterizado em

Mecanismo motriz Condição inicial de fluidos

Transporte e produção de fluidos pela energia do gás dissolvido no fluido (ou impulsão de esgotamento)

Óleo subsaturado (sem cobertura de gás)

Impulsão por cobertura de gás Óleo saturado com uma cobertura de gás

Impulsão de água através de injeção ou com grande aquífero subjacente

Óleo saturado ou subsaturado

9.2.1. Transporte e produção de fluidos pela energia do gás dissolvido no fluido (ou impulsão de esgotamento)

-


229

quena, de sorte que a compressibilidade do óleo inicialmente domina a energia de

NpP

NpBo = NBoiCe P

onde Bo Boi

Ce; e N

cobertura secundária de gás e contribua para

Figura 9.2 Localização de poços para transporte e produção de fluidos pela energia do gás dissolvido no fluido.

230

-

Figura 9.3 Perfil de produção para reservatório com transporte e produção de fluidos pela energia do gás dissolvi-do no fluido.

a data da primeira produção preparação, durante o qual os poços -

-

declíniode abandono


231

Rsi

-

e, portanto, move-se para mais perto dos poços em produção, aumentando as pro-

É comum que a razão entre a água produzida e o volume total de líquidos per-

BS&W base sediment and water

comparada com o volume total = Produção somada de óleo e de

típico de um reservatório desenvolvido por transporte e produção de -

-nicas de recuperação secundária

-

232

Figura 9.4 Recuperação secundária: esquemas de injeção de gás ou de água.

9.2.2. Impulsão de capa de gás

é

Figura 9.5 Locação de poços para impulsão de capa de gás.


233

Figura 9.6 Perfil característico de produção: impulsão de cobertura de gás.

-

-

muito altas em produção, ou falta de pressão do reservatório para manter a produção,

recompletação

reinjeção de -

9.2.3. Impulsão de águaimpulsão natural de água -

caminho de comunicação e permeabilidade

234

-

-visão de resposta do aquífero permanece uma incerteza relevante durante o plano

injeção de água no reservatório, pre-

-

Figura 9.7 Localização de poços para impulsão de água.


235

-

aumento em razão da água produzida comparada com o volume total de líquidos ao longo da

-

Figura 9.8 Perfil característico de produção: injeção de água.

9.2.4. Impulso de combinaçãoÉ possível que mais do que um desses mecanismos de impulsão ocorram simulta-

236

9.3. Reservatórios de gás-

-

9.3.1. Principais diferenças entre desenvolvimento de campo de óleo e de gás

do que transporte de óleo, devido aos respectivos volumes requeridos para liberar a densidade energética de gás

-

-


237

-

-

British thermal units] 3

, , H

H

9.3.2. Perfis de vendas de gás; influência de contratos

e

238

Figura 9.9 Comparação entre típicos perfis de produção de campos de óleo e de gás.

-

Quantidade diária contratada (QDC) A produção diária que será fornecida; geralmente a média ao longo do período, como um trimestre.

Fator de flutuação periódica A quantidade pela qual o fornecimento deve ultrapassar a QDC se o cliente assim solicitar (por exemplo, 1,4 × QDC).

Acordo de obrigação de aquisição (“take or pay”)

Se o comprador optar por não aceitar quantidade especificada, mesmo as-sim ele pagará ao fornecedor uma quantia mínima estabelecida em acordo.

Cláusula de penalidade Estabelece multa que o fornecedor pagará se falhar na entrega da quantida-de especificada nos acordos de QDC e de fator de flutuação periódica.


239

-

como compensação ao produtor por investir em capital adicional para fornecer este

Figura 9.10 Quantidades típicas de entrega especificadas em contrato de vendas de gás.

9.3.3. Desenvolvimento subsuperficial de reservatórios de gás

Mobilidade k

k -

-

240

-V

P T

1Compressibilidade T

VcV P

-6 --6 -6

V VP

9.3.3.1. Locação de poços

9.3.3.2. Movimento de contato gás-água durante a produção-

dentro do poço aumenta, daí a necessidade de inicialmente colocar os canhoneios o

-

-

-

9.3.3.3. Resposta de pressão à produção


241

zP z

P sobre z

-

Gp G

-

superfície para aumentar a pressão de modo que superem as quedas de pressão na

Figura 9.11 A esquematização “P sobre z” para reservatórios de gás.

242

9.3.4. Desenvolvimento de superfície para campos de gás

pode causar golfadas, corrosão e possivelmente formação de hidratos

mais poços, sendo comum a perfuração de grande quantidade, assim como a com-

Figura 9.12 Instalando compressão em estágios no campo de gás.


243

9.3.5. Usos alternativos de gás

-

pode ser comercial no que se refere ao desenvolvimento de suas reservas de óleo, -

instalação de armazenagem, e possivelmente retroproduzido em data posterior caso

armazenagem de gás

9.4. Deslocamento de fluidos no reservatório

-

Figura 9.13 Petróleo remanescente no reservatório no abandono.

244

desvio

-

-

e da continuidade, bem como da taxa

Isto se deve a um limite de tomada -

-nece como residual -

saturação residual de Sor

Soi

oi or

oiEficiência microscópica de deslocamento = 100 %S S

S

-

lei de Darcy, derivada da situação descrita a seguir


245

Figura 9.14 Fluido isolado fluindo através de trecho da rocha de reservatório.

u

permeabilidade absoluta kabs

absabs m / s unidades de Darcy ou m²kQ P k

A X

m

permeabili-dade relativa kr

Swkw k

krw

kw = kkrw

246

Figura 9.15 Curva de permeabilidade relativa para petróleo e água.

rMobilidade kk

razão de mobilidade

rw w

ro o

/Razão de Mobilidade /

kMk

deslocamento desfavorável -deslocamento estável, conforme

-

enhance oil recovery


247

forças viscosas -

da gravidade-

vatório, tanto a força da gravidade quanto as forças viscosas desempenham papel

Figura 9.16 Deslocamento estável e instável no plano horizontal.

Figura 9.17 Formação de “língua” por gravidade.

-

248

produzida comparada com o volume total de líquidos for uma restrição de abandono,

-

processo dependente da taxa, no qual a

9.5. Simulação de reservatórios-

do campo para otimizar locações de poços e intervalos de canhoneios para um campo

-

Figura 9.18 Típicas configurações de células de rede para simulação de reservatórios.


249

-

-volvimento;

-

9.6. Estimando o fator de recuperação

mecanismos de impulsão, mas eram muito amplas para ser usadas ao se tentar

250

devem se basear em tipo de rochas de reserva-

-

-

Figura 9.19 Estimando fator de recuperação por analogia.

Modelos analíticos

-tório que possibilite a consideração de mais sensibilidades em estrutura de tempo


251

9.7. Estimando o perfil de produçãofonte de receitas para a

Figura 9.20 Vários perfis de produção para a mesma RM.

período de preparação -

poços foram pré-perfurados, de pré-perfurar

-tunidade perdida de reunir informações precoces de produção dos poucos primeiros

produção de platô

requerer menores instalações e provavelmente menos poços para produzir a mesma

252

-

-

período de declínio. Para um poço individual em impulso de esgotamento, isto começa logo no início da produção, e um platô do campo

período de declínio pode ser estimado pela análise da curva de declínio, que supõe

da locação de poços, intervalo de canhoneios, restrições de instalações de superfície

externas-

9.8. Recuperação melhorada de petróleo

técnicas térmicas;técnicas químicas;processos miscíveis

Técnicas térmicas são usadas para diminuir a viscosidade de óleos pesados,


253

-impulsão por água

quente ou vaporabsorver com vapor

-mado combustão in-situ

Técnicas químicas ou do petróleo, e compreendem inundação com polímetros e inundação com surfac-tantes (agentes ativos na superfície)

Inundação com polímeros visa diminuir a quantidade de óleo desviado, aumen-

M

rw w

ro o

/Razão de Mobilidade /

kMk

-

Inundação com surfactantes (agentes ativos na superfície) tem como meta redu-

-

Processos miscíveis

-

-

improdutível em


254

Figura 9.21 Recuperando o óleo remanescente.

PROCEDIMENTO DINÂMICO DE POÇOS

Introdução e aplicação: o Capítulo 9 abordou o comportamento dinâmico no re-

-

10.1. Estimativa da quantidade de poços de desenvolvimento

256

-

-quantidade de

poços em produção

Quantidade de = =

-

-

quantidade de injetores-

Capítulo 10 I PROCEDIMENTO DINÂMICO DE POÇOS

257

-

Figura 10.1 Determinação de plano de desenvolvimento ótimo.

planejamento de desenvolvimento de campo -

10.2. Fluxo de fluido próximo ao furo do poço

PP PDD

PDD = P P

Q

índice de produtividade

DDÍndice de produtividade IP barris / dia / lb / in² ou m³ / d / barQ

P

258

Figura 10.2 Distribuição de pressão em torno do furo do poço.

k hBo -

película S, de skin

DD

e w

stb / d141,2 ln / ¾ o

P khQB r r S

-


259

-

-

Q2 2

wf

e w

( )141,2 ln / – ¾

P P khQZT r r S

Q,Z

T

-

2 2wf

IP (Mscf / d / lb / in²) ou m³ / d / bar²QP P

260

Figura 10.3 Queda de pressão devido à película.

Figura 10.4 Feitura de cone e de “dedo” de água.

A feitura de cone


261

-

10.3. Poços horizontais-

-

-

-

-

fator de melhoria de produtividade -

v

hFMP kL

h k

onde L h a altura do reservatório, k a permeabili-kv

262

Figura 10.5 Fator de melhoria de produtividade (FMP) para poços horizontais.

-

Horizontal well technology,

Figura 10.6 Taxa de produção versus comprimento de poço horizontal.

-

conectar lateralmente características descontínuas -

-


263

-

Figura 10.7 Recuperação significativa a partir de um poço horizontal.

-

-

Figura 10.8 Fenômeno de crista de gás em desenvolvimento de borda de óleo com poços horizontais.

264

10.4. Testes de produção e de pressão de fundo

-

versus

-

testes de pressão de fundo

static bottom hole pressure survey

bottom hole pressure survey -


265

P-

-

-

k -

S

266

Figura 10.9 Testes de pressão de fundo.

Figura 10.10 Levantamento de pressão diferencial existente e de ganho de ângulo da trajetória.


267

-

-

-

teste da coluna de perfuração drill stem test

poço cru

poço parcialmente revestido com metal e cimentado-

268

Figura 10.11 Braçadeira e cabo de medidor sendo instalados ao lado da tubulação (fotografia de © H. Crumpton).

Figura 10.12 Testes da coluna de perfuração (DST).

10.5. Desempenho dos tubos de produção

P

PDD = P P

DDÍndice de produtividade IP barris / dia / lb / in² ou m³ / d / barQ

P


269

Figura 10.13 Quedas de pressão no processo de produção.

P P

-

-

-

PP

270

Figura 10.14 Desempenho dos tubos de produção.

-

interação de desempenho dos tubos de produção tubing performance relationship

-

-


271

-

Figura 10.15 Desempenho de reservatório e de tubos de produção.

-

para a correta escolha de tamanho de tubos de produção,

-

-

272

--

-

10.6. Completações de poços-

-

-


273

-

-

pistolas de canhoneio

-

Figura 10.16 Resumo de completação de reservatório.

274

-

-

-romper e empacotar, ou “frac-pack

Figura 10.17 Completação de poço aberto com isolamento zonal.

Figura 10.18 Carga moldada.


275

Figura 10.19 Pistola de canhoneio.

276

Figura 10.20 Resumo da configuração de tubos de produção.

Figura 10.21 Poço bombeado.


277

-

-

-

10.7. Tecnologia de completação e poços inteligentes

-

swab valve -

cabeça do poço

278

ligas resistentes à corrosão corrosion resistant alloys

downhole safety valve -

mandril, -

sliding side door

polished bore receptacle

vedador -

-

-


279

Figura 10.22 Esquema de completação.

Figura 10.23 Válvula de segurança de fundo (DHSV).

280

-

-poços inteligentes,

-

-

Completações multilaterais -

desvio

-

-

cabo de concretagem liso -


281

Figura 10.24 Perfil de bocal rosqueado e bloqueio associado.

Figura 10.25 Exemplo de poço inteligente.

282

Figura 10.26 Exemplo de completação multilateral.

10.8. Elevação artificial

-

-

bombas elétricas submersíveis elec-trical submersible pumps


283

-

manutenção de pressão

-

-

10.8.1. Bomba de balancim

-

284

Figura 10.27 Sistemas de elevação artificial.

10.8.2. Bomba de cavidade progressiva (BCP)-


285

10.8.3. Bomba elétrica submersível

-

Figura 10.28 Estágio da bomba elétrica submersível.

286

10.8.4. Bomba hidráulica submersível

Figura 10.29 Bomba hidráulica submersível.


287

10.8.5. Bomba injetora

-

Figura 10.30 Bomba injetora.

móveis e pode ser muito compacta, bem como tipicamente instalada no cabo de per-

288

10.8.6. Gás lift

-

-


289

Figura 10.31 Visão geral resumida de técnicas de levantamento artificial.

290

-

poços pobres

10.9. Árvores submarinas versus árvores de plataformas-

-

poço individual, incentivará o uso de

proteção-

criação -

-

-multipurpose service vessel

-


291

-Isto pode levar à redução nas reservas

em desenvolvimento submarino

-

-

-

-

remotos a partir da -

-

3.


292

Figura 10.32 Árvore horizontal submarina (© D. Thomas, 2006).

INSTALAÇÕES DE SUPERFÍCIE

Introdução e aplicação

-

-

pode -


294

-

11.1. Processamento de óleo e gás-

engenheiro de processos -

engenheiro de instalações

11.1.1. Concepção de processos-

estoque de provisão

-

Capítulo 11 I INSTALAÇÕES DE SUPERFÍCIE

295

Figura 11.1 Diagrama de fluxo de processos de óleo e gás.

11.1.1.1. Descrição de fluidos de cabeça de poço-

características de pressão, volume e temperatura (PVT):-

composição: 1 7+

procedimento da emulsão:

água de formação -

volumes e taxas

produção

de gás injetado ou água injetada

296

11.1.1.2. Especificações de produtos

Óleo Pressão de vapor verdadeira (true vapour pressure – TVP), teor de sedimentos de base e água de fundo (BS&W), temperatura, salinidade, teor de sulfeto de hidrogênio

Gás Ponto de orvalho de água e hidrocarbonetos, composição de hidrocarbonetos, teor de contaminan-tes, poder calorífico

Água Teor de óleo e sólidos

11.1.1.3. O modelo de processo-


297

Tabela 11.1 Típicas especificações de produtos

Óleo Pressão de vapor verdadeira (TVP) < 83 kPa @ 20 ºCTeor de sedimentos de base e água (BS&W) < 0,5 vol%Temperatura > Ponto de fluidezSalinidade (NaCl) < 70 g/m3

Sulfeto de hidrogênio (H2S) < 70 g/m3

Gás Teor de líquidos < 100 mg/m3

Ponto de orvalho da água a -5 oC < 7 PaPoder calorífico > 25 MJ/m3

Composição, CO2, N2, H2SPressão e temperatura de liberação

Água Teor de óleo disperso < 40 ppmTeor de sólidos em suspensão < 50 g/m3

Figura 11.2 Diagrama de fluxo de processos

-

11.1.1.4. Esquemas de fluxo de processos

schemes

-

298

Equipamentos

V-101 (Separa-dor de produção à baixa pressão)

V-102 (Coluna estabilizadora de petróleo bruto)

P-101 (Bombas de petróleo bruto

estabilizado)

ID x comprimento (cm) 250 x 750 180 x 720 Capacidade (m3/h) 150

Volume (m3) 39,5 19,8 Cabeça (metros de líquido)

23

Tipo/Fabricação B.S & B Kunzel Tipo/Fabricação BS-50F

Fluxo de operação

1 2 3 4a 5 6 7

Fase Vapor Líquido Vapor Líquido Líquido Vapor Líquido Líquido Vapor

t/d 67 2.840 67 2.840 1.996 9 2.830 2.820 67

kg/s 0,8 33 0,8 33 23 0,1 33 32,5 0,8

MW ou SG 44 0,9 44 0,9 1,04 44 0,9 0,9 43

Massa especí-fica (kg/m3)

5,8 880 5,8 880 1.035 4,1 880 875 5,6

Viscosidade (mm2/s)

– 16 – 16 – – 16 15 –

Pressão (barg) 2,5 2,5 2,5 2,45 1,4 0,05 2,45

Temperatura (ºC)

41 41 41 43 41 45 34

a

base para:


299

Figura 11.3 Diagrama de fluxo do processo principal (PFS).

--

-

-

-

11.1.1.5. Descrevendo a composição de hidrocarbonetos

300

Figura 11.4 Fases do projeto.

fração de volume ou como fração de massa

-

-

-

11.1.2. Processamento de óleo

TVP ão de gases durante o transporte por navio--tanque


301

Figura 11.5 Volumes fracionários e reais.

Figura 11.6 Calculando a massa molar (relativa).

11.1.2.1. Separação

-

constantes de equilíbrio K

-K

separador de único estágio

302

Figura 11.7 Constante de equilíbrio (valor de K ).

Figura 11.8 Rendimento incremental de óleo versus estágios de separador.

Separação em multiestágios

menor a pressão de cabeça de poço, menos margem haverá para separação

11.1.2.2. Concepção de separação

seção de admissãogolfadas ou gotículas -

extração de névoa

-


303

Figura 11.9 Separador básico de três fases.

Sistemas de extração de névoa por choque mecânico -

Dispositivos extratores centrífugos de névoa

tempo de residência

-

11.1.2.3. Tipos de separador-

orientação

304

Vasos de eliminação

Separadores de extração de névoa

Figura 11.10 Separadores com extrator de névoa, respectivamente, vertical e horizontal.

11.1.2.4. Desidratação e tratamento de água

óleo em água


305

tanques de decantação ou de escumagem

11.1.2.5. Desidratação-

-

tanque de desidratação contínua, tal como um tanque de lavagem

separadores de placa -

aglutinador eletrostático

aquecedo-res

306

Figura 11.11 Tanque de desidratação contínua.

emulsão,

-Desestabilização química

11.1.2.6. Desoleificação-

-

interceptor de óleo

interceptor de placa corrugada corrugated plate interceptor


307

gás e processos usando separador hidrociclone

-

reinjeção de água produzida

Figura 11.12 Interceptor de placas corrugadas ou inclinadas (CPI).

308

Figura 11.13 Hidrociclone para remoção de óleo em água.


309

11.1.2.7. Bombas multifásicas-

-

-

11.1.2.8. Separação submarina

-

11.1.3. Processamento de gás em exploração e produção-

310

líquidos de gás natural

11.1.3.1. Redução de pressão-

11.1.3.2. Desidratação de gás-

formação de hidratos

-


311

Figura 11.14 Esquematização de previsão de hidratos.

resfriamento -

Inibidores -

absorçãotrietilenoglicol TEG

-

Figura 11.15 Torre de contato de glicol.

312

11.1.3.3. Remoção de hidrocarbonetos pesados

estrangulamento Joule Thomson JT -

-

separation

turboexpansor, -

refrigeração -

o

Figura 11.16 Separação à baixa temperatura (LTS).


313

11.1.3.4. Remoção de contaminantes

--

-

-

11.1.3.5. Elevação de pressão (compressão de gás)-

centrífugos e alternativos

-

314

Figura 11.17 Energia de compressão.

11.1.4. Processamento de gás-

-

LGNs

Figura 11.18 Terminologia de gás natural.

gás liquefeito de petróleo


315

o

gás natural liquefeito

11.1.4.1. Remoção de contaminantes

-

-

-

dessulfuração,

Figura 11.19 Instalações de separação de gás.

adsorção

316

11.1.4.2. Recuperação de líquidos de gás natural

-

planta de fracionamento

Figura 11.20 Coluna de fracionamento.


317

Figura 11.21 Planta de fracionamento de líquidos de gás natural LGNs.

11.1.4.3. Gás natural liquefeito (GNL)

-

-

-

-

318

-

-

Figura 11.22 Diagrama esquemático de cadeia completa de instalações de GNL.


319

11.1.4.4. Gás para líquidos (GTL)gas to liquid

-

-

-

Figura 11.23 Diagrama esquemático para o processo de conversão de Fischer–Tropsch (fonte: www.sasolchevron.com/technology.htm).

320

11.1.4.5. Gás liquefeito de petróleo (GLP)

-versus

-

11.2. Instalações

-

-


321

11.2.1. Sistemas de suporte de produção

11.2.1.1. Injeção de água

-

Fontes de água -

(1) sólidos dissolvidos

(2) sólidos em suspensão

(3) teor de óleo em suspensão -ão.

(4) bactérias

(5) gases dissolvidos reservatório

322

Tabela 11.2 Considerações sobre tratamento de água

Problemas Efeito possível Solução

Sólidos em suspensão Tamponamento de formação Filtração

Óleo em suspensão Tamponamento de formação Flotação ou filtração

Precipitados dissolvidos Tamponamento e formação de crosta. Inibidores de incrustações

Bactérias Perda de injetabilidade (produtos corrosivos) e acidificação do reservatório

Biocidas e escolha de mate-riais resistentes à acidez

Gás dissolvido Corrosão de instalações e perda de injetabilidade Desgaseificação

política de reposição de volumes

Figura 11.24 Esquema de tratamento de água de injeção.

11.2.1.2. Injeção de gás

-


323

11.2.1.3. Elevação artificial

-

-

--

11.2.2. Instalações de produção baseadas em terra-

plano geral layout

-

-

324

aglo-merações

-

Figura 11.25 Impacto de restrições de superfície na perfuração.

11.2.2.1. Sítios de poços

11.2.2.2. Estações de coleta

stação de campo único


325

-

Figura 11.26 Arranjo de cabeça de poço individual.

Figura 11.27 Estação simples de coleta.

326

Figura 11.28 Instalações de produção baseadas em terra.

11.2.2.3. Retirada e armazenagem

Figura 11.29 Terminal de carga de navio-tanque.

-

tanque de armazenagem -

âmetros e não haja restrições de desvio e de passagem de vapor


327

Figura 11.30 Tanques de armazenagem de teto fixo e de teto flutuante, respectivamente.

muros de prote-ção

-

Figura 11.31 Arranjos de muro de proteção e drenagem.

11.2.3. Instalações de produção em mar aberto

-

328

(1) -

(2)

(3)

11.2.3.1. Plataformas em mar aberto

-

Jaqueta de aço com estacas -

-


329

Figura 11.32 Plataformas fixas de produção.

Figura 11.33 Uma plataforma de jaqueta de aço.

330

Estruturas baseadas em aço ou concreto gravitacionais -

de icebergspernas

Módulos topside1

TLPs-

-ê

FPSOs produção, armazenagem e descarga

1


331

Figura 11.34 Sistemas flutuantes de produção.

-

Plataformas semissubmersíveis tê

-

-

-

332

Plataformas SPARem

-

-

-

-

Sistemas de produção submarinos -

desenvolvimento de campo submarino ou desenvolvimento submarino satélite -

-


333

11.2.4. Poços satélite, estruturas metálicas e manifoldes

cabeça de poço submarina com árvore submarina

-

-

Figura 11.35 Opções típicas de desenvolvimento submarino de campo – vinculadas de volta a instalações anfitriãs.

334

Figura 11.36 Unidade de produção flutuante, armazenagem e descarga (FPSO) com carga em mar aberto para um navio-tanque de transporte localizado.

Estrutura metálica de produção submarina

-

-

umbilical de injeção química


335

Figura 11.37 Estrutura metálica simples de fixação de produção submarina.

sistema de manifolde submarino

--

11.2.5. Sistemas de controle-

336

sistema eletro-hidráulico.

-

-

-estação controle central umbilicais

de controle caixas de junção

-

Figura 11.38 Feixe de umbilicais de controle eletro-hidráulico.

plataformas de uma só perna -


337

-

diver support vessel -

Figura 11.39 Sistema de plataforma de uma só perna.

11.2.5.1. Sistemas de retirada em mar abertotubulações

navio-tanque.

338

-

Figura 11.40 Rebocando uma tubulação.

Estes -

-

-padas com válvulas de fechamento temporário de emergênciavalves

Figura 11.41 Rotores de tubos, respectivamente tipos espuma (de poliuretano) e taça.


339

11.2.5.2. Carregamento em mar aberto

Figura 11.42 Manobras em monoboias (single buoy moning – SBM).

manobra de monoboia

-

I NT RODUÇÃO À EXPLORAÇÃO E PRODUÇÃO DE H IDROCAR BONETOS ELSEVIER

340

Figura 11.43 Terminal de armazenagem do tipo SPAR.

-

Figura 11.44 Armazenagem e transferência por navio-tanque.

OPERAÇÕES DE PRODUÇÃO E MANUTENÇÃO

Introdução e aplicação: durante a etapa de plano de desenvolvimento de projeto, é

-

objetivos gerais operacionais e de manutenção

modos de operação e manutenção


342

Figura 12.1 Fase operacional em perspectiva.

12.1. Objetivos operacionais e de manutenção

objetivos operacionais e de manutenção

12.2. Entrada de operações de produção para o PDC

Capítulo 12 I OPERAÇÕES DE PRODUÇÃO E MANUTENÇÃO

343

Tabela 12.1 Operações e manutenção no PDC.

Produção Especificações de qualidade do produto

Acordos contratuais

Capacidade e disponibilidade

Operações simultâneas (por exemplo, perfuração e produção)

Monitoração e controle

Testes e mensurações

Padronização

Queima e desvio

Descarte de despejos

Sistemas de serviços essenciais

Tripulação Operações tripuladas/remotas

Acomodação

Logística Transporte

Fornecimentos de materiais

Armazenagem

Comunicações Requisitos para operações

Rotas de retirada em emergência

Controle de custo Medição e controle de despesas operacionais

12.2.1. Produção

do produto

3, e

ppm -

344

capacidade e a disponibilidade

-

SIPROD

SIMOPSMonitoração e controle -


345

-

-

maior segurança:

banco de dados incrementados

Testes

-

346

Figura 12.2 Uso de CAO em otimização de gás lift.

1.

2.

-


347

Figura 12.3 Testes de produção centralizados versus remotos.

dispositivos medidores multifásicos, -

Mensuração

348

-

-

Descarte de despejos -

mar ou em terra-

levantamento de impacto ambiental EIA)

-

Sistemas de serviços essenciais


349

12.2.2. Tripulação-

-ou remotas

12.2.3. Logística-

em

12.2.4. Comunicações-

-linha à vista

350

12.2.5. Medição e controle de custos operacionais

-planejamento de trabalho anual

12.3. Entrada de engenharia de manutenção para o PDC

-

-

CAPEX–OPEX

-


351

Figura 12.4 A curva da banheira para frequência de falhas.

Falhas precoces -Falhas alea-

tórias falhas por desgaste

o tempo médio de falhas-

estratégia de manutenção

Criticidade

-

-

352

Figura 12.5 Criticidade de equipamentos.

modo de falhar -

-

12.3.1. Estratégias de manutenção

tipo de manutenção

-

manutenção preventiva e por pane-

Manutenção por pane

-


353

Figura 12.6 Estratégias de manutenção.

Manutenção preventiva

agendada

com

off-line

on-line

-

manutenção de primeira linha.

12.3.2. Medição e controle de custos de manutençãoCustos de manutenção

-


354

-

custo de ciclo de vida total

-

-

orçar com base em atividades

Tempo produtivo

Figura 12.7 Custeio do ciclo de vida total.

GERENCIAMENTO DE PROJETO E DE CONTRATOS

Introdução e aplicação: projetos grandes e de capital intensivo são característicos da indústria de petróleo. Planejar e controlar um projeto que envolve centenas de

plinas à parte. Este capítulo descreve como e por que um projeto típico é organizado

que as previsões de custo e de prazo sejam alcançadas e “os produtos” entregues

Muitas empresas de petróleo usam mão de obra terceirizada para desenvolver o projeto desde a parte preliminar até sua ativação. Isto se dá ou pelo fato de não precisarem assumir imediatamente a responsabilidade por pessoal e serviços especializados necessários para desempenhar essas tarefas iniciais, ou porque o custo de transferir o trabalho para um terceirizado é mais baixo, além de ser

uma empresa direcionada para contratar serviços terceirizados pode ser muito

ser acompanhado, e este capítulo descreve em linhas gerais algumas das razões para que se contrate serviços terceirizados e os principais tipos de contratos usados na indústria de petróleo.


356

13.1. Ajustamento de fases e organização

grande requer muitas pessoas que reúnem diferentes especialidades, já que a tarefa será desenvolvida desde a concepção até sua conclusão. Empreendimentos de grande monta, incluindo os da indústria de petróleo, consideram mais fácil de

necessidades de serviços especializados, níveis de incerteza e comprometimento de recursos.

Conforme mencionado no tópico 11.1 do Capítulo 11, um projeto típico pode ser subdividido nas seguintes fases (Figura 13.1):

Note que há um conjunto de alternativas de terminologias relacionadas a uma mesma fase, que será discutido no tópico 15.3 do Capítulo 15.

13.1.1. Ajustamento de fases de projeto

grande vulto.Na fase de exequibilidade, o projeto é testado como um conceito. Sua execusão

é técnica e economicamente viável? Pode haver modos variados de executar uma tarefa em particular (como desenvolver um campo de petróleo), e estes devem levar em conta critérios econômicos, disponibilidade de recursos e risco. Neste

de exequibilidade.Na fase de , as opções se reduzem e será proposta a solução preferida. O

ser processado; além disso, será feito um levantamento da vulnerabilidade do projeto às mudanças que a empresa não pode controlar (por exemplo, o preço do petróleo).

seguidas, para que sirva de base para trabalho posterior.

Capítulo 13 I GERENCIAMENTO DE PROJETO E DE CONTRATOS

357

Figura 13.1 Fases de projeto.

Digamos que um projeto seja viável, os recursos estejam disponíveis e os níveis de risco sejam aceitáveis. O trabalho poderá prosseguir com o projeto preliminar e estimativas de custo mais ajustadas. O objetivo da fase de projeto preliminar é

projeto estar tecnicamente correto e comercialmente sólido; além disso, o documento pode ser usado para se requerer uma licença dos organismos governamentais para

e explicados detalhadamente. Caso o trabalho seja contratado em seguida, o documento pode constituir a base para uma proposta de concorrência. Essa fase também é referenciada como projeto de engenharia “front end” (FEED).1

projeto detalhado pode começar.

momento em que as equipes de engenheiros de projeto são mobilizadas para pre

petrolíferas contratem trabalho a partir deste estágio, embora alguns funcionários da empresa possam continuar a trabalhar com o terceirizado, fazendo a ligação.

compras e o planejamento de construção. Neste estágio, as despesas totais podem girar em torno de 5% do orçamento total de projeto, enquanto cerca de 80% dos

é para se chegue ao projeto apropriado e se reduza a necessidade de mudanças durante estágios subsequentes.

1 back end, que interage com o término).

358

Compras são uma combinação de materiais certos no prazo certo e dentro de um

propostas de concorrência pode ser adequado, possivelmente a partir de uma lista de fornecedores aprovados pela empresa. Itens mais raros, ou aqueles particularmente decisivos, podem ser adquiridos através de um contrato de fornecedor único, pois,

que o fornecimento de peças sobressalentes seja seguro. Gastos nesse estágio podem variar de 10% a 40% do custo total do projeto.

Pode haver variação nas características da fase de construção de um projeto

em locação rural trará à tona muitas questões diferentes relacionadas a um projeto de

mente serão executadas por terceiros especializados, trabalhando sob a supervisão de representante da empresa, como o gerente de construção (ou engenheiro residente). O gerente de construção será responsável pela entrega de trabalhos concluídos de

mas de projeto vêm à tona, esse gerente deve determinar o impacto da alterações e coordenar as medidas para solucionar os problemas com o terceiro da construção e a equipe de projeto.

ativação. O objetivo desta fase é demonstrar que a instalação construída apresenta

construção entregará o projeto para uma equipe operacional (que pode ser pessoal da empresa) considerando que a instalação ou o equipamento tenham sido testados

entrega”, e a responsabilidade pelo projeto será passada adiante. Este documento pode também conter custos extras não abrangidos no orçamento, que podem ser mais facilmente tratados pela equipe operacional.

Constitui boa prática fazer revisão crítica de um projeto na conclusão e registrar os motivos das diferenças entre o desempenho planejado e o real. Neste caso, lições podem ser aprendidas, e se forem constatados ganhos, o modo como se deram deve ser

çoar a maneira de lidar com certas questões, especialmente quando há expectativa de ainda compartilhar atividades extras.

O ajustamento de fases de projeto discutido até aqui ainda é a prática mais comum usada na indústria. Outros conceitos, no entanto, também têm sido testados. Engenharia paralela é um estilo de gerenciamento de projeto destinado a reduzir


359

novos desenvolvimentos. No Mar do Norte, desenvolvimentos convencionais durante os anos 1990, em média, despenderam nove anos entre a descoberta e o primeiro

da execução simultânea de avaliação, projeto conceitual e construção. Essa prática apresenta maior risco para as partes envolvidas, mas isso deve ser compensado pelos ganhos potencialmente muito mais altos resultantes da aceleração do primeiro óleo. Por exemplo, se o projeto conceitual for executado antes de a avaliação se tornar disponível, os engenheiros terão de gerenciar incertezas consideráveis. O projeto

concorrência para navios, equipamentos e serviços se tornam mais difíceis devido à

contrasta as práticas de desenvolvimento tradicional e agilizado.

Figure 13.2 Prática de Engenharia Paralela.

13.1.2. Organização de projetoEmbora um único gerente de projeto possa gerenciar as atividades ao longo de

toda a vida de um projeto, ele terá suporte de uma equipe de projeto que será compos

mudar durante a vida de um projeto, para se adequarem aos níveis de necessidades que predominam na atividade de cada fase do projeto em particular (Figura 13.3).

Uma organização como a do exemplo anterior inclui subgrupos para cada uma das atividades principais e um grupo de suporte (ou serviços) para gerenciar informações e compras. Obrigações de auditoria podem ser atendidas por uma equipe “independente” interna, ou por auditores externos.

360

Figure 13.3 Exemplo de organização de equipe de projeto.

13.2. Planejamento e controleCom o objetivo de gerenciar efetivamente um projeto é importante ter processos

de planejamento e controle adequados de forma que sejam reconhecidos e entendidos por todos os níveis de gerência e de supervisão. Sobretudo no que tange a grandes

dos interesses comuns do grupo de projeto ou dos objetivos comerciais da empresa.

tipos de cronograma são os que incluem margem para atrasos onde a experiência passada tenha mostrado que são prováveis de ocorrer, e onde nenhuma ação tenha

nogramas podemser usados para monitorar o progresso quanto às metas e salientar as divergências em relação aos planos.

13.2.1. Análise de redeUma técnica amplamente usada pela indústria é o Método do Caminho Crítico

(critical path analysiscronograma de grandes projetos, de modo que suas atividades possam ser ajustadas

dado um tempo de duração, e a rota mais longa através da rede será conhecida como caminho crítico.

diferentes de duração. Neste caso, o caminho crítico está indicado pela rota inferior (seis dias), pois a última atividade não poderá começar se as atividades anteriores não tiverem sido concluídas.

Na verdade, todas as atividades são listadas, e as interações de dependência

datas de início e de término antecipadas, com base em suas dependências em relação às atividade anteriores. Datas de início e de término atrasadas (sem incorrer em atrasos no projeto) podem ser calculadas quando a rede estiver completa, indicando quanta “ação” há no sistema.


361

Figura 13.4 Rede de planejamento de projeto.

Figura 13.5 Convenção de símbolo de atividade.

Uma convenção típica de “símbolo de atividade” está mostrada na Figura 13.5. Outras informações que podem ser incluídas em uma rede são: marcos quilométricos (por exemplo, primeiro óleo), aberturas ou interrupções (por exemplo, concessão para prosseguir requisitada).

Uma vez que uma rede tenha sido construída, ela pode sofrer uma revisão crí

aceitáveis. Caso contrário, deve se pensar em reduzir a duração das atividades, por

13.2.2. Diagramas de barras

constitui bom método para exibição de cronogramas. Diagramas de barras são usados mais comumente para ilustrar expectativas de planejamento e como um expediente para determinar carga de recursos.

disso, o diagrama foi usado para exibir a carga de recursos (Figura 13.6).

de modo que a carga máxima em qualquer período não ultrapasse quatro unidades.

362

Figura 13.6 Diagrama de barras com carga de recursos.

Tabela 13.1 Matriz ponderada de recursos

Atividade Peso ao dia Peso por atividade (%)

1 2 3 4 5 6

A 15,0 15

B 5,0 5

C 20,0 10,0 10,0 40

D 20,0 20,0 40

Total 15% 20% 15% 10% 20% 20% 100

suavizar a carga de recursos).

13.2.3. Curvas “S”Esquematizando recursos cumulativos ponderados versus prazo, o progresso

planejado do projeto pode ser ilustrado conforme mostrado na Figura 13.7. Esse tipo de esquematização é referido como Curva “S”, uma vez que os projetos precisam de tempo para ganhar força e diminuem o ritmo até a conclusão (ao contrário do exemplo mostrado).

Esquematizações como essa podem ser usadas para comparar progressos real e planejado. Caso o progresso tenha se retardado em qualquer ponto, mas a data de conclusão não possa ser postergada, a esquematização pode ser usada para determinar quantas unidades de recursos extra terão de ser empregadas para completar o projeto no prazo.


363

Figura 13.7 Esquematização de progresso (ou Curva “S”).

13.3. Estimativa de custos e orçamentoEm cada fase de um projeto são necessárias informações relacionadas a custo

para tornar possível tomar decisões. Na fase conceitual, essas estimativas podem

incerteza considerando tanto desenvolvimento do reservatório quanto opções de superfície. Isto algumas vezes é referenciado como “ordem de magnitude de estimativa

deve melhorar.Uma apropriada estimativa de custos técnicos é importante para a análise eco

nômica. Subestimardos custos excedidos e, em última análise, da lucratividade inferior ao esperado. Estabelecer estimativas de custos altos demais pode liquidar um projeto desnecessariamente. Os custos muitas vezes são baseados nas listas de preços dos fornecedores e em dados históricos. Entretanto, muitos desenvolvimentos recentes de petróleo e gás podem ser considerados empreendimentos pioneiros em termos de aplicação de tecnologia e de engenharia. Estimar exclusivamente à base de custos históricos pode não ser apropriado.

Estimativas de custo podem ser subdivididas em itens seguros e os que sejam mais difíceis de avaliar por causa das incertezas associadas ou dos fatores de inovação. Por exemplo, a construção de tubulação poderia fazer parte da lista de itens

364

incluir uma “concessão” para cobrir cargas extras em balsas para lançamentos de tubos, se forem prováveis más condições do mar (Figura 13.8).

versus tamanho e comprimento. O total de itens e concessões pode formar uma escontingência pode ser

mais chances de estar aquém ou além dos limites (algumas vezes denominada esti

estará mais próximo do equilíbrio do que se não forem elaboradas concessões ou

Níveis de contingência normalmente devem diminuir conforme o detalhamento do planejamento aumenta.

Estimativas de risco mínimo máxima exposição ao risco em termos monetários ou, no caso de um plano anual de trabalho contendo múltiplos projetos, auxiliar a determinar a proporção de projetos seguros, aqueles que têm cobertura de orçamento mesmo se os custos ultrapassam os limites. Estimativa de risco mínimo é aquela que apresenta pouca ou nenhuma

o risco associado a projetos que contenham inovações ou sejam muito complexos.

Figura 13.8 Evolução de estimativa de custos.


365

Figura 13.9 Estimativas e contingência

tremidade alta da faixa, enquanto para um engenheiro de superfície comum uma

devem ser tomados ao citar referências de estimativas p90 e p10, porque podem

diferentes!

13.4. Razões para contratarMuitas empresas de petróleo não consideram a concepção detalhada e a cons

trução de instalações de produção como partes principais do seu negócio. Este é o estágio no qual o trabalho é realizado por empresas contratadas de engenharia, que trará mão de obra de outro lugar, embora algum grau de gerenciamento de projeto comumente permaneça.

Uma empresa de petróleo usa contratos quando:

internamente;

ríodo de tempo, e a empresa de petróleo não recruta pessoal para atender a este pico.

I N T RODUÇÃO À EXPLORAÇÃO E PRODUÇÃO DE H IDROCAR BONETOS ELSEVIER

366

13.5. Tipos de contratoPara proteger ambas as partes em um arranjo de contrato é boa prática elaborar

um contrato no qual se chegou a um acordo sobre o escopo do trabalho, prazos de conclusão e método de remodelação. Contratos normalmente são celebrados através de um processo competitivo de propostas de concorrência ou após negociação se houver apenas uma única empresa contratada adequada.

Há muitas variedades de contratos para muitos serviços diferentes, mas alguns dos tipos mais comuns incluem:

Quantia global

em razão de conclusão atrasada do trabalho, o que incentiva a se concluir no prazo. O pagamento pode ser parcelado à medida que o término de determinadas etapas previstas vai sendo alcançado.

em detalhes, e são feitos acordos quanto a taxas e mão de obra, bem como às bases de manejo de variações de custo.Cronograma de taxas; o custo de mão de obra é acertado à base de taxas,

Custos corrigidos; todos os custos incidentes ao contratante são plenamente reembolsados, e o contratante, em seguida, acrescenta uma porcentagem previamente acertada como comissão sobre lucros.

Contratos de quantia global tendem a ser favorecidos por empresas outorgando

um preço acertado.

que a empresa deseja manter. Há uma tendência hoje para a empresa de petróleo considerar o contratado como parceiro no projeto (arranjos em parcerias), e para trabalhar próximo a ele em todos os estágios do desenvolvimento do projeto. Os objetivos deste envolvimento mais próximo com o contratado é lhe fornecer incentivo comum à

compartilhamento de riscos e recompensas do projeto.

ECONOMIA DO PETRÓLEO

Introdução e aplicação: oportunidades de investimento no setor de exploração e produção (E&P) no segmento de petróleo são abundantes. Apesar de áreas como o Mar do Norte, parte de águas rasas do Golfo do México e North Slope, no Alaska, serem maduras, ainda há muitos novos campos em desenvolvimento nessas regiões, e novos interesses de negócios estão emergindo na América do Sul, África e sudes-te da Ásia. Países como Rússia e China têm aberto suas áreas para investimento estrangeiro, pressionados pela necessidade de capital e de conhecimentos técnicos. Alguns campos que vêm produzindo durante décadas estão sendo redesenvolvidos usando tecnologias como poços multilaterais, que não existiam quando de seu de-senvolvimento inicial. Em razão de um período de alta do preço de petróleo que se manteve desde o meio da década de 1990, processos anteriormente antieconômicos de recuperação intensi cada passaram a despertar interesse para um investimento adicional, mesmo que o campo seja considerado maduro. Todas essas oportunidades de continuidade demandam análise da atratividade do investimento.

O desenvolvimento de uma acumulação de óleo ou de gás é um empreendimento com característica de custo alto, especialmente em mar aberto, e as incertezas são grandes. Um típico investimento de capital para campo de petróleo de tamanho médio em mar aberto (digamos, de reservas recuperáveis de 100 milhões de barris) seria da ordem de um bilhão de dólares, e o nível de incertezas quanto a reservas recuperáveis pode girar em torno de antes que se rme compromisso com o desenvolvimento. O resultado de falha técnica ou comercial quando o investimento é tão alto é muito signi cativo para a maioria dos investidores, que, portanto, demandam muito esforço para entender e quanti car as incertezas e levantar os níveis consequentes de riscos e de benefícios para propostas de investimento.

A economia do petróleo fornece ferramentas que auxiliam avaliar e quanti car os riscos nanceiros envolvidos na exploração, na estimativa e no desenvolvimento


368

do campo, sendo base sólida para comparar investimentos alternativos. As técnicas são aplicadas para assessorar a gestão quanto à atratividade das oportunidades de investimento, ajudar na escolha das melhores opções, identi car a exposição

nanceira e determinar como maximizar o valor dos ativos existentes.

14.1. Princípios básicos de economia de desenvolvimentoOs tópicos 14.1 a 14.7 tratarão principalmente a economia de um desenvolvi-

mento de campo novo. A economia de exploração será apresentada no tópico 14.8. A abordagem principal será considerar uma proposta de investimento do ponto de vista de um operador.

A análise econômica de oportunidades de investimento requer coleta de diver-sas informações, como custos de capital, custos operacionais, per s antecipados de produção de hidrocarbonetos, termos de contrato, estruturas (de tributos) scais, prognósticos de preços de óleo/gás, temporização do projeto e expectativas dos inte-ressados quanto ao investimento.

Os dados devem ser coletados de departamentos e organismos variados (por exemplo, engenharia de petróleo, engenharia, tributação e legislação, governo an -trião), e cada conjunto de dados leva em conta uma faixa de incertezas. Coletar dados e estabelecer faixas realistas de incertezas pode levar muito tempo.

O modelo econômico para avaliação de oportunidades de investimento (ou de desinvestimento) normalmente é construído como uma planilha, usando técnicas que serão apresentadas neste tópico. Pacotes especializados de software estão disponíveis para análise, mas geralmente são caros em razão da necessidade de exibilidade para modelar sistemas scais diferentes ao redor do mundo. Economistas de petróleo muitas vezes elaboram, mediante pedido, modelos baseados em planilhas, adapta-dos a um sistema scal especí co, mas isso acaba gerando problema de consistência dentro de uma organização.

Para lidar com as incertezas nos dados de entrada do modelo, estabelece-se um caso base (usando-se as “melhores estimativas” de valores das variáveis de entrada), em seguida investigando-se o impacto das variações dos valores de entradas-chave em uma análise de sensibilidade.

É praxe primeiro considerar um modelo muito simples de investimento (Figura 14.1). De um ponto de vista econômico global, qualquer proposta de investimento pode ser considerada como atividade que de início absorve recursos e mais tarde os gera. O dinheiro investido pode ser levantado como capital de empréstimo os (dívida) ou pró-prio (equidade), o que é usado no projeto para compra de planta e equipamentos, bem como para pagar custos operacionais. Os recursos líquidos gerados (ou seja, receitas menos todos os custos, incluindo tributos) podem ser usados para pagar juros sobre empréstimos e capital de empréstimo. O balanço residual pertence aos acionistas, chamado lucro dos acionistas. Isso pode ser pago como dividendos ou reinvestido na empresa para nanciar o empreendimento existente, ou novos empreendimentos. O diagrama indica o uxo global de fundos para um projeto proposto. Os movimentos detalhados de caixa estão contidos em um módulo nomeado “o projeto”. Nos tópicos seguintes abordaremos o interior deste módulo.

Capítulo 14 I ECONOMIA DO PETRÓLEO

369

Figura 14.1 Fluxo global de fundos para um projeto.

A partir desta visão geral resumida, ca nítido que o projeto deva gerar retorno su ciente sobre os recursos absorvidos para, no mínimo, pagar os juros sobre os em-préstimos e os dividendos esperados pelos acionistas. Qualquer dinheiro remanescente gerado pode ser usado para pagamento de empréstimos ou reinvestido no mesmo projeto, ou em projetos alternativos. O retorno mínimo esperado do investimento em um projeto será discutido mais adiante no tópico 14.4.

Tomemos, por exemplo, a oportunidade de investimento em relação ao de-senvolvimento de um campo de petróleo. Dentro do módulo de projeto, o fluxo de caixa é o prognóstico dos recursos absorvidos e dos recursos gerados durante o tempo de vida do projeto. Inicialmente, o fluxo de caixa será dominado pelos custos iniciais (CAPEX) necessários para a concepção, construção e ativação do hardware do projeto (por exemplo, plataforma, tubulações, poços, instalações de compressão).

Quando a produção começa (possivelmente de três a oito anos após os primeiros custos iniciais), receitas brutas são recebidas da venda dos hidrocarbonetos. Estas são usadas para recuperar os custos iniciais do projeto, pagar os custos operacionais (OPEX) do projeto (por exemplo, mão de obra, manutenção, custos de funcionamento dos equipamentos, custos de suporte), e proporcionar a o que pode, no caso mais simples, ser sob a forma de tributos e pagamentos de direitos de exploração (royalties).

A participação da empresa de petróleo, após tirar os tributos sobre o lucro, cará então disponível para pagamento de juros de empréstimos, reembolso dos emprésti-mos, distribuição aos acionistas como dividendos ou o reinvestimento em nome dos sócios neste ou em outros projetos.

Portanto, do ponto de vista da empresa de petróleo, o balanço dos recursos absorvidos pelo projeto (CAPEX ou OPEX) e os recursos gerados (a participação da

370

empresa de petróleo após tirar os tributos sobre o lucro) libera o - que pode ser calculado em base anual, muitas vezes referido de modo

simplista como uxo de caixa do projeto.Este fluxo forma a base dos métodos econômicos de avaliação que serão

descritos. A partir dele, muitos indicadores econômicos podem ser derivados e usados para julgar a atratividade do projeto. Algumas das técnicas que serão apresentadas possibilitam que o desempenho econômico de projetos propostos seja testado contra critérios de investimentos e também comparados com in-vestimentos alternativos.

14.2.Construindo um fluxo de caixa do projetoA construção de um uxo de caixa do projeto requer informações de muitas fontes

diferentes. As principais entradas são apresentadas na Tabela 14.1.O processo de coleta de dados pode ser longo, e cada entrada trará consigo uma

faixa de incertezas. Por exemplo, no início da fase de avaliação da vida do campo a faixa de incertezas nas reservas e prognóstico de produção do campo pode ser de ± 50%. Quando dados adicionais de avaliação forem coletados, esta faixa será reduzida, mas no ponto de decisão para prosseguir com um projeto, incertezas de ± 25% são comuns.

As incertezas podem ser levantadas construindo-se um que repre-senta o resultado mais provável, e então analisam-se sensibilidades em torno dele para determinar a qual das entradas o projeto é mais vulnerável. Os parâmetros mais in uentes podem então ser estudados com mais cuidado. Sensibilidades serão abordadas no tópico 14.6.

É importante, ao coletar dados das várias fontes, que a faixa atual de incertezas também seja requerida. Em particular, ao estimar custos operacionais é desejável que os engenheiros de operação e de manutenção estimem o custo dessas atividades com base nas instalações especí cas e tipos de equipamentos que estejam sendo propostos na concepção da engenharia. Por exemplo, o custo de operar e manter uma plataforma controlada de modo remoto será signi cativamente diferente de uma instalação lotada de forma convencional.

Para qualquer caso, digamos, por exemplo, o caso base, o uxo de caixa do projeto é construído calculando-se, em base anual, os itens de receitas (pagamentos recebidos pelo projeto) e em seguida subtraindo os itens de despesas (pagamentos feitos pelo projeto: CAPEX, OPEX e tomada do governo an trião). Para cada ano, o balanço é o uxo de caixa líquido do projeto (ou somente o uxo de caixa do projeto). Assim, em base anual

Fluxo de caixa líquido do projeto = Receitas – DespesasItens típicos de receitas e despesas estão resumidos na Figura 14.2.


371

Tabela 14.1 Elementos de um fluxo de caixa de projeto

Fontes Informações

Engenharia de petróleo Reservas

Prognósticos de produção – petróleo, gás natural

Engenharia de perfuração Custos de perfuração e de completação

Engenharia de instalações Custos de capital

Estruturas de plataforma

Transporte (por exemplo, tubulações)

Instalações de produção (por exemplo, separadores, compressores, bombas)

Engenharia de operações e manutenção Custos operacionais

Manutenção

Recondicionamento de poços

Requisitos de mão de obra

Recursos humanos Custos de mão de obra

Operadores

Pessoal técnico

Pessoal de suporte

Despesas gerais

Governo anfitrião Sistema fiscal

Tributo e taxa de pagamento por direitos de exploração (royalties)

Método de pagamento por direitos de exploração (royalties) (em espécie ou gênero)

Acordo de partilha de produção

Condição da empresa (por exemplo, recém-chegada)

Condição do projeto (por exemplo, totalmente vedado)

Termos de licença (duração, passivos finais)

Requisitos de desativação

Planejamento empresarial Prognóstico de preços de petróleo e gás

Taxas de desconto, taxas barreira

Taxas de câmbio

Prognóstico de inflação

Fatores de mercado

Risco político, obrigações sociais

372

Figura 14.2 Itens típicos de receitas e despesas.

14.2.1. Itens de receitasNa maioria dos casos as receitas são resultado da venda de hidrocarbonetos.

Ao se determinar essas receitas brutas, devem-se supor preços de óleo ou de gás. O prognóstico de preço do petróleo frequentemente baseia-se em um preço de termos reais (RT) uniforme (ou seja, aumentando o preço na previsão de taxa de in ação), preço do dinheiro horizontal do dia (money of the day – MOD) (quer dizer, o preço

ca o mesmo e assim abaixa em termos reais). Tanto o prognóstico de nível quanto de método de preço são questão de gosto, e analistas do setor no passado foram no-toriamente fracos em prever preços do petróleo. Este preço está sempre vinculado a petróleo de referência regional, como o petróleo Brent no Mar do Norte; o preço especí co do petróleo bruto é ajustado para condições especí cas como qualidade do petróleo e localização geográ ca. Um prognóstico de preço do petróleo pode ser indexado ao preço do mercado de petróleo bruto ou tomado como resultado de um preço negociado com cliente identi cado. Uma particularidade de alguns contratos de gás é que preço xo de gás será fruto de acordo por um longo período de tempo, possivelmente o tempo de vida do campo, o que poderá resultar em disparidades se o preço do petróleo e preço prevalente do gás mudarem dramaticamente. Tais contratos muitas vezes indexarão parcialmente o preço do gás ao preço de mercado do petróleo bruto, e aos de outras formas de energia, como preços de eletricidade.

14.2.2. Itens de despesas14.2.2.1. Opex e CapexO tratamento de despesas será especi cado pelo sistema scal estabelecido pelo

governo an trião. Um caso típico seria de nir despesas sobre itens cuja vida útil ultrapassa um ano como despesas de capital (Capex), como custos de plataformas, tubulações, poços. Itens cuja vida útil seja inferior a um ano (por exemplo, produtos químicos, serviços, manutenção, despesas gerais, custos de seguro) seriam então classi cados como custos operacionais (Opex).


373

As estimativas de custo de capital são geradas pela função de engenharia, expressas sempre como estimativas 50/50 (ou p50), signi cando uma estimativa de iguais probabilidades de ultrapassagem ou de falta de custos. Recomenda-se que as Opex sejam estimadas com base nas atividades especí cas antecipadas durante o tempo de vida do campo (por exemplo, quantidade de recondicionamento de poços, quantidade de itens de reposição, custo de requisitos de prognósticos de mão de obra). Na ausência desse detalhe, é comum, embora muitas vezes inexato, supor que as Opex serão compostas de dois elementos: .

são proporcionais ao custo de capital dos itens a ser operacionalizados, e, portanto, se baseiam em porcentagem das Capex acumuladas. Opex variáveis são proporcionais ao ganho, e, portanto, relacionados à taxa de produção (petróleo ou líquidos brutos). Assim,

$ barrisOpex anual = % × Capex acumulada $ × produção barris ano

A B

Qualquer estimativa de Opex não deve ignorar o custo de despesas gerais que o projeto atraia, especialmente o custo de pessoal de suporte e aluguel de escritórios que possam formar fração signi cativa das Opex totais, por exemplo, e não necessa-riamente diminui conforme a produção cai.

A soma de Opex e Capex algumas vezes é denominada custo técnico ou custo total. As Opex podem ser referenciadas como custo de levantamento, enquanto as Capex, como custo de desenvolvimento.

14.2.2.2. Tomada do governo anfitriãoFisc é uma antiga palavra em inglês para cobrador de impostos.

está relacionado à maneira pela qual o governo an trião a rma um direito à renda da produção e à venda de hidrocarbonetos em seu nome. O mais simples de todos e um dos mais tradicionais sistemas scais é o esquema de tributo e de pagamento por direitos de exploração (royalties), como aquele aplicado à renda de produção de hidrocarbonetos na Grã-Bretanha.

Pagamento por direitos de exploração normalmente é cobrado como percentual das receitas brutas da venda de hidrocarbonetos, e pode ser pago em espécie ou em gênero (por exemplo, petróleo). Usa-se o preço prevalente do petróleo.

Royalties = Taxa sobre os royalties (%) × produção (barris) × preço do petróleo $barris

Além de pagamento por direitos de exploração, um ou mais tributos de lucro podem ser cobrados (tais como um especial de petróleo, além do usual sobre as so-ciedades, sobre lucros da empresa).

374

Antes do cálculo do tributo, certos subsídios podem ser dados sobre a receita bruta para só depois taxar. Estes são chamados e comumente in-cluídos nos pagamentos de royalties, Opex e margens scais para investimento de capital (explicados mais adiante neste tópico). Subsídios scais também podem ser chamados de dedutíveis.

Subsídios scais = Royalties Opex margens scais para investimento de capital ($)Estes são deduzidos das receitas brutas antes de se taxar.Rendimentos tributáveis = Receitas – subsídios scais ($)

Imposto a pagar = Rendimentos tributáveis ($) × taxa de tributo (%)

O pagamento dos royalties é cobrado desde o início da produção, mas o imposto só é pago quando há rendimento positivo tributável. No começo de um novo projeto, os subsídios scais podem ultrapassar as receitas, dando origem a uma renda nega-tiva tributável. O projeto pode tirar vantagem disto dependendo da condição scal da empresa e do projeto. Um projeto ring-fenced (totalmente vedado) não teria como reivindicar uma renda negativa tributável a título de desconto, enquanto um projeto non-ring fenced por certo teria como fazê-lo, ou seja, reivindicando um desconto por sua receita negativa tributável, compensando diante de renda tributável de algum outro projeto. Normalmente é o governo an trião que decreta a condição scal do projeto (Figura 14.3).

Figura 14.3 Subdivisão do barril sob um típico sistema de tributos e pagamentos de royalties.

14.2.2.3. Margem fiscal para investimento de capitalSubsídios scais para investimentos em itens de capital (por exemplo, Capex)

são feitos através de . O método para se calcular essa margem é estabelecido pela legislação scal do governo an trião, mas três métodos comumente usados serão discutidos adiante.


375

Deve ser observado que margem scal para investimento de capital não é item de uxo de caixa, porém, é calculada apenas com o m de tornar possível que sejam determinados os rendimentos tributáveis. O tratamento de margem scal para inves-timento de capital para este propósito é um aspecto de economia do petróleo, usada para se calcular o imposto a pagar. A margem scal para investimento de capital pode diferir da depreciação, que é cálculo feito pelo contador ao processar valores contábeis líquidos e lucro anual.

14.2.2.3.1. Método de margem fiscal para investimento de capital da linha reta

Este é o mais simples dos métodos, no qual um subsídio para o ativo imobilizado é reivindicado sobre muitos anos em quantidades iguais por ano; por exemplo, 20% das Capex ao ano durante cinco anos.

podem ser aceitas logo que o capi-tal seja despendido, ou podem ter de esperar até que o ativo seja realmente trazido ao uso. No caso de empresa iniciante ou do projeto ring-fenced, o subsídio pode ser aplicado apenas quando houver receitas do projeto.

Uma empresa iniciante é aquela que está realizando seu primeiro projeto no país, e, portanto, não tem receitas para deduzir margens scais para investimento de capital.

Um projeto é ring-fenced se, para efeito tributário, seus subsídios scais só puderem ser deduzidos em receitas ganhas dentro do cenário estabelecido pelo mecanismo que isola certas rendas tributáveis de prejuízos resultando em maior arrecadação do governo, a cuja delimitação é tecnicamente atribuído o nome ring fence; quase literalmente, o termo se originaria de “pregão cercado” (Tabela 14.2).

14.2.2.3.2. Método de saldo declinante

Cada ano, a margem scal para investimento de capital é uma porcentagem xa do valor não recuperado do ativo ao nal do ano anterior. Podem ser feitos aqui

os mesmos comentários referentes à situação em que o subsídio pode começar a ser aplicado (Tabela 14.3).

Ao nal da vida do projeto permanecerá um valor de ativo residual não recu-perado. Isto costuma ser aceito plenamente como margem scal para investimento de capital no ano nal do projeto. Então, o valor do ativo total é completamente recuperado ao longo da vida do campo, mas em ritmo mais lento do que no método de linha reta.

14.2.2.3.3. Método de exaustão ou de unidade de produção

Este método tenta relacionar a margem scal para investimento de capital com a vida total dos ativos (ou seja, com o tempo de vida econômica do campo), vinculando a margem anual scal para investimento de capital à fração das reservas remanes-centes produzidas durante o ano. A margem scal para investimento de capital é

376

calculada a partir dos ativos não recuperados ao nal do ano anterior, multiplicados pela razão entre a produção do ano em questão e as reservas no início do presente ano. Enquanto a recuperação máxima do campo permanecer a mesma, a margem

scal para investimento de capital por barril de produção permanecerá constante. Entretanto, isto raramente acontece, o que torna o método, na prática, mais complexo.

Tabela 14.2 Margem fiscal para investimento de capital da linha reta

Ano Capex Margem fiscal para investimento de capital

1o Ano 2o Ano 3o Ano Total

1 100 20 20

2 400 20 80 100

3 200 20 80 40 140

4 20 80 40 140

5 20 80 40 140

6 80 40 120

7 40 40

8

700 100 400 200 700

Tabela 14.3 Margem fiscal para investimento de capital do balanço de exaustão

Ano CapexMargem fiscal para investimento de capital do balanço de

exaustão @ 20% ao ano.

Ativos não recuperados ao final do ano Margem fiscal para investimento de capital

1 100 100 20

2 400 480 96

3 200 484 117

4 467 93

5 374 75

6 299 60

7 239 48

8 191 38

9 153 31

10 122 122

700 700

Na Tabela 14.4, na qual a recuperação máxima permanece inalterada por toda a vida do campo, o ritmo da margem scal para investimento de capital permanece um fator constante de 700/250 = US$2,8/barris.

A Figura 14.4 apresenta temporizações relativas da margem scal para investi-mento de capital, nas quais o método de linha reta dá origem a mais rápida margem


377

scal para investimento de capital, seguido pelo método de saldo declinante e, por último, pelo método de exaustão. Do ponto de vista do investidor, é preferível margem

scal para investimento de capital mais cedo, porque isso dá origem a mais margens scais para investimento de capital e, assim, menos tributos a pagar nos primeiros

anos do projeto. O esquema para reivindicar margem scal para investimento de capital, entretanto, é estabelecido pelo governo an trião.

Tabela 14.4 Margem fiscal para investimento de capital de exaustão

Ano

Custos ini-ciais (milhões

de US$)

Produção anual

(milhões de barris)

Reservas (milhões de barris)

Fator de exaustão

Ativos não recuperados (milhões de

US$)

Margem fiscal para investimento de capital

(milhões de US$)1 100 0 250 100

2 400 0 250 500

3 200 25 250 0,10 700 70

4 40 225 0,18 630 112

5 50 185 0,27 518 140

6 50 135 0,37 378 140

7 40 85 0,47 238 112

8 25 45 0,56 126 70

9 15 20 0,75 56 42

10 5 5 1,00 14 14

700 250 700

Figura 14.4 Comparação entre métodos de margem fiscal para investimento de capital.

14.2.2.4. Fluxo de caixa líquido do projetoUma vez discutidos os elementos do cálculo do uxo de caixa, convém lembrar

que em qualquer ano ele pode ser calculado a partir de receitas e despesas brutas do seguinte modo (para um sistema scal de tributos e pagamento de royalties).

Fluxo de caixa líquido do projeto

= Receita bruta – despesa= Receita bruta – Capex – Opex – royalties – tributos

378

O uxo líquido de caixa do projeto pode também ser denominado excedente/dé cit de caixa do projeto.

Observe que as margens scais para investimento de capital não aparecem na expressão, porque não constituem itens de uxo de caixa. As margens scais para investimento de capital são calculadas de modo que determinem subsídios scais e, assim, a quantidade de tributos a pagar.

A seguir, um exemplo do cálculo do uxo de caixa líquido para apenas um ano do projeto.

Suponhamos que em um ano qualquer:

Produção = 12 milhões de barris Capex = US$ 80 milhões Preço do petróleo = 50 US$/barril Opex = US$ 15 milhões

Taxa de royalties = 10 %Taxa de tributo = 50 %

Suponhamos que o único custo inicial anterior tenha sido de 120 milhões de dólares, despendido no ano anterior, com 25% de margem scal para investimento de capital de linha reta; assim, a margem scal para investimento de capital no ano presente = (0,25 × $120 milhões) + (0,25 × $80 milhões) = $50 milhões.

Receitas = Produção × preço do petróleo= 12 milhões de barris × $ 50/barril = $ 600 milhões

Capex = $ 80 milhõesOpex = $ 15 milhõesCusto técnico = $ 95 milhões Royalties = Receitas × taxa de royalties = $ 600 milhões × 0,10 = $ 60 milhõesSubsídios scais = Royalties + Opex + margem scal para investimento de capital

= $ 60 milhões + $15 milhões + $ 50 milhões = $ 125 milhões

Rendimentos tributáveis = Receitas – subsídios scais = $ 600 milhões – $ 125 milhões = $ 475 milhões

Tributo = Taxa de tributos × rendimentos tributáveis = 0,50 × $ 475 milhões

= $ 237,5 milhõesFluxo de caixa líquido do projeto = Receitas – CAPEX – OPEX – royalties – tributo

= $ 600 – 80 – 15 – 60 – 237,5 milhões = $ 207,5 milhões

Tomada do governo an trião

= Tributo + royalties

= $ 207,5 + 60 milhões= $ 267,5


379

Este cálculo foi demonstrado para somente um ano do projeto. Na prática, o de caixa líquido do projeto é construído realizando-se o cálculo para cada ano da vida do projeto. Um típico uxo de caixa de projeto é apresentado na Figura 14.5, com um mostrando como a receita acumulada normal-mente é subdividida entre Capex, Opex, governo an trião (através de pagamento de tributos e de royalties) e investidor (digamos, a empresa de petróleo). A quantidade acumulada de recursos provenientes da empresa ao nal do projeto é o líquido acumulado (Figura 14.6).

Figura 14.5 Componentes de um fluxo de caixa de projeto.

Figura 14.6 Fluxo de caixa acumulado.

14.2.2.5. Contratos de partilha de produçãoEnquanto sistemas scais de tributos e pagamento de direitos de exploração são

comuns, outro modo prevalente de sistema scal é o CPP (Contrato de partilha de produção), também referido em algumas regiões como acordo de partilha de produção (APP), conforme apresentado no Capítulo 2. Nestes arranjos, o investidor (por exemplo, a empresa de petróleo) rma acordo com o governo an trião para explorar e potencial-

380

mente avaliar e desenvolver uma área. O investidor age como um contratado para o governo an trião, que retém a propriedade de quaisquer hidrocarbonetos produzidos.

Tipicamente, o contratado arca com os custos de exploração, a avaliação e o desenvolvimento, reavendo esses custos a partir de parcela do óleo ou gás (petróleo de custo), considerando que o empreendimento tenha sorte o bastante para resultar em desenvolvimento de campo. Se o subsídio de petróleo de custo for su ciente para cobrir os custos anuais (Capex e Opex), custos em excesso costumam ser adiados para o ano seguinte. Depois da dedução do pagamento de royalties (se aplicáveis), o volume remanescente de produção (chamado petróleo de lucro) é, então, subdividido entre o contratado e o governo an trião. O contratado geralmente pagará tributo sobre sua parcela no petróleo de lucro. A Figura 14.7 apresenta a subdivisão de produção para um típico CPP.

Em termos de itens de uxo de caixa, para a empresa de petróleo:

Fluxo de caixa líquido do contratado = Receitas – despesas (ou custos)

= Custo da recuperação petróleo + líquido do tributo sobre os lucros do petróleo – Capex – Opex)

Fluxo de caixa líquido do governo = Pagamentos de royalties + tributo + participação estatal nos lucros do petróleo

Isto ilustra que o governo não precisa investir diretamente no projeto, o que não é necessariamente o caso nem mesmo para um sistema de tributos e pagamentos de royalties.

Existem muitas variantes sobre este tema, e os percentuais aplicados oscilarão de país para país e de contrato para contrato. Alguns sistemas de contrato de parti-lha de produção não cobrem pagamentos de royalties, mas ajustam a subdivisão da porcentagem de lucro do petróleo e a quantidade de petróleo de custo disponível, em vez de cumprir seus requisitos. Os termos gerais do CPP costumam ser delineados pelo governo no estágio de licitação, mas em seguida são aprimorados através de negociações entre governo e empresa de petróleo. Esse processo pode se prolongar, o que requerer paciência e esforços signi cativos de ambas as partes. O acordo nal deve ser aprovado pelos dois lados em questão: o governo, rmando um compromisso com a exploração, avaliação e desenvolvimento potencial com razoável tomada estatal das receitas; e a empresa de petróleo, celebrando um contrato com retorno potencial com base em seus critérios internos de investimento.

Em geral, o retorno da empresa de petróleo no CPP é inferior do que o de um sistema de tributos e pagamento de royalties. Esta é a razão pela qual os governos de muitas bacias recentemente desenvolvidas optaram por estabelecer CPPs (por exemplo, Argélia, Angola, Cazaquistão). Em bacias menos maduras, com maiores alvos prospectivos não descobertos de petróleo e gás, o governo tem capacidade de assegurar melhores termos do que em área madura, onde tradicionalmente foram estabelecidos sistemas de tributos e pagamentos de royalties.

Uma vantagem dos CPP é que o acordo inclui uma tabela de tempo e termos scais para exploração, avaliação e levantamento, bem como períodos de produção

(consultar tópico 2.3 do Capítulo 2). O fato de os termos do CPP serem xos reduz


381

algumas das incertezas associadas a sistemas de tributos e pagamentos de royalties onde o nível destes encargos citados pode variar ao longo do tempo de vida do campo. A Figura 14.8 nos dá uma indicação da frequência com que os termos de tributos e pagamentos de royalties se alteraram no setor do Mar do Norte, na Grã-Bretanha – esses riscos precisam ser considerados ao se investir no que pode ser um país poli-ticamente estável, mas que tem sido provado ser scalmente imprevisível.

Figura 14.7 Subdivisão de produção para um típico contrato de partilha de produção (CPP).

Figura 14.8 Mudanças no sistema fiscal da Plataforma Continental Britânica (Mar do Norte), UKCS.

382

14.2.2.6. Indicadores econômicos a partir do fluxo de caixaA partir dos uxos de caixa líquido e de caixa líquido acumulado, alguns indica-

dores econômicos básicos podem ser determinados. O uxo de caixa líquido determina o tempo de vida econômica do campo. Quando se torna permanentemente negativo devido às receitas decrescentes (por exemplo, as receitas são inferiores à soma de pagamentos de royalties e Opex em um sistema de tributos e royalties), então o pro-jeto deve ser interrompido, e a desativação ser planejada. A data do primeiro óleo é importante porque indica o ponto em que começam as receitas brutas. Para a maioria dos projetos, este é o ponto em que começa um uxo de caixa positivo anual líquido.

O ponto mais negativo do uxo líquido de caixa acumulado indica a máxima exposição de caixa do projeto. Caso o projeto tenha sido abandonado neste ponto, esta é a maior quantidade de recursos que o investidor perderá, antes de levar em conta as circunstâncias contratuais especí cas (como penalidades dos clientes, reivindicações dos sócios e dos contratados). Isso também representa fundos que são solicitados para nanciar o projeto – caso a exposição máxima seja maior do que a capacidade da empresa em levantar capital, então o investidor pode considerar a possibilidade de venda dos direitos de concessão de uma porção do projeto para um coinvestidor (o virtualmente intraduzível “farm-out”).

O ponto em que o uxo de caixa líquido acumulado se torna positivo indica o tempo de retorno do investimento (ou tempo de recuperação do investimento). Este é o período de tempo requerido para receber receitas líquidas acumuladas iguais ao investimento. Tempo de retorno é principalmente um indicador de risco – quan-to maior o tempo de retorno mais arriscado é o projeto, mas não diz nada sobre o

uxo de caixa líquido após o tempo de retorno nem considera a lucratividade total da oportunidade de investimento. Alguns setores menores usam tempo de retorno como critério principal para investimento – não é uma medida ruim, porque pode-se arguir que uma das primeiras regras de investimento é obter de volta os fundos de investimento –; tempo de retorno indica quanto tempo isso demorará.

O reverte para o investidor no nal do tempo de vida econômico do projeto. Dentre os indicadores mencionados até aqui, este pro-vavelmente é o mais importante porque mensura o prêmio nal.

A razão lucro/investimento ( – PIR) pode ser de ni-da de muitos modos, sendo mais signi cativa quando o uxo de caixa líquido foi descontado (mais detalhes sobre este assunto em breve). Em base sem desconto, o PIR pode ser de nido como a razão entre uxo de caixa acumulado líquido e investimento de capital. Este é o primeiro dos indicadores de e ciência de projeto, apontando o retorno do investimento de capital do projeto. Se o capital estiver restringido, como é comum estar, então o investidor deve ter por objetivo maximi-zar o retorno por unidade de investimento de capital, o que é muito bem medido por PIR. É simples de calcular, mas não re ete a temporização do investimento no uxo de rendas.

Faz-se necessária atenção especial no uso dos indicadores simples de uxo de caixa, porque eles falham em levar em conta mudanças em níveis gerais de preços


383

ou no custo de capital (conforme discutido no tópico 14.4). É sempre recomendável que a de nição dos indicadores seja citada para efeito de clareza de entendimento.

As Figuras 14.9 e 14.10 apresentam os indicadores nos diagramas de uxo de caixa líquido e de uxo de caixa líquido acumulado, enquanto a Tabela 14.7 compara o que esses indicadores dizem ao investidor sobre a natureza da economia de projeto.

Figura 14.9 Indicadores do fluxo de caixa líquido anual.

Figura 14.10 Indicadores do fluxo de caixa líquido acumulado.

14.3. Calculando um fluxo de caixa descontadoO uxo de caixa líquido do projeto discutido até agora segue um típico modelo

de projetos de exploração e produção (E&P); muitos anos de despesas (dando origem

384

a dé cits de caixa) no começo do projeto seguidos de uma série de excedentes de caixa. Os uxos de caixa líquidos anuais agora precisam incorporar a tempori-zação dos uxos de caixa, para dar conta do efeito do valor tempo do dinheiro. A técnica que possibilita que os valores de somas de dinheiro gastas em momentos diferentes sejam coerentemente comparadas é chamada ato de descontar. Isto é particularmente necessário para projetos E&P típicos, porque são distribuídos por muitos anos. Para projetos muito curtos, o ato de descontar seria menos aplicável.

14.3.1. Conceituação do ato de descontarSuponha-se ter de cumprir a obrigação de pagar uma nota de débito no valor de

£ 10.000 no prazo de cinco anos. Havendo garantia de uma taxa bancária de juros compostos de 7% ao ano (após impostos) sobre cada um dos próximos cinco anos, então, a soma investida hoje para que seja possível cumprir a obrigação em cinco anos seria:

Investimento hoje × (1,07)5 = £ 10.000

ou seja, Investimento hoje =£ 10.000

= £ 7.130(1,07)5

O valor presente (VP) da soma de £ 10.000 no prazo de cinco anos é de £ 7.130, supondo uma taxa de desconto de 7% ao ano.

O que calculamos foi o PV em uma data especí ca de referência de uma soma futura de dinheiro usando uma taxa especi cada de desconto. Em qualquer cálculo do ato de descontar é importante citar a data de referência e a taxa de desconto.

Se forem oferecidas hoje £ 7.130 ou £ 10.000 no prazo exato de cinco anos, deve-se ser indiferente às opções, a menos que se possa descobrir uma oportunidade alternativa de investimento que libere uma taxa garantida de juros melhor do que a que o banco está oferecendo, caso em que se poderia aceitar o dinheiro hoje e aplicar na oportunidade alternativa de investimento.

Em outras palavras, dadas as restrições em oportunidades de investimento, £ 7.130 hoje e £ 10.000 no prazo de cinco anos são equivalentes. A única diferença entre esses valores é a temporização e a oportunidade de investir sob taxa de juros de 7%.

14.3.2 .Estabelecendo a taxa de descontoNo exemplo anterior, a taxa de desconto usada foi a anual de juros compos-

tos oferecida pelo banco. Em oportunidades de negócios de investimentos, a taxa apropriada de desconto é o custo de capital da empresa. Isto pode ser calculado de diferentes modos, mas sempre deve re etir quanto custa para a empresa de petróleo tomar emprestado recursos que ela usa para investir nos projetos. O montante pode ser a média ponderada do custo do capital acionário e o capital de empréstimo de uma empresa.

Se a empresa fosse totalmente auto nanciada para seus próprios novos empre-endimentos, então a taxa de desconto apropriada seria aquela de retorno das opor-


385

tunidades alternativas de investimento (por exemplo, outros projetos), porque essa oportunidade é precedida por empreender o projeto proposto. Isso representa o custo de oportunidade do capital. Supõe-se que o retorno dos projetos alternativos seja pelo menos igual ao custo de capital da empresa; caso contrário, os projetos alternativos não devem ser empreendidos.

14.3.3. Procedimento do ato de descontarQuando o conceito de descontar é aceito, o procedimento se torna mecânico. A

fórmula geral para se descontar um uxo de dinheiro ocorrendo em um tempo de t anos (ct) para seu VP (co), supondo uma taxa de desconto (r), é

0 o t ou 1 r(1 )

ttt

cc c cr

o fator 1/ (1 + r)t é chamado fator de desconto.Por se tratar de operação puramente mecânica, pode ser realizada usando-se a

equação acima, ou considerando-se o fator apropriado de desconto em suas respectivas tabelas, ou, ainda, estabelecendo-se o problema em planilha. Dois tipos de fatores de desconto são apresentados para descontar ou meio ano.

Se a data de referência for estabelecida de começo de ano (por exemplo, 01.01.2008), então os fatores de desconto de ano inteiro implicarão que t seja um número inteiro e que os uxos de caixa ocorrem em montantes xos ao nal de cada ano. Caso o uxo de caixa ocorra uniformemente ao longo de todo o ano e a data de referência seja seu começo, então os fatores de desconto de meio ano serão mais apropriados, caso em que a equação de descontar seria:

co =ct

(1 + r)t – 0,5

1/ (1 + r)t – 0,5 é o fator de desconto de meio ano.Também é possivel descontar, obviamente, usando-se calculadora programável,

ou planilha, como Lotus 1-2-3 ou Microsoft Excel. Importante notar a função valor presente líquido (VPL). No Excel, por exemplo, uma sequência de números ( uxo de caixa líquido, no nosso caso) pode ser descontada a uma taxa escolhida de desconto (r) usando-se a função

= VPL (r %, referências de células para uxos de caixa líquidos), por exemplo = VPL (7 %, B2 : B20)

Por valor prede nido o Excel assumirá que os uxos de caixa líquidos ocorrem ao nal de cada ano. Se for pedido o descontar de meio ano, isto poderá ser adaptado como segue

= NPV(7 %, B2 : B20) × (1 + r)0,5

386

14.3.4. Descontando um fluxo de caixa líquidoO uxo de caixa líquido discutido no tópico 14.2 não levou em conta o valor tempo

de dinheiro, sendo, portanto, um uxo de caixa líquido não descontado. A técnica de descontar discutida pode agora ser aplicada a este uxo para determinar o VP de cada uxo líquido de caixa anual até a data de referência especi cada.

O exemplo seguinte gera o uxo de caixa descontado (FCD) de um projeto usando 20% de fatores de desconto de meio ano (Tabela 14.5).

O uxo total líquido de caixa não descontado é de 190 milhões de dólares. O de caixa líquido descontado total (24,8 milhões de dólares) é chamado valor presente líquido (VPL) do projeto. Como neste exemplo a taxa de desconto aplicada é de 20%, esta representação seria 20% VPL também grafada como VPL (20) ou, ainda, VPL20. Este é o VP no começo do Ano 1 do projeto total, supondo uma taxa de desconto igual a 20%.

O exemplo que acabamos de apresentar supôs uma taxa de desconto e um preço do petróleo. Como o preço do petróleo é notoriamente imprevisível e a taxa de desconto subjetiva, é vantajoso calcular o VPL em uma faixa de preços do petróleo e de taxas de desconto. Uma apresentação destes dados seria sob a forma de matriz. As taxas de desconto apropriadas seriam, digamos: 0% (ou seja, não descontado), 10% (o custo de capital), e 20% (o custo de capital somado a um subsídio para riscos). A faixa de preços de petróleo é novamente um julgamento subjetivo (Tabela 14.6).

Tabela 14.5 Calculando um fluxo de caixa descontado

Ano Fluxo de caixa líquido (milhões de US$)

Fator de desconto (meio ano)

Fluxo de caixa descontado(milhões de US$)

1 -100 0,913 -91,3

2 -120 0,761 -91,3

3 +60 0,634 +38,0

4 +200 0,528 +105,6

5 +120 0,440 +52,8

6 +30 0,367 +11,0

Total +190 +24,8

Tabela 14.6 Valor presente líquido em situações diferentes

Preço do petróleo (US$/barril) Taxa de desconto (%)0 10 20

VPL (milhões de US$)

50 200 100 50

40 120 50 -5

20 70 10 -20

A vantagem desta apresentação é que nos indica o grau de sensibilidade do VPL ao preço do petróleo e à taxa de desconto. Por exemplo, se o valor presente líquido de 40 US$/barril, a 20% for positivo, mas o valor presente líquido de 20 US$/barril


387

a 20% for negativo, isto indica que a um preço de petróleo em algum ponto entre 20 e 40 US$/barril o projeto quebra mesmo (isto é, tem um VPL de 0 US$ a uma taxa de desconto igual a 20%).

Se 10% for o custo de capital para a empresa, então o VPL(10) representa a medida real do valor do projeto. Quer dizer, qualquer VPL positivo que for alcançado depois de se descontar o custo de capital será o valor líquido gerado pelo projeto. A taxa de desconto de 20% é aplicada para incluir os riscos inerentes ao negócio, e seria uma taxa de desconto típica usada para triagem de projetos. Triagem será discutida em mais detalhes no tópico 14.5.

14.3.5. O impacto da taxa de desconto sobre o VPLQuando a taxa de desconto aumenta, o VPL diminui. O grá co da Figura 14.11

apresenta o uxo de caixa do exemplo anterior (supondo um preço do petróleo de US$20/barril e ignorando os efeitos da in ação) sob quatro taxas de desconto dife-rentes de meio ano (10%, 20%, 25%, 30%).

A uma taxa de desconto especí ca, o VPL é reduzido a zero. Esta é chamada taxa interna de retorno (TIR).

Quanto mais alta a TIR, mais robusto estará o projeto, ou seja, mais risco o projeto poderá suportar antes que a TIR sofra queda abaixo do nível do custo de capital. Caso a TIR do projeto não satisfaça o custo de capital, então o projeto será incapaz de reembolsar o custo de nanciamento (supondo que esteja nanciado a custo normal de capital para a empresa). A TIR, portanto, é frequentemente usada como um critério de triagem, o que será discutido no tópico 14.5.

Um modo de se calcular a TIR é esquematizar o VPL contra a taxa de desconto, e extrapolar/interpolar para estimar a taxa de desconto na qual o VPL se torna igual a zero, como acontece no per l de valor presente apresentado na Figura 14.11. O método alternativo de se calcular a TIR é usando software de planilha (função @ IRR em Lotus 1-2-3, = função IRR no Microsoft Excel). Esta função usa uma técnica de iteração para calcular qual taxa de desconto reduz o VPL do uxo de caixa líquido a zero. Deve-se ter cuidado quando o uxo de caixa líquido apresentar mais do que uma mudança de sinal (como um projeto ajustado em fases com um investimento signi cativo atrasado), porque existirão múltiplas soluções para a TIR.

Figura 14.11 Perfil do valor presente.

388

Portanto, com um indicador econômico nal agregado, vale a pena resumir as medidas de atratividade do projeto conforme apresentado no tópico a seguir.

14.4. Indicadores econômicosNo tópico 14.2, muitos indicadores econômicos foram derivados do uxo de caixa

líquido anual, sendo o mais e ciente deles a determinada quando o uxo de caixa líquido anual se torna permanentemente negativo.

O uxo de caixa líquido acumulado foi usado para derivar caixa – o valor nal do uxo de caixa líquido acumulado, exposição máxima – o valor máximo do dé cit de caixa; tempo de retorno (do investimento) – tempo até que o uxo de caixa líquido acumulado se torne positivo.

A de ciência da exposição máxima e do tempo de retorno é que nada dizem sobre o que acontece depois que o uxo de caixa líquido se torna positivo (ou seja, o inves-timento tenha sido recuperado), nem dão informações sobre retorno do investimento em termos de uma razão que seja útil para comparar projetos.

Discutimos a derivação e a importância do VPL, frequentemente considerado como o indicador mais importante no negócio de exploração e produção. É convidativo em sua simplicidade, mas unidimensional na medida em que não testa a e ciência de investir um montante restrito de capital.

Uma razão comum que indica a e ciência com que o projeto cria lucro é a razão lucro/investimento (PIR):

Fluxo de caixa líquido acumuladoPIRDespesas totais de capital

Isto pode ser mais útil se os itens do uxo de caixa estiverem descontados; por exemplo:

10% VPL10% PIR 10% VP Capex

onde 10% é o custo suposto de capital.Este indicador será particularmente e ciente onde o investimento de capital

for a principal restrição. Trata-se de medida de e ciência de capital, algumas vezes referida como VPL/CPL (custo presente líquido), ou razão VP.

Custos por barril (custos por barril de desenvolvimento e produção), também chamados custos unitários, custos técnicos unitários ou custos de desenvolvimento e elevação, são e cazes quando os níveis de ganho de produção ou de produção de transferência são obstáculo em um projeto, ou quando se fazem comparações técnicas entre projetos na mesma área geográ ca.


389

Capex Opex $Custo por barril Produção barril

Muitas vezes é mais vantajoso usar os valores descontados, para possibilitar o efeito tempo de dinheiro; assim,

VP Capex VP Opex $Custo Valor presente por barril PV Produção barril

Dentro da mesma área geográ ca (por exemplo, mesmas condições de pro-fundidade de água, condições climáticas, distância até a costa, estabelecimento de reservatórios), esta é uma ferramenta e caz para comparar projetos visando certi car-se de que se esteja sendo aplicado o conceito apropriado de desenvolvi-mento. Se os indicadores variarem muito, deve-se procurar os motivos.

Custos unitários variam dramaticamente por região – da ordem de US$ 10 a US$ 20 por barril no Mar do Norte, em águas profundas do Golfo do México, na Rússia, em North Slope (Alasca, Estados Unidos), mas apenas de US$ 2 a US$ 5 por barril no Oriente Médio. Este é um re exo da localização, do clima e da produ-tividade do reservatório.

No caso de um país cuja saída de produção esteja restringida pela capacidade de tubulações, porém, mais comumente por quota de produção da Opep (Organi-zação dos Países Exportadores de Petróleo), faz sentido minimizar o custo de valor presente (VP) por barril para produzir o nível de quotas tão barato quanto for pos-sível. Embora isto possa levar alguma ine ciência ao plano de desenvolvimento, a atratividade inicial desta aproximação simples é convidativa.

Concluindo, a Tabela 14.7 compara os aspectos do projeto salientados pelos indicadores econômicos discutidos até aqui. Demonstra que nenhum indicador isolado pode desenhar imagem completa da atratividade do projeto; portanto, normalmente é usada uma combinação destes indicadores para se tomar uma decisão de investimento. Qual indicador é de primordial importância dependerá da situação do investidor. Não havendo limitações, o valor presente líquido (VPL) seria provavelmente o indicador principal. Em um ambiente de capital restrito, a razão lucro/investimento (“PIR”) seria muito importante, e se o uxo de caixa for uma questão decisiva, então deve-se olhar sutilmente o retorno ou a taxa interna de retorno (TIR).

14.5. Triagem e classificação de projetosA triagem de projetos envolve veri cação de que o desempenho econômico

previsto de um projeto supere um limite ou “obstáculo” previsto. É usada para selecionar projetos interessantes em meio a outros que não decolam. Investidores usam comumente a taxa interna de retorno como critério de triagem testando a

390

TIR do projeto contra uma taxa mínima de obstáculos; por exemplo, 20% de TIR a 30 US$/barril. Desde que a TIR do projeto exceda a taxa de obstáculos, então o projeto será considerado, caso contrário é rejeitado no formato presente.

Tabela 14.7 Indicadores de lucratividade

Indicador Unidade Valor Eficiência Risco Temporização

Vida econômica ano

Exposição máxima $

Tempo de retorno (do investimento) ano

Fluxo de caixa líquido acumulado $

PIR (VPL/CPL) %

Custo técnico unitário (UTC) $/barril

VPL $

TIR %

Com recursos ilimitados, o investidor assume todos os projetos que atendam aos critérios de triagem. A é necessária para otimizar o negócio quando os recursos do investidor são limitados e haja dois ou mais projetos (todos aprovados pelos critérios de triagem) devendo-se optar por um apenas.

O per l de valor presente pode ser usado para selecionar a proposta mais atrativa à taxa de desconto apropriada se o indicador principal for o valor presente líquido. A Figura 14.12 ilustra que o resultado da decisão pode alterar as mudanças de taxas de desconto.

Sob taxas de desconto inferiores a 18%, a Proposta 1 é mais favorável em ter-mos de valor presente líquido, enquanto, considerando taxas de desconto acima de 18%, a Proposta 2 é mais atrativa. O valor presente líquido está sendo usado aqui como ferramenta de classi cação para os projetos. A um típico custo de capital de, digamos, 10%, a Proposta 1 gera o valor presente líquido mais alto, apesar de ter TIR mais baixa.

O procedimento típico seria efetuar a triagem dos projetos em oferta contra a TIR (taxa interna de retorno) de obstáculo, digamos 20%. No exemplo acima, ambos passam no teste. O degrau seguinte é classi car os projetos com base no valor presente líquido ao custo de capital. Isto então classi caria melhor o Projeto 1.

A escolha entre projetos com base apenas em TIR faz incorrer no risco de se rejeitar projetos de valor mais alto mas com mais modesta, embora ainda aceitável, taxa de retorno.

Novamente, a comparação entre indicadores de projeto (Tabela 14.7) deve ser mantida em mente – é preciso estar atento a quais critérios são importantes para a empresa naquele momento.


391

Figura 14.12 Classificação de projetos usando o perfil de VP.

14.6. Análise de sensibilidadeConforme discutido no tópico 14.2, os dados técnicos, scais e econômicos co-

letados para construir um uxo de caixa de projeto trazem consigo incertezas. Um caso econômico de base é construído usando, por exemplo, valores mais prováveis de per l de produção e estimativas de custo 50/50, com a “melhor estimativa” de preços futuros do petróleo e a antecipação de acordo de produção e sistema scal.

A m de testar o desempenho econômico das variações do projeto nos dados de entrada do caso base, efetua-se a análise de sensibilidade, que indica quão robusto o projeto é diante de variações de um ou mais parâmetros, e também destaca a quais das entradas a economia do projeto é mais sensível. Estas entradas podem ser levan-tadas de modo mais especí co. Por exemplo, se a economia do projeto for altamente sensível a atrasos na primeira produção, então o cronograma deverá ser submetido à revisão crítica de maior rigor.

Mudando-se apenas um dos parâmetros individuais de entrada de cada vez temos indicação mais clara do impacto de cada um no valor presente líquido (os in-dicadores típicos sob investigação), embora na prática haverá provavelmente uma combinação de mudanças. O efeito de se combinar varios parâmetros individuais costuma oferecer avaliação aproximada acrescentando-se os efeitos individuais ao valor presente líquido do projeto.

Parâmetros típicos que podem ser variados na análise de sensibilidade são:

– Capex (ou despesas de capital);– Opex (ou despesas operacionais) ( xas e/ou variáveis);– prognóstico de reservas e de produção;– atraso na primeira produção.

392

– temporização de subsídios scais (por exemplo, ring-fencing);– taxa de desconto;– preço do petróleo;– in ação (itens gerais e especí cos).

Caso o sistema scal seja negociável, seria apropriado que se analisasse as sensibilidades do projeto a essas entradas na preparação para discussões com o governo an trião.

Quando as sensibilidades são analisadas, o indicador econômico comumente apresentado é o valor presente líquido (VPL) da taxa de desconto que representa o custo de capital, digamos, 10%, no caso de ser considerado como valor verdadeiro do projeto.

Os resultados da análise de sensibilidade podem ser representados de modo tabular, mas uma representação grá ca e ciente é a esquematização da mudança em VPL(10) contra a mudança percentual no parâmetro que estiver sendo variado, conforme apresentado na Figura 14.13. Isto algumas vezes é chamado diagrama aranha.

A esquematização mostra imediatamente a qual dos parâmetros a 10% VPL é mais sensível – aquele com inclinação mais íngreme. Como consequência, as variáveis podem ser classi cadas na ordem de seus respectivos impactos relativos.

É útil truncar as linhas nos valores extremos que são considerados prováveis de ocorrer; por exemplo, o preço do petróleo pode ser considerado variando entre –40% e +20% do consumo do caso base. Esta apresentação acrescenta valor adicional à esquematização.

Figura 14.13 Diagrama de sensibilidade para 10% VPL.


393

14.7. Incorporando a inflaçãoIn ação é fator geralmente levado em conta em avaliações econômicas, porque

tornou-se um fato da vida na maioria das economias em décadas recentes. A in ação aumenta o preço dos bens e corrói o poder de compra do dinheiro ao longo do tempo. Ao fazer estimativas do montante futuro de dinheiro necessário para pagar materiais e serviços para nosso desenvolvimento de projeto, o melhor que, em geral, podemos fazer é estabelecer o custo na data de referência, que chamamos de custo do ano base (base year cost – BYC) e em seguida prever como isto se agravará no futuro, devido à in ação e a outros fatores especí cos de mercado. Esta prática possibilita que estimemos – o montante de caixa que trocará de mãos na data especí ca no futuro. Este agravamento pode ser aplicado aos custos e também aos preços do produto, se acreditarmos que os preços de petróleo ou de gás aumentarão no futuro.

Os cálculos econômicos de margem scal para investimento de capital, paga-mentos de direitos de exploração e tributos são realizados em MOD, liberando nesta base um uxo de caixa líquido. Com o objetivo de estimar o quanto isso pode ser compensador na data de referência, este uxo de caixa líquido então é de acionado de volta para termos reais (RT). Geralmente, a de ação e o ato de descontar discuti-dos no tópico 14.3 são combinados em única etapa. É importante perceber, contudo, que a de ação traz o dinheiro do dia (MOD) de volta a termos reais (RT), enquanto o ato de descontar é feito para re etir o custo de capital do projeto, corrigindo futuros

uxos de caixa líquidos para VP.O processo pode ser apreendido no diagrama da Figura 14.14.RT refere-se ao poder de compra do dinheiro. Suponhamos que $100 hoje

comprassem 100 pães a $1/pão. Se a in ação aumentasse o custo de um pão para $1,10 no período de um ano, então os mesmos $100 no prazo de um ano seriam capazes de comprar apenas 100/1,1 (isto é, 91) pães. O valor de RT do MOD $100 no período de um ano passou a ser apenas igual a $91. Qualquer pessoa cuja renda aumente menos do que a in ação está ciente da perda do valor em termos reais de seu ganho.

Para complementar, quando calculamos a taxa interna de retorno (TIR) do pro-jeto, isto geralmente é realizado mediante avaliação de qual taxa de desconto torna o uxo de caixa líquido de MOD igual a zero, conforme discutido no tópico 14.3. A taxa real de retorno (real rate of return – RRoR), como é usada por alguns analistas comerciais, é aquela de desconto que estabelece o uxo de caixa líquido de RT igual a zero. A taxas baixas de in ação, a RRoR é mais baixa do que a TIR por um valor aproximadamente igual à taxa de in ação.

394

Figura 14.14 Manuseando a inflação – tipos de dinheiro.

14.8. Economia de exploraçãoAté aqui, discutimos a economia de campos de desenvolvimento descobertos, e a

análise de sensibilidade apresentada era concernente com variações em parâmetros como reservas, Capex, Opex, preço do petróleo e temporização do projeto. Nestes casos, o risco de não haver reservas de hidrocarbonetos não foi mencionado, porque supôs-se que uma descoberta tivesse sido feita e que houvesse, pelo menos, alguma quantidade mínima de reservas recuperáveis. Este tópico considerará como prospectos de exploração são avaliados economicamente.

Em exploração econômica, devemos considerar o insucesso – a possibilidade de despender fundos sem retornos futuros. Uma típica taxa de sucesso em todo o mundo para classi car atividade de exploração (isto é, exploração em uma área desconhe-cida) é 1 descoberta comercial para cada 10 poços perfurados. Daí, uma estimativa das reservas resultando da atividade de exploração deverá levar em conta tanto as incertezas no volume de hidrocarbonetos recuperáveis quanto o risco de encontrar ou não hidrocarbonetos (Figura 14.15).


395

Figura 14.15 Curva de probabilidades acumuladas para um prospecto de exploração.

Lembremos uma típica curva de probabilidades acumuladas de reservas para um prospecto de exploração no qual as probabilidades de sucesso (PS) são de 30%. A parte de “sucesso” do eixo das probabilidades pode ser dividida em três faixas iguais, e as reservas médias para cada faixa são calculadas para proporcionar estimativas, respec-tivamente, baixa, média e elevada de reservas, se houver presença de hidrocarbonetos.

A partir desta curva de expectativas, se houver presença de hidrocarbonetos (30% de probabilidades), as estimativas, respectivamente, baixa, média e elevada de reservas, serão de 20, 48 e 100 milhões de barris padrão. O VPL para o prospec-to, respectivamente, para reservas baixa, média e elevada pode ser determinado estimando-se os custos de engenharia e prognósticos de produção para três casos. Isto deve ser realizado não apenas por escalonamento, mas adaptando-se uma solução de engenharia para cada caso, supondo que sabemos o tamanho das reservas antes de desenvolver o campo. Por exemplo, as reservas baixas podem ser desenvolvidas como um desenvolvimento satélite associado às instalações existentes, considerando que as reservas elevadas podem ser desenvolvidas de modo mais econômico usando instalação exclusiva de perfuração e produção.

De nimos o valor monetário esperado (VME) do prospecto de exploração como

EMV = VPL não sob risco × PS – custos de exploração VP

onde PS é a probabilidade de sucesso de um desenvolvimento econômico; VPL que não esteja sob risco é a média entre VPLs alto, médio e baixo (sem nenhuma consideração de custos de exploração e de avaliação); custos de exploração VP são os descontados da atividade de exploração.

PS é estimada usando as técnicas discutidas no Capítulo 3.

396

Um modo alternativo de se considerar VME é apresentar os resultados em uma árvore de decisão, apresentada na Figura 14.16 que usa os valores acima.

Supõe-se que o custo da atividade de exploração é de $10 milhões. Os VPLs de desenvolvimento das reservas elevadas, média e baixa, são, por sua vez, supostos como sendo, respectivamente, $200, $80 e $5 milhões, de modo que o caso baixo realmente causa uma perda ao levar em conta os custos de exploração. Com uma probabilidade de igual ocorrência dos casos respectivamente baixo, médio e elevado, bem como supondo que o caso baixo fosse desenvolvido para proporcionar um pequeno ganho, o VME do prospecto é de $85 milhões, novamente supondo um custo de exploração de $10 milhões. Neste problema usou-se o software da Palisade, chamado “Precision Tree®” [Árvore de Precisão] (Figura 14.16).

Figura 14.16 Exemplo de árvore de decisão.

Em termos muito simples, oportunidade de avaliação e de exploração signi ca ponderar o prêmio potencial (multiplicado pelas probabilidades de ganhá-lo) contra a certa perda do custo de exploração. A Figura 14.17 é uma representação deste cálculo de risco & recompensa.

Mesmo se o VME de um prospecto não perfurado (após a dedução de custos de exploração) for positivo, o investidor ainda precisará determinar se ele é signi cativo. Por exemplo, um prospecto com VME de 50 milhões de dólares seria atrativo se o custo de exploração fosse de 25 milhões de dólares. Tal oportunidade deveria ter uma “cobertura de risco” igual a dois. Em outras palavras, podem-se gastar 25 milhões de dólares garantidos para ganhar um prêmio líquido esperado de 50 milhões de dóla-res. Isto pode não ser atrativo para investidores que tenham outras oportunidades melhores para desenvolver. Neste caso, pode ser considerada a hipótese de venda de direitos de concessão (farm-out) para envolver um investidor com atitude diferente diante de tal risco.


397

Figura 14.17 Ponderando os riscos de exploração.

ANÁLISE DE RISCO

Introdução e aplicação: conforme já vimos, o negócio de óleo e gás envolve investi-mentos importantes em todos os estágios do ciclo de vida do campo. Durante os de ganho de entrada, exploração e avaliação, as despesas não garantem retorno, já no de desenvolvimento são feitos investimentos relevantes prevendo retorno após um longo período. Períodos de retorno de investimento são geralmente longos, e o

e procedimentos operacionais.

15.1. Definição de risco e unidade de medidaConsiderando que o grau de incerteza de projeto situa-se na faixa de valores

das entradas da análise econômica de projeto, e o risco de variação de preço será mensurado em termos de VPL de projeto. Claro que o resultado real pode ser melhor


400

-

agregar valor. Geralmente, aspectos monetários são convenientes medidas de risco,

riscos que apresentem impacto potencial negativo.-

considerado em termos do produto dos dois, o que pode ser considerável e tornar

15.2. Resumo de técnicas de análise de risco em exploração e avaliação

conforme apresentado nos Capítulos 7 e 14.-

lado do seguinte modo:

Probabilidades de sucesso (PS) Volumes de hidrocarbonetos recuperáveisPS = Reservas =

p (fonte) volume bruto de rocha (GRV)

× ×

p (migração) razão líquido/bruto

× ×

p (trapa selada) porosidade

× ×

p (reservatório) saturação de hidrocarbonetos

× ×

p (temporização) contração

× fator de recuperação

Reservas arriscadas = PS × reservas

Capítulo 15 I ANÁLISE DE RISCO

401

-arriscadas, conforme

mostrado na Figura 15.1.

Figura 15.1 Faixa de reservas arriscadas para um prospecto de exploração.

Neste exemplo, as reservas de p90, p50, p10 são de aproximadamente 10, 50 e

-

probabilidades de sucesso comercial

arriscadas p90, p50, p10.

para uma quantidade discreta de volumes de reservas, tipicamente os casos p90, p50 -

apresentada no Capítulo 14.

402

exploração, extraído do software PrecisionTree®

exploração.

-volvimento sejam dimensionadas apropriadamente. Coleta de dados geralmente

o grau de incerteza nos parâmetros-chave.

máximo de avaliação antes de ativar o desenvolvimento sem que se conheça o real


403

Figura 15.2 Cálculo de VME para um prospecto de exploração usando análise de árvore de decisão.

Fig. 15.3 Cálculo de valor de informações usando análise de árvore de decisão.

404

Fig. 15.4 Análise de sensibilidade para determinar o valor máximo de informações de avaliação.

15.3. Análise de risco para importantes investimentos de capital no projeto

-

estágios do plano de desenvolvimento em que os itens de risco possam ser identi-

caso, um processo de estágios sequenciados

-


405

Figura 15.5 Processo típico de estágios sequenciados.

estágio.

Estágio Atividade

Identificar Identificar a oportunidade de investimento.

Levantar Considerar opções de desenvolvimento e demonstrar que pelo menos uma é economi-camente viável. Determinar se há necessidade de atividade adicional de avaliação para melhorar o valor do projeto.

Selecionar Escolher entre as opções geradas com base em critérios econômicos, de meio ambiente e de segurança.

Definir Realizar projeto detalhado do conceito escolhido para desenvolvimento.

Executar Conseguir fornecedores e celebrar os contratos para construir as instalações, processar os equipamentos e perfurar. Fabricar, instalar e ativar a planta.

Operar Operar a instalação.

Estágio levantarempresas, e o processo de estágios sequenciados decididamente tem suas raízes na

-

mencionados, que serão apresentadas agora.

406

15.3.1. BrainstormingEstágio levantar -

zoáveis consideradas tenham sido triadas antes de decidir por uma “solução” precipitada. É da natureza humana recorrer ao conhecido e excluir o que não

brainstorming

-

Figura 15.6 Visão esquemática da técnica de livre debate.

15.3.2. Matrizes de risco de projeto e registros de risco

favorável.

versus

na introdução deste capítulo, a unidade de risco, em termos monetários, neste caso,


407

Figura 15.7 Matriz de risco de projeto.

-jeto, os itens principais serão então gravados em um Registro de Risco do projeto

responsável pelo acompanhamento de cada item.

projeto, a matriz de risco e o registro de risco serão usados novamente, mas desta

15.3.3. Análise de sensibilidade-

no indicador do projeto, geralmente o VPL do projeto, mostrado no eixo y. É resul-

x -

408

esquematização tipo tornado

-ros no eixo y

um parâmetro de entrada de cada vez.

Figura 15.8 Esboço de escala e de pontuação para uma matriz de risco de projeto.

Probabilidades de ocorrência

em %

Cronograma de tempo de impacto

Impacto sobre o orçamento em milhões de US$

alta > 75 > 3 meses > 30

média 30 a 75 1 a 3 meses 10 a 30

baixa 10 a 30 < 1 mês 1 a 10

insignificante < 10 < 1 semana < 1

Pontos

Impacto

insignificante baixo médio alto

Probabilidades de ocorrência

alta 4 8 12 16

média 3 6 9 12

baixa 2 4 6 8

insignificante 1 2 3 4

Capacidade de influenciar

alta

média

baixa

Capítulo 15 I ANÁLISE D

E RISC

O409

Figura 15.9 Exemplo de Registro de Risco.

I.D. Categoria Descrição Probabilidade Impacto Pontos

Capacidade de

Influenciar Mitigações potenciais ResponsávelC1 Comercial Sistema fiscal não finalizado A M 12 M Discutir termos de contrato de partilha de

produção com o Ministro do PetróleoGerente Comercial

C2 Comercial Falta de mão de obra qualificada local

A M 12 A Recrutamento local e treinamento RH

C2 Saúde, Segurança, Meio Ambiente

Políticas de meio ambiente ainda imaturas – queima poderá não ser uma opção

M M 9 M Discutir com o governo logo que possível – oportunidade de influenciar legislação

Gerente de Meio Ambiente

F1 Instalações Custos pouco entendidos M A 12 A Considerar aprimoramento das estimati-vas de custo

Engenheiro de Custos

F2 Instalações Assinalado CO2 em alguns

testes de produção M M 9 A Amostrar fluidos no próximo teste e

considerar metalurgia de manutenção adequada

Químico de Produção

F3 Instalações Alta Capex presente – ainda não considerados conceitos alternativos de desenvolvi-mento

A A 16 A Considerar conceitos alternativos para de-senvolvimento – produção, armazenagem e descarga flutuante (FPSO), conexões submarinas entre novos poços e unidades existentes de produção

Engenheiro de Projetos

F4 Instalações Capacidade de o anfitrião manusear tempestivamente produção do campo

B B 4 A Planejar temporização de conexão acima citada para o anfitrião

Gerente Comer-cial

F5 Processo Cera potencial em tubulação de conexão

M A 12 A Investigar uso de inibição de cera Engenheiro de Processos

W2 Poços 2 plataformas de perfura-ção – são ou não um custo desnecessário

M M 9 A Investigar perfuração de poço de longo al-cance a partir de um centro de perfuração

Gerente de Perfuração

W5 Poços / Instalações

Níveis de CO2 impactarão as

instalações e as especifica-ções de tubulações

M M 9 B Os tubulares (e revestimentos vedadores) devem ser concebidos (e custeados) com os níveis de CO

2 possíveis. Instalações podem ser especificadas quando os níveis de CO

2 estiverem confirmados.

Engenheiro de Processos

410

I.D. Categoria Descrição Probabilidade Impacto Pontos

Capacidade de

Influenciar Mitigações potenciais ResponsávelG1 (Prospec-

ção) G&G (Geológica e Geofísica)

Incerteza de selagem de falhamento influenciando compartimentalização

M A 12 M Método sísmico 3D de explosões de carga. Observar questões de selagem de falhamentos e tendências de selagem (por exemplo, falhamentos com uma deter-minada orientação) em afastamento e/ou campos análogos. Levantar parâmetros de tensão in situ e influência em falhamen-tos. Mitigar perfurando mais poços.

Geólogo

G2 (Prospec-ção) G&G (Geológica e Geofísica)

Segmentos do campo não avaliados

A B 8 A Considerar avaliações adicionais de poços.

Geólogo

G3 (Prospec-ção) G&G (Geológica e Geofísica)

Estimativas P90 atualmente antieconômicas, podem influenciar compra de sócios

A A 16 M Rever criticamente parâmetros presen-tes de P90 e levantar se não estão por demais pessimistas. Alterar onde for justificável.

Engenheiro de Reservatórios

RE1 Reservatórios Injeção de água abaixo da inclinação no reservatório não plano pode não ser possível

M A 12 A Considerar outras avaliações de poços abaixo da inclinação no reservatório não plano – investigar potencial de diagênese

Geólogo

RE2 Reservatórios Selagem de falhamento ao longo da espinha dorsal do campo petrolífero – caso contrário selagem poderá reduzir contagem de poços

M A 12 A Considerar um teste de interface em poços de avaliação ou em poços de produção precoce

Geólogo/ Engenheiro de Reservatórios

RE3 Reservatórios Recuperação de inundação de água com reservatórios fracamente conectados pode ser baixa

M A 12 M Considerar produtores e injetores exclu-sivos – pode requerer mais poços do que planejado

Engenheiro de Reservatórios


411

Figura 15.10 Análise de sensibilidade mostrada em diagrama aranha.

Figura 15.11 Formas de esquematização tipo tornado.

15.3.4. Análise de interessados

412

interessados

É compensador considerar estes protagonistas e esquematizá-los no diagrama

y -x representa

-

movimentos e quaisquer novos participantes.

Figura 15.12 Esquema de análise de interessados.


413

15.3.5. Problemas mais complexos: considerações específicas de subsuperfície

-dagens alternativas para manuseio do grau de incerteza de subsuperfície, das quais a

-

listagem das incertezas percebidas no campo.

modelos muito simples para determinar o impacto relativo de cada entrada listada.

Figura 15.13 Realizações múltiplas da descrição de subsuperfície.

414

de risco são aqueles que movem o resultado para o mais distante em relação ao caso

-

gerado, a maior amplitude, em comparação com um caso isolado, e a facilidade de -

ender a faixa real de incerteza e eventualmente deixar transparecer um falso senso de precisão nos modelos derivados.

-

-

na sequência, na qual um caso p90, p50 e p10 pode ser lido.

Figura 15.14 Abordagens alternativas para lidar com incertezas de subsuperfície.


415

Figura 15.15 Diagrama aranha mostrando o impacto das incertezas de subsuperfície.

Figura 15.16 Abordagem dominada por caso base para manuseio do grau de incerteza.

416

Figura 15.17 Abordagem estocástica múltipla para lidar com o grau de incerteza.

-

-

método determinístico-múltiplo

são as falhas estruturais e as propriedades de reservatório. Estas são diferenciadas


417

o roteiro seria considerado como prognóstico de alternativas viáveis.

Figura 15.18 Abordagem determinística múltipla, ou baseada em roteiro.

Figura 15.19 Faixa de casos determinísticos múltiplos para recuperação máxima.

418

Figura 15.20 Histórico de preços de petróleo ao longo do período de um século (fonte: Revisão Crítica Estatística de Energia Mundial 2006 da British Petroleum.)


419

a faixa de incerteza e proporcionando, digamos, um caso de p90 a ser selecionado, se necessário.

15.4. Gerenciando risco comercial

um histórico de preços de petróleo em termos reais de dinheiro do dia com referência

--

ciado por fatores como industrialização rápida, guerra, desastres naturais e outras

para retirar dos riscos de projeto o impacto da variação de preço. Em um arranjo de

-

no negócio. Claro que, no futuro, a empresa pode ganhar ou perder em comparação à situação do preço prevalente na data de venda, mas pelo menos a incerteza de preço foi eliminada.

de capital elevado com margem relativamente pequena, tal como uma planta de gás

-tica uma rotina.

GERENCIANDO O CAMPO EM PRODUÇÃO

Introdução e aplicação: durante a etapa de produção da vida do campo, o operador aplicará técnicas de gerenciamento de campo visando maximizar a lucratividade do projeto e realizar a recuperação econômica dos hidrocarbonetos, enquanto cumpre todas as obrigações contratuais e trabalha atendendo a certas diretrizes. Restrições físicas incluem desempenho dos reservatórios e dos poços e capacidade e operabilidade das instalações de superfície. A empresa tem de administrar fatores

deve administrar, durante todo tempo de vida de produção, fatores externos, como acordos com empresas contratadas e com a empresa nacional (local) de petróleo (NOC) ou com o governo local, legislação ambiental e forças de mercado (Figura 16.1).Algumas das abordagens e técnicas para medir desempenho e administrar as restrições estabelecidas para as instalações de subsuperfície e de superfície e os fatores internos e externos serão discutidas neste capítulo.Em primeiro lugar, consideraremos as restrições dos grupos mencionados, mas

todas atuam simultaneamente sobre a lucratividade de um campo em produção. Isto requer cuidadosos planejamento e controle das equipes trabalhando de modo centralizado e integrado, o que também será discutido.


422

Figura 16.1 As restrições sobre a produção.

16.1. Gerenciando a subsuperfície16.1.1. Desempenho dos reservatórios

No estágio de plano de desenvolvimento será construído um modelo de reserva-tório, usado para determinar o método ótimo de recuperação de hidrocarbonetos. Os critérios para a solução ótima serão mais provavelmente baseados em lucratividade e segurança. O modelo tem base inicial em um conjunto limitado de dados, talvez levantamento sísmico, cinco poços de avaliação e exploração, constituindo, portanto, uma aproximação da descrição real do campo. Ao começar a perfuração e a produção de desenvolvimento, dados adicionais são coletados e usados para atualizar tanto o modelo geológico, que abrange a descrição da estrutura, ambiente de deposição,

dinâmicas do modelo de reservatório.Um programa de monitoração do reservatório é executado, e com ele pode-se

reunir dados e fazer medições. A Figura 16.2 indica algumas das ferramentas usa-das para coletar dados; as informações coletadas e o modo pelo qual a informação será realimentada vão atualizar modelos e, em seguida, aprimorar a estratégia em andamento de desenvolvimento de reservatórios.

O modelo de reservatório geralmente será de simulação baseado em com-putação, como um modelo tridimensional descrito no Capítulo 9. À medida que a produção continua, o programa de monitoração gerará um banco de dados contendo informações sobre o desempenho do campo. O modelo de reservatório é usado para

Capítulo 16 I GERENCIANDO O CAMPO EM PRODUÇÃO

423

Figura 16.2 Atualizando a estratégia de desenvolvimento dos reservatórios.

revisão crítica no modelo, ajustando-o até que novo cotejamento, ou o chamado co-tejamento histórico, seja atingido. O modelo atualizado então é usado para prever

prognósticos de produção. Além disso, o modelo é usado para prever resultado de futu-ros planos alternativos de desenvolvimento. O critério geralmente usado para seleção

Serão discutidos certos exemplos do uso de dados coletados enquanto se moni-tora o reservatório.

Caso o PDC original não se tenha baseado em um levantamento sísmico 3D, que

levantamento tridimensional para propósitos de desenvolvimento. O levantamento aju-

e da extensão das areias de reservatório, o que é usado para melhor posicionar os poços de desenvolvimento. Em alguns casos, levantamentos de lapso de tempo, sísmicos tri-dimensionais e tetradimensionais efetuados com separação de alguns anos (consultar

Dados coletados de registros e testemunhos dos poços de desenvolvimento são

na qualidade do reservatório. Material de testemunhos também pode ser usado para suporte a dados de registros na determinação da saturação residual de hidrocarbone-tos ou da saturação residual de petróleo para inundação de água deixada para trás em uma zona de arraste.

Taxas de produção e de injeção ária. Por exemplo, em um campo de óleo, precisamos levantar não somente a produção de óleo proveniente do campo (que representa as receitas brutas do campo), mas tam-

424

bém as razões gás/óleo (RGO) e da água produzida comparada com o volume total de líquidos. No caso de um esquema de injeção de água, para um poço produzindo sob alta razão da água produzida em comparação com o volume total de líquidos deve--se considerar a redução em sua taxa de produção ou a mudança de intervalos de

de água, que não apenas causa mais esgotamento de pressão do reservatório mas também custos de descarte de água. A produção total e os volumes de injeção são importantes para o engenheiro de reservatórios determinar se a política de esgota-mento está sendo concretizada conforme o plano. Combinada com dados de pressão coletados, esta informação é usada para cálculos de balanço material com o objetivo de determinar a contribuição dos vários mecanismos motrizes, como expansão de

serão tiradas em poços de desenvolvimento selecionados usando-se bombas de amostragem de fundo ou a ferramenta testador modular di-nâmico (modular dynamic tester

de hidrocarbonetos, de cerca de 304,8 m, é comum observar variação vertical de segregação por gravidade.

A pressão de reservatório é medida em poços selecionados usando-se medidores de

em poços novos (RFT, MDT, consultar item 6.3.6 do Capítulo 6) para determinar o

do reservatório e a conectividade das camadas de areia. Elas são usadas em cálculos

exemplo seguinte apresenta uma esquematização de pressão de testador repetitivo de formação (RFT) que provém de um poço de desenvolvimento em campo que vinha produzindo há algum tempo (Figura 16.3).

Figura 16.3 Esquematização de pressão de RFT em um poço de desenvolvimento.


425

Comparando-se as pressões de RFT ao regime original de pressão no reser-

folhelho ou um falhamento entre as areias A e B que esteja pelo menos vedando parcialmente. As camadas de folhelhos (ou falhamentos) entre as areias C e D, bem como entre D e E, devem estar vedando totalmente, porque a areia D ainda está à pressão original. A comunicação vertical de pressão do reservatório, portanto, está limitada por estes aspectos. Supondo-se que o reservatório neste exemplo esteja sendo produzido por esgotamento natural, então pode ser constatado que a produção obtida das camadas B e C (que estão em comunicação vertical de pres-são) é mais rápida do que a produção obtida de outras areias, indicando que tais

não há produção alguma da areia D nesta área porque a pressão permanece não esgotada. Os dados do RFT, portanto, podem ser usados para derivar mais do que

ferramenta de Schlumberger.A monitoração da pressão de reservatório também indicará se a política dese-

jada de esgotamento de reservatório está sendo seguida. Por exemplo, se o plano de desenvolvimento destinava-se a manter a pressão de reservatório em patamar escolhido utilizando-se injeção de água, medições da pressão em poços chave mos-trariam se todas as áreas estão recebendo o suporte de pressão necessário, e podem levar à redistribuição de injeção de água ou salientar a necessidade de injetores adicionais de água. Se o mecanismo escolhido de impulsão de reservatório tiver sido o de impulsão por esgotamento, então a pressão de reservatório em poços-chave indicará se o esgotamento está distribuído de modo uniforme por todo o campo. Uma pressão relativamente não esgotada indicaria que a área em torno daquele poço não está em comunicação de pressão com o restante do campo, e pode levar à conclusão de que mais poços sejam necessários para drenar esta área no mesmo grau que o restante do campo. A presença de um aquífero natural ativo também pode ser constatada medindo-se a pressão de reservatório e os volumes produzidos; a contribuição do suporte de aquífero à pressão de reservatório seria calculada pelo engenheiro de reservatórios usando a técnica de balanço material (tópico 9.1 do Capítulo 9).

Em um reservatório que consiste de camadas de areias, seu arraste pode ser es-timado medindo-se a taxa de produção de cada camada através do uso da ferramenta

por cada camada, bem como indicar em quais camadas ocorreu avanço de gás ou de água (Figura 16.4).

426

Figura 16.4 Ferramenta PLT.

conforme demonstrado pelo aumento nulo na produção total quando a ferramenta

sendo produzido na camada B, que também é contribuinte importante para a taxa de -

reu avanço de água mais cedo na camada B do que em outras, o que pode ser motivo para seu fechamento, conforme discutido adiante. A falta de produção da camada C

falta de produção pode ser em razão de esta camada ter permeabilidade muito baixa, caso em que seria esperada sua pequena recuperação.

O movimento do contato hidrocarboneto-água (Hydrocarbon-water contact – HCWC) no reservatório pode ser determinado com base nos registros de furo sem revestimento de poços novos perfurados depois do começo da produção, ou com base no registro tempo de decaimento térmico (thermal decay time – TDT) obtido em poço de produção revestido existente. O TDT é capaz de diferenciar entre hidrocarbonetos

-ção provindos de uma fonte na ferramenta. Acionando-se a ferramenta de TDT no mesmo poço a intervalos de, digamos, 1 a 2 anos (TDTs de lapso de tempo), a taxa de

deslocamento no reservatório, bem como a intrusão de um aquífero.Durante a vida produtiva do campo, dados são coletados continuamente e usados

para atualizar o modelo do reservatório e reduzir o grau de incerteza na estimativa


427

estimativa de RM pode mudar ao longo do ciclo de vida do campo. Um entendimento aprimorado do reservatório auxilia ao selecionar melhores planos para desenvolvi-mento adicional, e pode causar aumentos na estimativa de RM. Este nem sempre é o caso; a concretização de um reservatório mais complexo do que descrito previamente, ou partes do antecipado reservatório erodido, reduziriam a estimativa de RM.

16.1.2. Desempenho do poçoO objetivo do gerenciamento de desempenho do poço no esquema apresentado

na Figura 16.1 é reduzir as restrições que o poço poderia impor sobre a produção dos hidrocarbonetos a partir do reservatório. As restrições de poço passíveis de limitar o potencial do reservatório podem ser subdivididas em duas categorias: do intervalo de completação e dos tubos de produção.

Figura 16.5 Mudança típica de estimativa de RM durante a vida do campo.

428

O quadro a seguir indica algumas das restrições:

De intervalo de completação De tubos de produção

Película de danos Concepção de coluna de tubos de produção

Película geométrica – tamanho

Produção de areia – restrições ao fluxo

Formação de crosta Otimização de elevação artificial

Formação de emulsão Produção de areia

Retirada de asfaltenos Formação de crosta

Produção de fluidos indesejados Dimensão de válvula ajustável

Para se atingir o potencial do reservatório, estas restrições de poço devem ser película de danos pode

película geométrica o é efetuando-se mais canhoneios, conforme descrito no tópico 10.2 do Capítulo 10. Formação de crosta pode ocorrer quando as águas de injeção e de formação se misturam, e pode ser precipi-tada no reservatório, bem como na parte interna dos tubos de produção; isto pode ser removido do reservatório e dos tubos de produção quimicamente ou através de raspagem mecânica dos tubos de produção.

Fluidos indesejados são aqueles sem valor comercial, como água e quantidades não comerciais de gás em um desenvolvimento de campo de óleo. Em reservatórios

-dos são produzidos, frequentemente, em primeiro lugar provenientes das camadas mais permeáveis, nas quais o deslocamento é mais rápido. Isto reduz a produção real de óleo e esgota a pressão do reservatório. Camadas que são mostradas pelas

-gadas” por meio da recompletação de poços. Os diagramas das Figuras 16.6 e 16.7

desligadas. Uma zona subjacente de água pode ser isolada estabelecendo-se um conjunto vedador sobre a zona que contém água; isto pode ser feito sem remover os tubos de produção aplicando-se um conjunto vedador dilatável através dos tubos de produção. Uma camada subjacente produzindo gás pode ser desligada comprimindo--se cimento através dos canhoneios ou isolando-a com uma emenda de revestimento chamada revestimento vedador de crosta, operação na qual os tubos de produção primeiro teriam de ser removidos. Isto é chamado atividade de recondicionamento do poço e requer plataforma ou pelo menos um guincho para poços mais rasos com completações simples.

Atividades de recondicionamento podem ser realizadas para reparar equipamentos

produção do poço além de, possivelmente, recuperação e recolocação dos tubos de pro-dução. Considerando que isto sempre é indesejável sob o ponto de vista da produção, atividades de recondicionamento costumam ser agendadas para realizar uma série de tarefas simultaneamente; por exemplo, renovando os tubos de produção ao mesmo tempo em que se muda o intervalo de produção.


429

Figura 16.6 Recompletação de um poço para cima.

Figura 16.7 Recompletação de um poço para baixo.

A corrosão dos tubos de produção 2S) (corrosão azeda) ou dióxido de carbono (CO2) (corrosão doce) pode se tornar tão severa a ponto de os tubos de produção vazarem. Este fato certamente demandará uma atividade de recondicionamento.

A monitoração das condições dos tubos de produção para rastrear a taxa de corrosão pode ser feita para antecipar falhas e possibilitar sua substituição antes de ocorrer vazamento.

A concepção da coluna de tubos de produção deve minimizar as restrições ao Completações de furo único visam usar tamanho único de conduto a partir do

reservatório até a cabeça dos tubos de produção para conseguir esta minimização. O tamanho dos tubos de produção deve maximizar o potencial do reservatório. O exemplo

430

apresentado na Figura 16.8 mostra que, no começo da vida do campo, quando a pressão do reservatório é PiEntretanto, quando a pressão do reservatório declinar, os tubos de produção iniciais não serão mais capazes de produzir para a superfície e serão necessários tubos de

requer atividade de recondicionamento. Se é melhor ou não instalar os tubos de pro-

necessitando de posterior atividade de recondicionamento) constitui decisão econômica.A interação entre desempenho de tubos de produção e desempenho do reserva-

foram discutidas no tópico 10.8 do Capítulo 10. -

ção serão otimizadas com o objetivo de maximizar a produção. Por exemplo, a razão ótima gás/líquido será aplicada para elevação de gás, possivelmente usando operações assistidas por computador (CAO), conforme discutido no item 12.2 do Capítulo 12.

e sim no ponto em que a energia de impulsão natural do reservatório diminuiu. A

Produção de areia em formações frouxamente consolidadas pode levar à erosão de tubulações, válvulas e preenchimento com areia tanto no depósito do poço quanto nos separadores de superfície. Além disso, a areia pode entupir os tubos de produ-

monitorada por detetores em linha. Caso a quantidade de areia produzida se torne inaceitável, então deve-se consideradar a hipótese de exclusão de areia de fundo (tópico 10.7 do Capítulo 10).

Figura 16.8 Escolha de tamanho dos tubos de produção.


431

Durante a produção, a “saúde” do poço é monitorada medindo-se:

Com base na pressão diferencial de fundo existente e levantamentos de prepa-ração podem ser medidos a permeabilidade, o índice de produtividade do poço e a película de completação. Qualquer desvio relacionado a medições anteriores ou aos valores calculados teoricamente deve ser investigado para determinar se a causa deve ser tratada.

Tecnologia nova exemplo, poços de desenvolvimento horizontal foram perfurados em muitos campos maduros para recuperar óleo remanescente, especialmente onde este estiver presente

óleo. O advento de poços multilaterais perfurados com tubos de produção bobinados proporcionou uma opção de custo baixo para produzir óleo remanescente bem como de reservatórios de baixa produtividade.

plano de desenvolvimento, bem como para exploração e avaliação. Um levantamento

poços de enchimento, que são aqueles perfurados depois dos principais de desenvol-vimento, com objetivo de produzir óleo remanescente.

16.2. Gerenciando as instalações de superfícieO propósito das instalações de superfície é liberar hidrocarbonetos vendáveis

de um modo seguro e aceitável em termos de meio ambiente. As principais funções das instalações de superfície são:

de areia a partir de líquido;

tubulação;

para um navio-tanque.As instalações de superfície usadas para executar estas funções foram discu-

navios, válvulas, tubulações, tanques etc. Este tópico se concentrará na otimização do sistema de produção concebido e instalado na etapa de desenvolvimento. O sistema precisa ser gerenciado durante o período de produção para maximizar a capacidade do sistema ou ganho possível e disponibilidade ou fração de tempo em que o sistema se apresenta disponível (para produzir à plena capacidade).

432

16.2.1. Restrições de capacidadeDurante a etapa de projeto, os itens de hardware de equipamentos e instala-

ções são concebidos para condições operacionais que estejam previstas com base em informações coletadas durante a avaliação do campo, e como resultado de estudos, como simulação de reservatório.

Os parâmetros de projeto, em geral, serão baseados em levantamentos de:

longo do tempo;

tempo:

Durante o período de produção do campo, o gerenciamento das instalações de superfície envolve otimização do desempenho dos sistemas de produção existentes. A faixa operacional de qualquer item de equipamento dependerá do seu tipo, por exemplo, separador líquido-gás, e sua seleção no estágio de concepção, mas haverá condições operacionais máximas e mínimas, como no caso do ganho. O ganho mínimo pode ser descrito pela razão de ganho controlável

Valor mínimo de ganhoRazão de ganho controlável = 100%Valor de ganho estabelecido no projeto

Abaixo do ganho mínimo, um item de equipamento, como compressor de gás não funcionará. O processo deve, portanto, ser gerenciado de modo que mantenha a produção acima daquele valor mínimo de ganho.

A preocupação mais frequente é a capacidade máxima do item de equipamento,

Para um item individual de equipamento, como um separador, aumento na capaci-dade máxima pode ser alcançado pela monitoração das condições operacionais, como temperatura, pressão, altura do vertedor, e pela feitura de dessas condições

engenheiro de processos e pelo operador, deve ser contínuo, porque as propriedades da alimentação mudam com o tempo. São mantidos registros das condições operacionais dos itens de equipamentos para auxiliar a determinação das condições ótimas, e para indicar quando o equipamento está com desempenho anormal.

O sistema de produção de superfície consiste em uma série de itens de equipa-mentos, como ilustrado na Figura 16.9, que mostra a capacidade máxima dos itens quanto a manuseio de petróleo. A capacidade máxima do sistema é determinada pelo componente do sistema dotado da menor capacidade de ganho.

-


433

lada em duplicata em paralelo para uma nova capacidade de, digamos, 80 mil b/d,

aumentar a capacidade do item que esteja limitado – a capacidade total do sistema é chamado descongestionar. É comum descobrir que ao solucionar uma restrição na

descongestionamento é ou não economicamente compensador pode ser determinado tratando-o como um projeto incremental

-tionar o sistema de produção. Uma atividade de descongestionamento pode ser tão simples quanto mudar o dimensionamento de uma válvula ou ajustar a altura do vertedor em um separador.

O exemplo anterior é simples; pode-se constatar que os itens individuais fazem parte da cadeia no sistema de produção, no qual os itens são dependentes entre si. Por exemplo, a pressão e a temperatura operacionais do separador determinarão as

modelagem do sistema para determinar o impacto sobre o desempenho global do sistema de uma mudança de condições em uma parte do processo. Isso envolve vinculação conjunta da simulação matemática dos componentes; por exemplo, programas de procedi-mento de simulação do reservatório, desempenho dos tubos de produção, tubulação

sensibilidades efetivadas como cálculos antes da implementação.Descongestionar é particularmente importante quando o campo em produção

está em platô de produção, porque fornece um meio de recuperação precoce ou de

A Figura 16.9 pode ser caracterizada por um diagrama alternativo, chamado modelo (matemático) da válvula ajustável, no qual itens de equipamentos são repre-sentados como válvulas ajustáveis no sistema. Novamente um modelo de sistema

Figura 16.9 Sistemas de produção de superfície.

434

16.2.2. Restrições de disponibilidadeDisponibilidade refere-se à parcela de tempo em que as instalações são capazes

de produzir à plena capacidade. A Figura 16.10 apresenta as fontes principais de indisponibilidade de um item de equipamento.

Figura 16.10 Disponibilidade de equipamentos.

Item de equipamento é concebido conforme certos padrões e condições operacio-nais sem os quais não deve ser operado. O equipamento deve ser periodicamente ins-pecionado e/ou testado para assegurar que seja capaz de desempenhar seguramente nas condições limites de concepção. Por exemplo, um sistema dilúvio de água para

do sinal apropriado e libere água na taxa designada. Caso itens de equipamentos tenham de ser paralisados para teste ou inspeção, por exemplo, examinando-se se há corrosão interna de uma recipiente de pressão, isto o tornará temporariamente indisponível. Se o item de equipamento for de sistema principal de processo, como um dos apresentados na Figura 16.9, o conjunto completo de processo será paralisado. Este também seria o caso ao se testar um sistema que tenha sido concebido para

Onde for possível, inspeção e testes são concebidos para execução on-line visando evitar interrupção da produção, mas, por outro lado, essas inspeções são agendadas para coincidirem. O período entre testes plenos de funções de equipamentos de processo é algumas vezes estabelecido pela legislação.

A prestação de serviços de manutenção de itens é uma atividade rotineiramente agendada, gerenciada do mesmo modo que a inspeção, e os períodos entre manutenções dependerão da concepção do equipamento. Os períodos podem ser estabelecidos com base em calendário, ou seja, ao longo de 24 meses, ou em horas de serviço a cada 10 mil horas de operação.

Pane e reparo subsequente decididamente não são agendados, mas dão origem à indisponibilidade do item. Alguns itens não decisivos podem ser mantidos à base


435

Entretanto, um item que seja decisivo para manter o sistema de produção operando será concebido e mantido para tornar as probabilidades de pane muito baixas, ou poderá ter como reserva uma unidade em espera.

do processo podem ser necessárias devido à concepção inicial subótima do equipamento, ou para implementar novas tecnologias, ou ainda porque surgiu alguma ideia para melhorar o sistema de produção. Descongestionamento seria

o sistema se torna temporariamente indisponível.Todas as atividades descritas reduzem a disponibilidade total de itens, e

possivelmente a do sistema de produção. O gerenciamento da disponibilidade do sistema articula-se sobre planejar e agendar atividades como inspeção, prestação

minimizar a interrupção do tempo produtivo. Durante uma parada programada, -

vel desse tipo de trabalho costuma ser concluído. A redução da indisponibilidade devido a pane é gerenciada através do projeto inicial, de manutenção e de unidade reserva do equipamento. Sem contar com as paradas programadas, um típico tem-po produtivo [tempo em que o sistema está disponível (para produzir ao máximo)]

16.2.3. Gerenciando despesas operacionaisDurante a vida produtiva, a maior parte do dinheiro gasto no campo será com

Opex, que inclui custos como:

toda a equipe lotada na empresa, alojamentos, instrução;

No tópico 14.2 do Capítulo 14 sugeriu-se que as Opex fossem estimadas no estágio de plano de desenvolvimento com base em uma porcentagem das Capex acumuladas

-ção de hidrocarbonetos (caracterizando as Opex variáveis). Este método tem sido amplamente aplicado, com valores dos percentuais e de custo por barril baseando-

a produção do petróleo declina, isto também ocorre com o valor estimado das Opex,

mais manutenção, além de sofrerem panes mais frequentes.A Figura 16.11 demonstra que, apesar da antecipação do projeto incremental,

por exemplo, compressão de gás durante o período de declínio, as Opex reais divergem

no estágio do plano de desenvolvimento, porque as despesas mais tardias são mais

436

pesadamente descontadas. Entretanto, para uma empresa gerenciando o projeto durante o período de declínio, a diferença é muito real; a empresa se defronta com

Figura 16.11 Opex reais versus estimadas.

Esses aumentos em despesas planejadas podem ameaçar a lucratividade de um projeto em seu período de declínio; as Opex podem ultrapassar os subsídios de custo de petróleo sob um contrato de partilha de produção (PSC).

basear os cálculos nas atividades reais esperadas durante o tempo de vida do campo. Esta prática requer estimativas de custo para operar o campo baseadas no planejamento do que realmente estará acontecendo às instalações e prognósticos de mão de obra por todo o tempo de vida

-furação, engenharia, manutenção, operações e recursos humanos na elaboração de estimativas de atividades baseando os custos em dados históricos. Esta técnica de custeio baseada em atividades é muito mais onerosa do que a simples abordagem econômica (consultar tópico 14.2 do Capítulo 14), mas proporciona, de fato, um levantamento mais preciso e auditável das verdadeiras despesas operacionais do desenvolvimento.

ocorre e deve ser gerenciada. O objetivo é manter a produção de um modo seguro e responsável em termos de meio ambiente, enquanto se tenta conter ou reduzir custos. A abordagem ao gerenciamento deste problema se dá através de revisão crítica de:

-ma, supervisão;

tubulações, navios de apoio, terminal;


437

de qualidade.É interessante notar que, respectivamente, pessoal e logística representam de

controle de custos e a

e se precisam ser atualizadas.

16.3. Gerenciando os fatores externos

produção fruto de acordo, demanda de mercado, nível de demanda de mercado para um produto em particular, acordos com contratantes e legislação. Estes fatores são ge-renciados planejando-se taxas de produção e gerenciamento da operação de produção.

Por exemplo, uma meta de produção pode ser celebrada entre a empresa de petróleo e o governo. Uma taxa média de produção para o ano civil será estabelecida fruto de acordo, em, digamos, 30 mil barris padrão ao dia, e as taxas reais de produ-

máximo realizável de produção para o ano seguinte, a empresa de petróleo deverá levar em consideração o potencial de reservatório e também todas as restrições dis-cutidas até aqui antes de se dirigir ao governo com proposta de meta de produção. Após discussões técnicas entre a empresa de petróleo e o governo, estabelece-se em acordo meta de produção. Penalidades poderão incidir se a meta não for cumprida

A empresa de petróleo também será convocada a periodicamente submeter relatórios à NOC ou ao governo e a sócios no empreendimento. Estes incluirão:

de elevação de gás.Forças de mercado determinam a demanda por um produto, e esta será usada

para prognósticos de vendas de hidrocarbonetos. Este é um dos fatores considerados por alguns governos ao estabelecer metas de produção para a empresa de petróleo. Por exemplo, boa parte do gás produzido no Mar do Sul da China é liquefeito e exportado por navio-tanque para o Japão, lá destinado a uso industrial e doméstico; o contrato

empresa de petróleo nacional chinesa, no caso, NOC.A demanda para mudanças sazonais de gás doméstico em climas temperados

Europa do Norte causa um aumento agudo na demanda por gás, e contratos de vendas de gás nesta região permitirão ao comprador demandar aumento episódico

438

(até um determinado valor máximo) da parte do fornecedor. Como salvaguarda para

subterrâneos durante os meses de verão em cavernas salinas ou em campos esgotados de gás, e depois retirado em momentos de pico de demanda.

Contratos assinados entre a empresa de petróleo e empresas de suprimento ou -

ção. Esta é a razão pela qual as empresas petrolíferas focalizam os tipos de contrato que celebram. Tipos de contratos comumente usados na indústria do petróleo estão

A legislação -biental da empresa de petróleo, o que constitui uma das restrições que deve ser gerenciada. Isto pode variar desde legislação sobre a concentração permissível de petróleo na água de descarte até a quantidade máxima de horas de trabalho semanais de um empregado e a provisão de benefícios em caso de doença para empregados e suas famílias. A empresa de petróleo deve estabelecer uma orga-nização interna que possibilite comunicar devidamente aspectos essenciais da legislação, presente e nova, às partes importantes da empresa; por exemplo, aos departamentos de engenharia de projeto, de operações e de recursos humanos. A tecnologia e práticas da empresa devem pelo menos cumprir os obrigações legais, e muitas vezes a empresa tentará se antecipar à legislação futura ao formular seu plano de desenvolvimento.

Um aspecto comum da legislação, importante de ser notado, é o requisito para que um estudo de impacto ambiental (EIA) seja realizado antes de qualquer atividade de avaliação ou de desenvolvimento. EIA é usado para determinar o im-

impacto negativo esteja previsto. Mais detalhes sobre EIA foram apresentados no

16.4. Gerenciando os fatores internosDurante a produção, a empresa de petróleo necessitará estruturar suas operações

para gerenciar muitos fatores internos, como:

estrutura organizacionalrequerido de informações para desenvolvimento e gerenciamento do campo o mais fácil possível. Por exemplo, ao tentar coordenar operações diárias, são necessárias informações sobre:


439

Não existe solução única para a estrutura organizacional necessária visando alcançar este objetivo, e as empresas periodicamente mudam suas organizações

para operações diárias; uma lista muito diferente surgirá para o plano de desenvol-vimento. Muitas vezes, as tarefas necessárias para produção e desenvolvimento são

apenas uma parte da organização de uma empresa (Figura 16.12).

Figura 16.12 Estrutura organizacional para planejamento de operações e de desenvolvimento.

Esta estrutura é organizada por função – membros de uma função técnica são agrupados juntos. Alternativa para a organização baseada em funções é uma organi-zação baseada em ativos. O ativo pode ser um campo produtivo, um grupo de campos ou uma área de interesse de exploração.

Procede-se ao planejamento com o intuito de direcionar os negócios e as operações da empresa e também para estabelecer quais atividades ela deseja desempenhar. Haverá geralmente um plano de negócios de cinco anos, que estabelece os objetivos de longo prazo, um plano de operações de um ano para atividades de operações e um cronograma de operações

cronograma de 30 dias, de quando as atividades

das operações de superfície e de subsuperfície. Mesmo no âmbito do cronograma de

será programada em detalhes pelos programadores de produção, determinando, por exemplo, tamanho de afogador para poços e meta de produção por poço. Cada um destes planos envolverá um orçamento que descreverá as despesas propostas.

Além dos requisitos de relatórios externos mencionados no tópico 16.3, haverá relató-rios internos gerados para distribuir informações dentro da organização. Estes incluirão:


440

-namento, perfuração de desenvolvimento;

Uma das principais razões para elaboração de relatórios internos é proporcio-nar um banco de dados das atividades que podem ser analisadas para determinar se melhorias poderão ser feitas. Embora o processo de revisão crítica de progressos e de implementação de melhorias deva ser contínuo, auditorias periódicas em de-terminadas áreas do negócio da empresa deverão acontecer. Auditorias são sempre focadas nas áreas de preocupação, e proporcionam o mecanismo para uma revisão crítica do processo usado para desempenhar o negócio. Isto simplesmente constitui parte do ciclo de aprendizado, que é um dos princípios básicos de gerenciamento.

A equipe de auditoria pode ser formada em uma base conforme a demanda,

integral dedicada à tarefa, percorrendo projeto a projeto. Uma abordagem popular a este modo de garantia de qualidade é chamada revisão crítica feita por pares de

revisão durante um período curto e exclusivo para aplicar seus conhecimentos e

esteja sendo auditado (Figura 16.13).O das atividades da empresa é gerenciado pelo departamento

orçamento são o mecanismo pelo qual o gerente se mantém informado quanto ao modo de desempenho das reais receitas e despesas contra o plano que consta no orçamento.

e atualizado a cada trimestre.

Figura 16.13 Um dos princípios básicos de gerenciamento.

GERENCIANDO O DECLÍNIO

Introdução e aplicação: o começo do período de declínio de produção de um campo

declínio econômico

17.1. Perfuração de enchimento

perfuração de enchimento.

442

Figura 17.1 Hidrocarbonetos não drenados.

No caso de óleo ático/de compartimento e de camadas ou blocos isolados de fa-lhamentos,

Capítulo 17 I GERENCIANDO O DECLÍNIO

443

Figura 17.2 Reservas adicionais e aceleradas.

Figura 17.3 Influência de um ponto de drenagem de preenchimento.

444

17.2. Atividade de recondicionamento de poços

Figura 17.4 Um candidato a recondicionamento.

O potencial de produção

dano mecânico


445

ou bobinada

Dano de formação s

. ão .

Tratamento com ácido

Se o avanço de ou de

isolamento zonal mecâni-cas

químicas,

espremer para fora

446

Figura 17.5 Colocação de ácido em tubagem bobinada.

Figura 17.6 Bloqueio da água com produtos químicos.

O

poço desviado

17.3. Recuperação melhorada de óleo (EOR)


447

in situ

17.3.1. Injeção de vapor

embebido

inundação de vapor,

448

17.3.2. Combustão no local (in situ)in situ

17.3.3. Deslocamento de fluido miscível

Figura 17.7 Injeção alternada de água e gás (WAG).


449

17.3.4. Água de inundação enriquecida com polímeros

17.4. Descongestionamento de produção

Figura 17.8 Congestionamentos potenciais de instalações.

450

versus

Figura 17.9 Perfis de custo e de renda incrementais.

17.4.1. Tratamento de água produzida

a forma de hidrociclones


451

reinjetado

intervenção em poços. Se

Figura 17.10 Recondicionamento de poços para reduzir variação de fração de água no óleo.

452

se-paração de fundo,

através do revestimento,

produção intermitente,

17.4.2. Manuseio de gás

pode ser

up-dip

combustível


453

17.5. Desenvolvimento incremental

desenvolvimento satélite

cabeça de poço submarina

Figura 17.11 Desenvolvimento satélite.

454

17.5.1. Desenvolvimento de poços horizontais de difícil acesso

ERD

Figura 17.12 Desenvolvimento de poços horizontais de difícil acesso.

17.5.2. Desenvolvimento satélite

desativadas parcialmente


455

DESATIVAÇÃO

Doneivan Ferreira

Introdução e aplicação: No devido tempo, todo campo desenvolvido (onshore ou offshore

-

O termo “descomissionamento” (decommissioningoffshore -

comis-sionados

descomissionadas-

offshoreplugging


458

Majors -

Essas empresas têm expectativas de grande rentabilidade, taxas de re-majors podem ser

upstream downstream

-

concessionária (major

diária (peak

-

-

-o

3

Capítulo 18 I DESATIVAÇÃO

459

dia para gás natural onde exista infraestrutura de escoamento da produ-3

Um grande campo operado por uma major atingirá um patamar de baixa

seja, o mesmo campo ainda será de grande atratividade para uma empresa

Figura 18.1. Prolongamento da vida de projetos e oportunidades para aumento da produção.

-

transferência de ativos entre operadores for bem elaborado, simples e mantendo

majors

-

460

offshore

-

receita adicional e, potencialmente, traria uma parceria para as atividades de -

-

royalties

a atividade movimenta economias locais e regionais, gerando uma cadeia de be-

Como transferir esses ativos? (2) Como transferir os passivos (custos de descomis-

18.1. Por que um campo marginal é interessante para uns e não para outros?

majors e deveriam


461

-

-

três grupos de empresas: majors

Tabela 18.1. Portfólio de ativos de uma major ou independente grande

Ativo/Campo VPL Produção

No 1 US$ 1,2 Bi 150.000 bbl/dia

No 2 US$ 1,0 Bi 110.000 bbl/dia

No 3 US$ 7,0 Mi 70.000 bbl/dia

/ / /

/ / /

No 280 US$ 450 mil 100 bbl/dia




462

Tabela 18.2. Portfólio de ativos de uma independente média





/ / /





Tabela 18.3. Portfólio de ativos de uma independente pequena








18.2. O processo de desativação

podem variar muito, dependendo do ambiente (onshoreoffshore


463

18.3. Legislação

-offshore

-

O planejamento de atividades de descomissionamento offshore envolve longos

onshore, de modo geral, o processo

18.4. Tempo de vida econômica

-

-

-

464

Figura 18.2 Adiando a desativação.

-

18.4.1. Reduzindo custos operacionais

-

-


465

18.4.2. Aumentando a produção de hidrocarbonetos

de

-onshore

nas offshore onshore

18.5. Financiamento de desativação

-

ex-post): abertura

-

ex-post -

ex-post-

466

Figura 18.3 Categorias de danos ambientais. Ciclo de vida de um projeto de petróleo, suas fases e potenciais danos ambientais (Ferreira, 2005).

-

onshore

offshore

-

barges

-rar um fundo de desativação


467

-

-

offshore por

-

18.6. Métodos de desativação

-

-

(tradeoff

468

18.6.1. Abandono de poços

-

produtoras);

controle de po-çosbullhead

(blowout preventer

(-Permanent -

-mentos superiores, evitando fugas pelo anular dos revestimentos intermediários e

Abandono temporário plug

plug

de


469

-farm-out

com plugs

Abandono permanente envolve o arrasamento-

squize); (3) isolamento das abandono

temporário o plugpermanente, o plug

wells) ou abandonados temporariamente continuam pagando -

Figura 18.4 Poço antes e após o abandono.

470

18.6.2. Oleodutos

-

18.6.3. Instalações offshore

Figura 18.5. População mundial de plataformas marítimas. Os números foram compilados de diversas fontes, incluindo relatórios governamentais, especialistas da indústria e da literatura acadêmica (Ferreira, 2005).

-

jackups

por gravidade, tension leg, compliant tower


471

de descomissionamento offshore

Figura 18.6 Opções de descomissionamento e endpoints para topsides e subestruturas (Ferreira, 2005)

jackup

topsides -

-

Rigs to reefs, foi elaborado e

472

--

Figure 18.7 Ajuste do cronograma do projeto para a reutilização da plataforma.Quando uma combinação viável para reutilização de uma plataforma é identificada (oferta da plataforma sendo descomissionada e necessidades de projeto demandando uma plataforma), o cronograma de atividades também deve ser reajustado (sincronizado). O planejamento da recuperação e do descomissionamento também deve ser ajustado. Na maioria das vezes, o preço do petróleo é a principal variável deste modelo (Ferreira e Suslick, 2005).

Manifoldes e templates, no entanto,

18.6.4. Instalações onshoreonshore offshore


473

18.6.5. Conclusão

-

oportunidade de transferência de ativos como uma oportunidade para se exonerarem

ÍNDICE REMISSIVO

Aabandonando provisoriamente poços de avaliação, 223absorção, 311acetilenos, 130acidente, investigação de, 103

com perda de tempo, 103acidez, 124

ácidocarbônico, 132

acordo de obrigação de aquisição, 238acordo de partilha de produção, 11acordos de contrato, 11acordos de licenças, 11adsorção, 311agendamento, 434

aglomerações, 324água

(injeção) alternada de (água e) gás, 448canhões, 37conata, 114

impulsão d’, 233injeção, 321irredutível, 163

resistividade, 188

variações da fração (de água) no petróleo, 231

“AI”. Consultar impedância acústica“ALARP”, tão baixo quanto razoavelmente praticável, 106

alcanos, 128, 134alquenos, 130alta pressão, alta temperatura, 73ambiente de canal, 118ambiente de canal deposicional, 200ambiente deltaico, 118ambiente deposicional, 114, 116ambientes de deposição, 27

variação com o afastamento, 48

análise da formação enquanto se perfura, 172análise de interessados, 411

análise do caminho crítico, 360análise especial de testemunhos, 163

análise quantitativa de risco, 106


476

análise rotineira de testemunhos, 167,

anticlinais revirados, 120anual (anuais)

relatórios, 207requisitos, 207

“API”, 134aquecedores, 306

resposta, 234

Archie, lei de, 187área

método de espessura, 200

areia líquida, 181

arenitos, 114

mancha, 121

aromáticos, 131, 133arranjos de parceria, 366árvores de decisão, 220asfalteno, 428assentamentos de poços, 324

auditorias, 440autorização de trabalho, 106

ferramentas, 218

“AVO”. Consultar variação de amplitude com o afastamento

Bbacias sedimentares, 23balanço material, 227, 241, 424

benzeno, 132

“BHA”. Consultar composição de fundo

“BOP”. Consultar sistema de segurança contra estouros

brainstorming, 406

bruto

“BS&W”. Consultar teor de sedimentos de base e água de fundo

“BYC”. Consultar

Ccabeça de poço, 332

cabo

de registros, 116cabos submarinos, 34

campo

ciclo de vida do, 2gerenciamento do, 421planejamento de desenvolvimento

trabalho do, 3

canhões pneumáticos, 37“CAO”. Consultar operações auxiliadas por computadorcapacidade, 344, 431“CAPEX”. Consultar despesas de capitalcapital

despesas de, 372subsídios de, 374, 378

capital de acionistas (participação patrimonial), 368

ÍNDICE REMISSIVO

477

capital de empréstimo (dívida), 368

carbonato, 116rochas, 116, 123

carbonato de ferro, 133carga de dinamite, 37carste, 126

carteira de investimentos, 7

caso base, 368catáclase, 122células de rede, 248centralisadores, 83

CFCs, 111chicote, 77cicloalcanos, 130

expoente, 187primária, 83repositora de vedação, 83secundária, 83sob pressão, 83

cimentando, 82cimento

ligação, 83suspensão de partículas sólidas em líquido, 82tampão, 468

circulação perdida, 86

cláusula de penalidade, 238“CMP”. Consultar ponto médio comumcobertura inicial de gás, 231

coluna de perfuração, 61

colunas nocaute, 304

compactação de poros, 227compartimentalização, 120completação, 428

composição de fundo, 61compostos orgânicos, 127

compressão, 23compressibilidade, 137, 146, 226

fator de, 144compressibilidade isotérmica, 226compressores

alternativos, 313centrífugos, 313

conata, 162condensados retrógrados de gás, 142

condutividade, 187conexidade, 424

conjunto vedador através dos tubos de produção, 428contaminante

contingência, 364contração, 142contratação, 366

cronograma de taxas, 366de custos corrigidos, 366de quantia global, 366parcerias, 366

contrato, 366, 438

contrato pelo comprimento (medido em

478

contratos de partilha de produção, 380controle de custos, 436controle de profundidade, 174controles geológicos, 114

correlação estrutural, 180

corrosão azeda, 132corrosão de zona de mistura, 126corrosão doce, 133

craterização, 86

cronograma de taxas (contrato de), 366

formação, 428“CSEM” registro do solo oceânico, 32“CTD”. Consultar perfuração com tubos de produção bobinados

curvas `S’, 362curvas de expectativas, 204, 206, 207, 208

custo de capital, 384

custo de desmobilização, 88custo de elevação (ou de levantamento), 373custo de mobilização, 88

custo técnico, 373custos técnicos unitários, 388custos unitários, 388

D

dados em tempo real, 172dados paleontológicos, 177dados palinológicos, 177data da primeira produção, 230

data de referência, 384

declínio, 230

decomposição de frequência, 48decomposição espectral, 48deconvolução, 40dedutíveis, 373densidade energética de gás, 236

‘descascado’, 70desareeiros (ou centrífugas de areia), 63

métodos de, 467descida de revestimento, 82

desconto

taxa de, 384desenlameadores (ou centrífugas sedimentares), 63desenvolvimento, 1, 3

avaliação de, 3custo de, 373e custos de elevação, 388economia de, 367

desenvolvimento ajustado em etapas (ou em fases), 224

desligamento, 428deslocamento desfavorável, 246deslocamento estável, 246

despejosdescarte de, 348gerenciamento de, 112

despesas, 372, 373

ÍNDICE REMISSIVO

479

despesas de capital, 372

destilação fracionada, 133desvio, 243, 348, 447diagênese, 123

diagrama de fases, 136

dobras, 123anticlinais, 123sinclinais, 123

dolomita, 127duto de ligação entre plataforma e fundo

Eeconomia de petróleo, 367econômico/a/os

indicadores, 382modelo, 368tempo de vida, 7, 382, 463vida, 388

244

“EIA”. Consultar levantamento de impacto ambiental“EIS”. Consultar declaração de impacto ambientalelevação (ou levantamento) artificial, 282, 323

bombeamento de balancim, 283

gás lift, 288emperramento diferencial, 84empilhamento, 42“EMS”. Consultar sistema de gerenciamento ambiental

emulsão, 306, 428

enchimentoperfuração de, 441poços de, 431

envelope bifásico, 137enxofre, 132“EOR”. Consultar cada (ou avançada) de petróleo

equipe de auditoria, 440equivalência, 30“ERD”. Consultar perfuração de longo alcance (horizontal de difícil acesso),

método. Consultar unidade de método de produçãopolítica de, 424

espessura de área, 200esquema de tributos e “royalties”, 373esquemas de reinjeção de água produzi

esquematização ‘P sobre z’, 241esquematização tipo Tornado , 408estação de coleta, 324, 326estações submarinas, 34

estática, 40estimativa de ordem de magnitude de custo, 363

estouro interno, 86

estrutura de carste, 86

estruturas cíclicas, 131

480

estruturas em anel, 131estudos de perigo e de operabilidade, 103

(vias protegidas) emergenciais de evasão, 103barcos salvavidas de queda livre, 103revestimentos resistentes a fogo, 104válvulas de parada de emergência, 103

estudos de reconhecimento, 1etano, 128etapa imóvel, 141excedente (ou superávit) de caixa , 378, 388excedente (ou superávit) de caixa acumulado, 382

exploração, 2, 23

poço de, 3exposição máxima, 388exposição máxima de caixa, 382extração de névoa, 303

F

falseamento espacial, 30

fator componente, 317

fator de formação de volume de petróleo,

fator z, 144fatores externos, 436

feitura de cone, 260, 263

ferramenta de nêutrons, 186ferramenta sônica, 187ferramentas

de nêutrons, 186sônicas, 187

“FEWD”. Consultar avaliação de formação enquanto se perfura

amostragem de, 174

deslocamento de, 243

descontado, 384

fontes vibratórias, 37forças de mercado, 438forças viscosas, 247formação, 310

cálcaria, 86

de pouca força, 86esburacada, 86esgotamento de, 86

ferramentas de elaboração de imagem, 118, 177

ÍNDICE REMISSIVO

481

porosa, 86

resistividade, 188sobrepressurizada, 88tosca, 86

feitura de ‘dedo’, 260, 263formação de hidratos, 146, 242fraturas, 122frequência de acidentes registráveis, 103furo superior, 70“FWL”. Consultar nível de água livre

Gganho de entrada, 1, 3garantia de qualidade, 440gás, 133

armazenagem de, 243cobertura de

impulsão, 232inicial, 231

compressão, 313condensado, 141

retrógrado, 142desidratação de, 310fator de desvio de, 144

injeção de, 322

reciclagem de, 141reservatórios de, 236

úmido, 140

volumes de, 144subsuperfície, 144superfície, 144

razão entre petróleo e, 148

gás, lei de Avogadro, 143de Boyle, 143

ideal, 143real, 144

gás natural liquefeito, 317

gás úmido, 140gases reais, 144 gel, 64geofones, 37geomecânica, 71geometria de aquisição, 37

gerenciando o campo, 163“GIIP”. Consultar gás inicialmente no lugarglicol, 146, 310golfadas, 242“GOR”. Consultar razão gás/petróleo “GOC”. Consultar “GR”. Consultar raios gamagradiente geotérmico, 26

gravidade

força da, 247levantamentos, 31língua de, 247segregação, 424

guincho da sonda, 61

H“HAZOP”. Consultar estudos de perigo e de operabilidade

482

hidratos, 146hidrocarboneto, 127

fração de massa (de peso), 300fração de volume, 300

saturação, 187, 188séries, 133

hidrofones, 37

hidrômetro, 134, 147“HPHT”. Consultar alta pressão, alta temperatura“HSE” (saúde, segurança, meio ambien

Iimpedância acústica, 34impulsão natural de água, 233

inclinação, 181

indisponibilidade, 434

informações compensadoras em termos

instalações, 320

em mar aberto, 470

instalações de compressão, 240

“International Maritime Organisation” (Organização Marítima Internacional), 463intervalo de completação, 428intervalos de não reservatório, 183

“IRR”. Consultar taxa interna de retorno

isócora, 181

isópaca, 181

Jjuntas, 61justaposição, 121

Llama, 63

depósito de sólidos, 171

massa (peso), 88telemetria de pulso, 173

“LCM”. Consultar”material de circulação perdida”legislação, 438

lei do gás ideal, 143lei dos gases reais, 144levantamento de assentamento, 68levantamento de impacto ambiental, 30, 67, 107, 438

ÍNDICE REMISSIVO

483

levantamento sísmico de furo de sonda

levantamentos, 3magnéticos, 3por gravidade, 3sísmicos, 3

levantamentos multiazimute, 37levantamentos sísmicos de lapso de tem

linha de areia, 183

linhas isovol, 140, 142líquido de gás natural

“LNG”. Consultar gás natural liquefeito

“LTI”. Consultar acidente com perda de tempolucro de acionistas, 368“LWD”. Consultar se perfura

Mmagnéticos/as

levantamentos, 32

objetivos de, 342

manutenção com máquina em movimento, 374

mapas, 180marcos quilométricos, 361

material de circulação perdida, 86

maturação, 23, 26“MDT”. Consultar testador modular dinâmicomedição enquanto se perfura, 67, 172medidor de inclinação, 177meio ambiente, 107, 307mensuração, 347

multifásica, 347mercado à vista, 236mercaptans, 132metamorfose, 124

método determinístico múltiplo, 416método geofísico, 30método paramétrico, 211, 212

microrregistro, 183migração, 23, 27, 42, 43

primária, 27

43

razão, 263mobilização, 88modelagem do sistema, 416modelo (matemático) de válvula ajustável, 433modelo de reservatório, 248, 422modelo geológico, 422

modo de operações e de manutenção, 341molhabilidade, 160, 161

efeitos de, 160

484

motrizenergia, 226

movimentação automatizada da tubulação, 63movimento de contato, 426movimento normal para fora, 36, 41movimentos extensionais de placas, 23“MTF”. Consultar tempo médio de falharmudanças de direção na trajetória da perfuração (patas de cão), 73múltiplos, 43“MWD”. Consultar medição enquanto se perfura

N“N/G”. Consultar líquido/grossonaftênico, 133naftenos, 131, 133“National Oil Companies” (Empresas Petrolíferas Nacionais), 2

“NMO”. Consultar Movimento Normal para Fora“NOC”. Consultar Empresas Petrolíferas Nacionaisnodos de chance, 220, 221nodos de decisão, 220“NOS”. Consultar areia líquida de petróleo“NPV”. Consultar valor presente líquido

O“OBC”. Consultar cabos submarinosobjetivos gerais operacionais e de manutenção, 341“OBM”. Consultar lama baseada em petróleo“OBS”. Consultar estações submarinas

operacionaiscustos, 463

operações auxiliadas por computador,

operações simultâneas, 344“OPEX”. Consultar despesas operacionais

“OPEX”variável, 373

oxigênio, 133

Ppadronização, 347pane, 434

parafínico, 133paralisação do poço, 66

parede (do poço)amostragem, 167

PDC. Consultar plano de desenvolvimento de campo

perfuração

de longo alcance (horizontal de

ÍNDICE REMISSIVO

485

problemas decirculação perdida, 86mudança de direção na trajetória da perfuração (pata de cão), 84pesca (recuperação de um objeto estranho a partir do

tubulação emperrada, 84perfuração auxiliada por navio de apoio,

perfuração com tubos de produção bobinados, 80perfuração de longo alcance, 77

perfuração orientada pela geologia, 76período de ganho de ângulo da trajetória

pesca (recuperação de um objeto estranho

petróleo, 2, 133

compressibilidade de, 146depósitos de folhelhos, 26

processamento de, 300, 307propriedades, 146residual, 244saturado, 142subsaturados, 142viscosidade, 147

petróleo acima para, 167petróleo de custo, 380petróleo de lucro, 380

petróleo de tanque de estoque inicial

petróleo residual, 244saturação, 244

petróleo saturado, 142petróleo volátil, 142, 147petróleos de alta contração, 142“PI”. Consultar índice de produtividade“PIF”. Consultar fator de melhoria de produtividade“Piper Alpha”

“PIR”. Consultar razão lucro/investimento placa tectônica, 23

plano de datum, 178

plataformasde armazenagem temporária, 330de concreto (gravitacional), 330de embasamento gravitacional, 328, 330de pernas atirantadas, 328, 330estruturas, 330jaqueta de aço, 328módulos”topside” (do lado de cima), 330sistemas de instalações mínimas, 328

platô, 230período de, 6

poço(s)abandono de, 468completações de, 272

horizontal, 261

486

objetivos quanto ao, 67paralisação de, 468

zona pouco explorada, 30poço abandonado provisoriamente, 223poço de projetista, 77

poços multilaterais, 76, 431

polímero

ponto crítico, 136, 138ponto de borbulhamento, 137ponto de ebulição, 136ponto de fusão, 136ponto de orvalho, 136, 137, 141, 236ponto médio comum, 36ponto triplo, 136

“POOH”. Consultar procedimento de puxar para fora do furo

potencial de selagem, 121potencial oxidante, 124

diferenciais, 84

medições de, 174redução de, 310

pressão de vapor, 136, 137curva de, 136

prestação de serviços de manutenção, 434

primeiro óleo, 382probabilidade, 221

de curvas de excedência, 204de sucesso comercial, 401

função de densidade de, 203probabilidades, 221procedimento

de sair do furo, 62

procedimentos de concepção, 106processamento

de petróleo, 300de remoção de hidrocarbonetos pesados, 312estrangulamento Joule Thomson (JT), 312gás a jusante, 314gás liquefeito de petróleo, 320gás natural liquefeito, 317

refrigeração, 312remoção de contaminantes, 312separação à baixa temperatura, 312separação, 301

constantes de equilíbrio, 301trocador de calor, 312turboexpansor, 312

processo

ÍNDICE REMISSIVO

487

processo de estágios sequenciados, 404processo dependente da taxa, 248

produção de areia, 428, 430produção primária, 226produção simultânea (“SIPROD”), 344produção, 341

apoio a, 321etapa de, 6

meta de, 436operações de, 341, 342

potencial de, 444primária, 226

testes de, 264tubos de produção, 428

produtividade, 176, 280fator de melhoria de, 261

produto

profundidade ao longo do furo, 178

profundidade medida, 178profundidade total, 70profundidade vertical verdadeira submarina, 178prognóstico de preço de gás, 372

gerenciamento de

análise de rede, 360diagramas de barras, 361estimativa de custos, 363orçamentos, 363planejamento e controle, 360

projeto incremental, 432projeto não”ring fenced” (sem isolamento, das rendas tributáveis, aos prejuízos), 374

“PSA”. Consultar acordo de partilha de produção“PSC”. Consultar contrato de partilha de produção“PSDM”. Consultar migração de profun

“PWRI”. Consultar esquemas de reinjeção de água produzida

Q“QRA”. Consultar análise quantitativa de risco quantia global (contrato de), 366quantidade diária de contrato, 238

queima, 348querogênio, 26

R

ranhura, 84razão de ganho controlável, 432razão do valor presente, 388razão gás/petróleo, em produção, 134razão líquido/bruto, 183razão lucro/investimento, 384, 388“RCI”. Consultar instrumento de caracterização de reservatório

488

reciclagem de gás, 141recompletação, 428recondicionamento de poços (atividade de), 428, 444recuperação

para reservatórios de gás, 236

secundário, 227, 233

inundação de surfactantes,

embebimento com vapor,

7

registro de tempo de decaimento térmico, 426

registro espontâneo de potencial (“SP”), 183registro sônico, 177

reinjeção de gás produzido, 233reservas arriscadas, 401reservas, 206, 207reservatório

água de poros, 27compartimentalização, 120desempenho, 422

estruturas, 118

instrumento de caracterização, 174mapas de qualidade, 181mecanismos motrizes, 228modelo de, 422modelo geológico, 116potencial, 428

rocha, 23, 27carbonato, 27clástico, 27

simulação, 248

reservatórios siliciclásticos, 27resfriamento, 310resistividade, 188ressonância nuclear magnética (“NMR”), 186, 187

retirada, 326revestimento, 81

sapata guia, 82

“RF”. Consultar fator de recuperação “RIF”. Consultar frequência de danos registrável“ring fenced”, 374risco

matriz, 106, 408registro, 106, 406

rocha geradora, 23, 27rochas clásticas, 114rodada de licitações, 2“ROP”. Consultar taxa de penetramento rotor de tubos, 338“royalty”, 373

ÍNDICE REMISSIVO

489

“RT”. Consultar termos reais

S

saturação, 141crítica, 141expoente, 188pressão, 142

seção intermediária, 71seção transversal, 180secundário,

recuperação, 227, 231sedimentos, 114segurança, 102

acidentes com perda de tempo, 103

auditorias, 103cultura de, 103desempenho, 103

triângulo de, 104

separação

multiestágio, 302

arraste de névoa, 304concepção de, 302dimensionamento, 304estágio único, 301horizontal, 304

tempo de residência, 303tipos, 304

separador de testes, 346sequestro de CO2, 111

simulação, 422

sísmicos (levantamentos, dados)

detetores, 37 fontes, 37

levantamentos, 33obtenção de, 33processamento de dados, 40velocidade, 34

sistema de malha fechada para a lama,

sistema de gerenciamento ambiental, 107sistema de segurança contra estouros,

sistema motriz de topo, 60, 63

“SMS”. Consultar sistemas de gerenciamento de segurançasobrepressão, 120

sonda, 170“SP”. Consultar registro espontâneo potencial (“SP”)“strike”, 181submarino/a/os/as

árvores, 332cabeça de poço, 332desenvolvimento de campo, 332estação mestra de controle, 336estrutura metálica de produção, 334estrutura metálica, 332instalações mínimas, 336manifolde (submarino) (sistema

manifoldes, 332módulos de controle, 332

plataformas de uma só perna, 336poços satélite, 332

490

sistemas de controle, 336sistemas de produção, 332umbilicais, 336

subpressurizado/a, 88

subsaturado, 142petróleo, 142

subsuperfície,

manuseio do grau de incerteza de, 413

sulfetos, 132superfície

estouro, 86

superfície de inundação, 178

Ttampões, 82tanque

muros de proteção, 327

taxa de abandono, 231taxa de deformação, 118

taxa de penetramento, 60taxa interna de retorno, 387“TD”. Consultar profundidade total“TDTs” de lapso de tempo, 426“TDT”. Consultar tempo de decaimento térmico

tempo de decaimento térmico, 426tempo de recuperação (do investimento), 382

tempo de retorno (do investimento), 382tempo de trânsito, 187

tensão interfacial, 160, 161

teor de sedimentos de base e água de fundo, 231

testador modular dinâmico, 174teste de interferências, 218testemunhar, 164testemunho, 117

análise de, 167

tomadalimite de, 244

trapas, 23, 28anticlinais, 28combinação, 28

falhamento, 28trecho, 166tributo, 373trietileno glicol, 310

ÍNDICE REMISSIVO

491

tubos de produção, 428

corrosão, 428desempenho, 268

tubulação, 336, 470barcaça, 338

feixe, 338tubulação enterrada, 84“TVSS”. Consultar profundidade vertical verdadeira submarina

Uumbilicais, 336

unidades litológicas, 177“UR”. Consultar recuperação máxima

V

valor presente, 387

valor tempo de dinheiro, 384

242válvulas de parada de emergência, 338vapor

injeção, 446vaporização, 142

rizada), 166velocidade de intervalo, 41

viagem redonda (da coluna), 62

viscosidade cinemática, 147

Zzona de transição, 162

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