UNIVERSIDADE CANDIDO MENDES PÓS-GRADUAÇÃO LATO SENSU INSTITUTO A VEZ DO MESTRE

Quantidade de enter para posicionar o cabeçalho, apague em seguida <> <> <> <> UNIVERSIDADE CANDIDO MENDES PÓS-GRADUAÇÃO LATO SENSU INSTITUTO A VEZ DO MESTRE <> <> <> <> <> RISCOS E OPORTUNIDADES EM PROJETOS DE EXPLORAÇÃO DE PETRÓLEO E GÁS <> <> <> Por: Ronaldo Celso Miza Txiquema <> <> <> Orientador Prof. MARCELO SALDANHA Rio de Janeiro 2010

2 UNIVERSIDADE CANDIDO MENDES PÓS-GRADUAÇÃO LATO SENSU INSTITUTO A VEZ DO MESTRE <> <> <> <> <> RISCOS E OPORTUNIDADES EM PROJETOS DE EXPLORAÇÃO DE PETRÓLEO E GÁS <> <> <> <> <> Apresentação de monografia à Universidade Candido Mendes como requisito parcial para obtenção do grau de especialista em Gestão de projetos Por: Ronaldo Celso Miza Txiquema

3 AGRADECIMENTOS A Deus todo poderoso que nos protege de todo o mal da terra. A minha esposa que caminha comigo incansavelmente em todas as fases da minha vida profissional e acadêmica, aos meus pais em especial a Dr. Rosaria Txiquema que mesmo não estando mais entre nós, foi e sempre será a minha lição de vida. As minhas amadas irmãs, aos amigos, colegas, familiares e professores por me ajudarem a vencer mais uma etapa de minha vida.

4 DEDICATÓRIA Ao meu pequeno tesouro que me faz se tornar o pai mais feliz do mundo. Delcio Celso Timóteo Txiquema (Te amo filho)

5 RESUMO A indústria do petróleo e gás alem de ser uma indústria gigantesca que nos apresentar vários segmentos de trabalho, nos apresentar lucros milionários, megas projetos com altos índices de sucessos, é também uma indústria com altos índices de riscos exploratórios, riscos estes que vão contribuir com o não descobrimento do petróleo na perfuração de poços, que geralmente são secos. Vários métodos caminham sincronizados para o descobrimento do petróleo, mais diversas vezes estes sincronismos nos leva ao descobrimento de poços secos. Que seria uma frustração para engenheiros, geólogos, geofísicos, que evidam seus forços para tal descobrimento, que se torna um fracasso. E também vamos nos deparar com o elevado investimento que são feitos nos estudos sísmicos. Aerofotogramétrico, gravimétricos, magnetometrico entre outros estudos feitos para identificação de uma oportunidade exploratória. Sendo assim o risco exploratório é cada vez mais, uma realidade vivida em diversos projetos de exploração de petróleo. Nesta monografia vamos abordar um pouco dos diferentes tipos de riscos. Conhecer os principais modelos de acumulação, tipos de concessão de blocos, e alguns fatores que podem influenciar no sucesso ou no fracasso do descobrimento de um reservatório de petróleo e gás.

6 METODOLOGIA Os métodos utilizados para pesquisas foram: leituras de livros, artigos, visitas de sites, vale ressaltar a boa vontade que a Petrobras teve na disponibilização de visitas técnicas na Petrobras (sala de visualização 3D) e também na Agencia Nacional de Petróleo (ANP)

7 SUMÁRIO INTRODUÇÃO...08 CAPÍTULO I - Visão Geral de Riscos Geológico...11 1.1 Especificações do Risco Geológico...17 1.2 - Modelos Geológicos de Acumulação...18 1.3 Bacias Sedimentares com Risco Exploratórios...22 1.4 Fatores que Influenciam no Risco Exploratório...23 CAPÍTULO II - Aplicação dos Métodos Geofísicos na Exploração de Petróleo...24 2.1-Métodos Geofísicos...25 2.2 - Aquisições de Dado Sísmicos...26 2.3 Processamento de Dados Sísmicos...27 2.4 Interpretação de Dados Sísmicos...27 CAPÍTULO III Concessão de Blocos Exploratórios...28 3.1 Critérios para Estimativas de Reservas...33 3.2 Reservas Provadas...34 3.3 Características da Atividade Exploratória...42 3.4 Oportunidades Exploratórias e Avaliação Econômica de Seleção...44 CONCLUSÃO...49 BIBLIOGRAFIA CONSULTADA...50 INDICE...51 FIGURA...53 FOLHA DE AVALIAÇÃO...55

8 INTRODUÇÃO A exploração de um campo de petróleo demanda conhecimento sobre a probabilidade do empreendimento vingar ou não. A demanda contínua e crescente de energia de baixo custo e a disponibilidade de recursos de hidrocarbonetos coloca ainda o petróleo como uma importante fonte nãorenovável da matriz energética mundial para as próximas décadas do século XXI. Para atender o suprimento dessa fonte energética para a sociedade, as empresas se dedicam à exploração como um primeiro passo para manter o ciclo de geração de jazidas. Trata-se de uma atividade estratégica da cadeia produtiva do petróleo composta por uma seqüência complexa de etapas e de processos decisórios, envolvendo investimentos e riscos bastante elevados e de longa maturação na expectativa de descobertas de volumes de petróleo crescentes. Na avaliação de recursos de petróleo não descobertos, uma importante etapa é a avaliação do risco geológico, que normalmente é definido como a probabilidade de não haver acumulação de hidrocarbonetos. Vários importantes autores apresentam formas de se obter essa probabilidade; mas esses modelos clássicos não são desenvolvidos em bases rigorosas. Por isso, podem apresentar resultados conflitantes, nem sempre compatíveis com a realidade e não são capazes de levarem conta dados históricos de situações similares já estudadas. A indústria do petróleo tem como característica marcante um grande volume de investimentos de alto risco. Como esses riscos são de natureza geológica, de engenharia e econômica, surge a necessidade de uma pormenorizada análise probabilística das decisões desde a exploração até a comercialização do petróleo e do gás. A utilização de métodos probabilísticos adequados para a quantificação dos riscos pode aumentar a qualidade da informação disponível e, conseqüentemente, a capacidade dos gerentes para tomar decisões. O processo de exploração dos recursos de petróleo e gás, que envolve basicamente o entendimento da estrutura geológica da área a ser explorada e a avaliação do volume recuperável dos hidrocarbonetos nela contidos, é segundo Stabell & Sheehan (2001), a parte do processo de obtenção do petróleo onde há maior possibilidade de criação

9 de valor. Isto se dá pelo alto nível de incerteza, mesmo de posse das sísmicas e outros testes de reconhecimento das áreas avaliadas e pelo alto custo de perfuração de poços pioneiros e delimitadores. Segundo Hyne (2000), não é incomum que nove em cada dez poços pioneiros perfurados resultem em poços secos. No Brasil a maior parte da produção e das reservas de petróleo se encontra em grandes campos em águas profundas. Isso torna os custos de exploração muito elevados e, portanto, os riscos ainda maiores do que em outras situações. Apesar disso, o uso de técnicas de análise de decisões no Brasil, por ser ainda pouco desenvolvido, é um importante caminho para a melhoria do processo de tomada de decisões sobre investimentos em exploração. Um agravante para o baixo índice de sucesso é falta de metodologia eficaz para a avaliação dos riscos. Cada empresa possui seu próprio método de avaliação que, dado seu potencial de criação de valor é, em si, uma arma competitiva e, por isso, é improvável imaginar que tais métodos, quando eficazes, sejam divulgados pelas empresas e mesmo, pela comunidade acadêmica, ou outros profissionais engajados. Como os testes confiáveis para obtenção de informações sobre a estrutura geológica e sobre os volumes recuperáveis (perfuração de poços de exploração) são muito caros, o que se faz é recorrer à opinião de especialistas sobre as informações obtidas por testes indiretos, especialmente os sísmicos e por outras evidências geológicas disponíveis. Os recursos nessa fase em que ainda não se pode ter certeza da existência de hidrocarbonetos em condições comerciais são normalmente denominados recursos não descobertos. Cada especialista tem sua forma própria de encarar o problema, o que pode acarretar vieses e descalibrações. Uma vasta literatura é disponível ilustrando várias destas distorções e apresentando suas causas e como reduzi-las. Lucena (2006) apresenta algumas das distorções mais comuns no processo de determinação de incertezas no processo de exploração. A calibração segundo Hora (2004) refere-se ao grau de fidelidade das informações subjetivas eliciadas dos especialistas sobre o objeto avaliado, por exemplo, a avaliação da probabilidade de ocorrência de um determinado evento, fornecida pelo especialista, deve estar próxima à freqüência relativa de ocorrência desse

10 evento. Portanto, se um avaliador afirma que, dentro de determinadas condições, a probabilidade de ocorrer um dado evento é 70%, para que este avaliador esteja realmente calibrado nesta faixa de probabilidade, o evento deve realmente ocorrer em torno de 70% das vezes em que essas mesmas condições foram observadas,interpretadas as sísmicas e outros resultados de testes indiretos, valendo-se de teorias, da experiência e de analogias com casos anteriores o especialista estabelece um modelo da estrutrura geológica e o passo seguinte é avaliar economicamente os prospectos para posterior composição de uma carteira de projetos. A avaliação de prospectos, por sua vez, envolve a determinação do volume recuperável de hidrocarbonetos e do risco geológico. Mas a existência de uma estrutura geológica propícia para a acumulação de hidrocarbonetos não garante a existência deles. Portanto, depois da determinação da distribuição acumulada do volume de hidrocarbonetos recuperáveis é necessário definir qual a probabilidade de que realmente haja hidrocarbonetos na área avaliada; tal probabilidade é chamada de risco geológico e é o tema central deste artigo. Mesmo estando na base de toda o processo de avaliação de recursos não descobertos, a determinação do risco geológico é surpreendentemente pouco discutida na literatura. A literatura disponível sugere a determinação do risco geológico como função das probabilidades de ocorrência de determinados fatores geológicos. Entretanto, nenhum método, rigorosamente justificado, para combinar essas probabilidades foi encontrado na literatura, em particular não parece haver razão para que se afirme que a ocorrência de certo fator geológico tenha um peso determinístico na estimação do risco geológico. Fonte: Internet /ENEGEP 2007. Data: 11/10/2007 Acesso: 20/06/2010

11 CAPÍTULO I VISÃO GERAL DE RISCOS GEOLOGICOS A indústria do petróleo tem como característica marcante um grande volume de investimentos de alto risco. Como esses riscos são de natureza geológica, de engenharia econômica, surge à necessidade de uma pormenorizada análise probabilística das decisões desde a exploração até a comercialização do petróleo e do gás. A utilização de métodos probabilísticos adequados para a quantificação dos riscos pode aumentar a qualidade da informação disponível e, conseqüentemente, a capacidade dos gerentes para tomar decisões. A análise das incertezas constitui um dos elementos-chave das atividades de exploração e produção de petróleo. No passado, em decorrência do estágio evolutivo e da disponibilidade de prospectos de óleo e gás mais facilmente identificáveis, a maioria dos processos decisórios para análise de riscos ainda podia ser realizada de forma simples e intuitiva. Além disso, os desafios na indústria do petróleo não se apresentavam de forma tão diversa e contraditória como se mostram na atualidade. Por exemplo, até recentemente, na análise dos riscos envolvidos na exploração e produção bastava à observação das variáveis geológicas mais relevantes (volumes, dinâmica das acumulações, etc) e das tendências gerais do mercado (o preço do óleo, a demanda de derivados, etc...), a tal ponto que a possibilidade de descoberta de boas jazidas afastava a necessidade de uso de metodologias complexas e mais abrangentes. Fonte: Centro de Estudos de Petróleo (CEPETRO) da UNICAMP (2002) Entretanto, esse cenário alterou-se drasticamente em função da diminuição dos indícios de jazidas de petróleo mais fáceis de serem encontradas e de baixos custos, da crescente globalização dos negócios e do envolvimento de diversos agentes, tornando o processo de tomada de decisão na exploração bastante complexo e nem sempre de fácil solução.

12 Além disso, as empresas envolvidas na atividade exploratória freqüentemente se defrontam na quantificação de diferentes tipos de riscos, tais como: Risco de um poço exploratório ou de desenvolvimento ser seco; Risco de uma descoberta não possuir um volume de óleo suficiente para os custos envolvidos no seu aproveitamento econômico; Risco relacionado com o preço futuro de óleo e gás natural; Risco econômico-financeiro; Risco ambiental; Risco político vinculado às incertezas jurídico-institucionais de um país detentor dos recursos petrolíferos; Neste trabalho estamos abordando somente os dois primeiros tipos que podem ser incluídos na categoria dos riscos geológicos que são avaliados após a descoberta de um indício suficientemente atrativo que justifique a continuidade das atividades de exploração e avaliação do seu potencial econômico. O sucesso geológico é diretamente vinculado aos modelos geológicos de acumulação e da definição dos limites e dos volumes envolvidos e dos riscos inerentes às variáveis críticas da dinâmica das acumulações petrolíferas (geração, reservatórios, suprimento e "timing"). Para se ter uma noção da magnitude do risco que é muito bem percebido na indústria, a cada dez poços perfurados somente entre um a três resultam em acumulações comerciais. Por exemplo, o custo estimado de um poço na bacia de Campos em lâmina d'água acima de 2.500 metros não sai por menos de US$ 15 milhões. Dados da literatura apontam que as taxas médias de sucesso de poços pioneiros perfurados nas bacias petrolíferas localizadas em zonas de fronteira (com escasso conhecimento geológico) situam-se numa faixa entre 20-30% dependendo da complexidade da bacia (Figura 1). Deve-se ressaltar que essas estatísticas devem ser avaliadas cuidadosamente, pois apontam tendências gerais. As grandes companhias buscam sempre projetos em áreas

13 com campos com maiores expectativas de grandes volumes de óleo, exibindo geralmente elevados sucessos nas fases iniciais do ciclo exploratório e declinando a medida que a indústria se defronta com campos com volumes mais reduzidos e com níveis de descoberta mais complexos. Fonte: LUCENA, B.R.D. Avaliação de Recursos de Petróleo Não Descobertos: Metodologias e Métodos de Eliciação de Informações Subjetivas. Rio de Janeiro, Dissertação de Mestrado PUC, DEI, 2004. Figura 1 - Probabilidade de sucesso de poços pioneiros perfurados em bacias internacionais. Valores em percentagem indicam a razão entre descobertas e poços perfurados. Fonte1: Petroconsultants, Oil and Gás Journal (diversos) A importância deste ciclo de geração de jazidas pode ser percebida pelo perfil atual da produção de petróleo no Brasil que atualmente é de 1,49 milhões de barris/dia de óleo e 39,63 milhões de m3/dia de gás. Esta produção continuará crescendo nos próximos anos com base nas reservas atualmente conhecidas oriundas dos campos de Marlim, Albacora, Albacora Leste, Barracuda- Caratinga, Roncador, Marlim Sul e Marlim Leste e demais campos descobertos pela Petrobras há mais de uma década. Observa-se a preponderância da participação de zonas produtoras de bacias marítimas em águas profundas no atendimento do suprimento nacional (Figura 2) que com a entrada de produção de novos campos e as descobertas recentes deverão possibilitar atingir a autosuficiência no atendimento da demanda nacional nos próximos anos.

14 Figura 2 - Evolução da produção anual de petróleo cru no Brasil nas bacias terrestres e marítimas (valores em milhares de barris) Fonte : Relatório Anual (ANP, diversos), Petrobras O ambiente de águas profundas é uma tendência que se manifesta não somente no Brasil, mas em diversas zonas produtoras, principalmente nas regiões fora do Golfo Pérsico. Para enfrentar as restrições exploratórias nesses ambientes e nas demais regiões, a inovação tecnológica vem desempenhando um papel de grande importância na redução das incertezas tanto nas fases de exploração como de produção de petróleo, incrementando as probabilidades de sucesso e criando viabilidade econômica de novas jazidas. Um dos grandes avanços no incremento do sucesso exploratório refere-se a tecnologia sísmica tridimensional conhecida na indústria como sísmica 3D. Aylor (1999) coletou dados de taxas de sucesso na perfuração definidas com o apoio das tecnologias da sísmica 3D e constatou um aumento dessas taxas em 50% na locação dos prospectos em relação às tecnologias tradicionais conforme indica a Tabela 1. Tabela 1 - Taxas de sucesso na perfuração de poços pioneiros com o apoio da tecnologia sísmica tridimensional (sísmica 3D)

15 Empresa Local Seismic 2D Sísmica 3D Exxon Golfo do México 43% 70% Fairfield Golfo do México 37% 50% Exxon Exxon Mar do Norte (Reino Unido) Mar do Norte (Países Baixos) 36% 47% 47% 70% Texaco Louisiana 33% 62% Tabela 1 - Taxas de sucesso na perfuração de poços pioneiros com o apoio da tecnologia sísmica tridimensional (sísmica 3D) Fonte: Aylor (1999) modificado Outro componente neste processo de gestão das incertezas exploratórias refere-se ao custo de descoberta que corresponde ao investimento aplicado em exploração dividido pelo montante de petróleo descoberto que pode ser estimado como adição de novas reservas. Dados coletados pela Unicamp (2002) indicam uma tendência declinante dos custos de descoberta nesta última década. O resultado dessa razão indica um relativo sucesso das grandes companhias ("majors") na renovação do seu estoque de suas reservas. Pode-se verificar o forte impacto que as cotações de óleo exercem sobre o esforço exploratório. Apesar desses resultados refletirem o aporte das novas tecnologias exploratórias

16 Figura 3 - Evolução dos custos de descoberta nas principais empresas de petróleo Cotações do petróleo tipo Brent em US$/bbl e dos investimentos em US$/bbl em valores constantes de 2000 Fonte: Unicamp(2002) (modelagem de reservatórios, tecnologia sísmica, tecnologias de perfuração, novas técnicas de gerenciamento das incertezas exploratórias), essas estatísticas devem ser observadas com cautela. Uma das principais dificuldades são os tipos de informações utilizadas para as estimativas das reservas (extensões, descobertas, aquisições, revisões, recuperação avançada) e dos dados de custos. Por outro lado, os dados da Figura 3 apontam de uma maneira geral elevados competências das equipes exploratórias das empresas nesta última década em que pese às dificuldades crescentes na identificação de reservatórios com elevados volumes e boa qualidade de óleo. Fica evidente a importância estratégica da atividade de exploração na geração de novos prospectos visando a manutenção das vantagens competitivas das empresas de petróleo, bem como atender a demanda deste bem mineral para os diversos mercados. Trata-se de uma das etapas de maior criatividade na longa cadeia dos negócios na indústria do petróleo onde são adicionados valores aos ativos minerais. As corporações empregam atualmente

17 procedimentos exploratórios sistemáticos para comparar as previsões geradas pelas novas tecnologias versus os resultados efetivamente alcançados. Por sua vez, os geocientistas (geólogos, geofísicos, etc..) e os engenheiros de petróleo aprenderam a trabalhar com as incertezas e calibrar as suas estimativas trazendo enormes benefícios para as corporações petroleiras não somente na redução das incertezas, mas principalmente na redução dos custos exploratórios possibilitando acessar prospectos em zonas cada vez mais remotas. 1.1 - Especificação do Risco Geológico O risco geológico é aquele que deve ser considerado no processo de avaliação da existência de hidrocarbonetos em um play. Um play é a parte elementar de um sistema petrolífero que pode conter uma ou mais acumulações com características geológicas (e conseqüentemente, de engenharia) comuns. A probabilidade do sucesso geológico, que é a probabilidade de existir uma acumulação de hidrocarbonetos em determinado play. De acordo com o guia para a avaliação do risco geológico da CCOP (2000), este risco é a probabilidade complementar à probabilidade de sucesso (Rg = 1- Pg), entretanto, isso pode aparecer na literatura com alguma divergência. Otis e Scheneidermann (1997) apresentam o fator de risco geológico como o inverso da probabilidade de sucesso geológico. O importante é ter mente que o risco geológico é uma medida que se contrapõe ao sucesso geológico. A probabilidade de sucesso geológico é medida considerando a probabilidade de que certos fatores geológicos realmente estejam presentes. Os fatores geológicos considerados podem também diferir de acordo com o autor. Otis e Scheneidermann (1997) utilizam a) A presença da rocha recurso b) A presença da rocha reservatório c) Presença da rocha seladora d) A dinâmica do play que se refere ao tempo de migração, as vias para a sua

18 Ocorrência e a preservação dos hidrocarbonetos. Todos esses fatores geológicos são essenciais para a existência de hidrocarbonetos, o que quer dizer que se a probabilidade de ocorrência de algum destes fatores for nula, é impossível fisicamente que hidrocarbonetos se acumulem no play investigado. Então a cada um dos fatores geológicos considerados é associada uma probabilidade de ocorrência. Uma vez estimadas essas probabilidades devem ser combinadas para o cálculo da probabilidade de sucesso geológico. Rose (2004), talvez guiado pela experiência, define a probabilidade de sucesso geológico como sendo a probabilidade do fator geológico menos provável. Para Otis e Scheneidermann (1997) a probabilidade de sucesso é igual ao produto das probabilidades individuais dos fatores geológicos, ou seja, as ocorrências dos fatores geológicos são probabilisticamente independentes entre si, premissa essa, nem sempre verdadeira. Para ilustrar esses modelos. Fonte: Internet /ENEGEP 2007. Data: 11/10/2007 Acesso: 20/06/2010 1.2 Modelos Geológicos de Acumulação Depois dos estudos sísmicos captarem as imagens dos estratos da bacia em estudo, e o mesmo serem interpretada em secção sísmica, e posteriormente interpretada pelos geólogos para secção geológica. Um estudo detalhado deve ser feito na imagem obtida (secção geológica) para poder analisar os diferentes tipos de modelos de acumulação em vários poços perfurados daquela bacia. Sendo assim os modelos de acumulação de hidrocarbonetos vão definir a posição na qual o petróleo estará acomodado. Para se ter uma acumulação de petróleo é necessário que vários critérios sejam bem definidos e altamente estudados; critérios estes como:temperatura pressão tipo de rocha e outros itens importante para uma condição de acumulação de petróleo bem sucedida. Abaixo mostraremos uma figura mostrando as condições necessárias para acumulação de petróleo.

19 Figura 4 : Desenho Esquematico Elustrando as condições para acumulação de petróleo Fonte:Livro de fundamento de Engenharia de petróleo (2004) Rocha Geradora (rica em matéria orgânica microflora planctônica) Rocha Reservatório (com porosidade e permeabilidade) Rocha Selante (impermeável - em relação ao sistema reservatório) Rochas de sobrecarga (overburden rock) Fluidos (hidrocarbonetos, água) Processos envolvidos num sistema Petrolífero: Formação da armadilha (trap) Geração-migração-acumulação de hidrocarbonetos Elementos e processos devem estar corretamente posicionados no tempo (timing) e no espaço (condição estrutural e estratigráfica) para que uma acumulação seja formada. Quando em uma bacia sedimentar forem encontrados todos estes itens acima. Podemos assim concluir que o risco geológico é zero. Apartir desta definição vamos à busca de diversos modelos de acumulação, pelo fato do petróleo encontrar-se em diversos tipos de posições e estas posições é

20 que ditaram a melhor forma de explota-la até a superfície. No caso de não haver um sincronismo espacial e temporal entre a rocha geradora e a rocha reservatória, permanecerá o risco geológico. Pós é necessário que haja um sincronismo destas duas rochas, para que haja uma acumulação. Sendo assim os modelos de acumulação serão interpretadas como uma oportunidade exploratória única caso haja viabilidade econômica.. Estes modelos podem ser de diferentes tipos: Modelo 1 Armadilha estratigráfica Figura. 5 : Bloco-diagrama mostrando um tipo de armadilha estratigráfica. As rochas, abaixo da superfície de discordância originada pela erosão, estão inclinadas pelo efeito das forças de compressão. Posteriormente sedimentou a rocha de cobertura. Os fluidos ficaram aprisionados na rocha reservatório.

21 Figura. 6 : Corte geológico esquemático mostrando um outro tipo de armadilha estratigráfica. Os hidrocarbonetos, bem como a água, migraram para as duas rochas gresosas, que passaram a ser rochas reservatório. A seqüência litoestratigráfica original não experimentou qualquer alteração tectônica e erosiva, ao contrário do exemplo mostrado na figura acima. Modelo 2 Armadilha estrutural Figura 7: Bloco-diagrama mostrando um tipo de armadilha estrutural. As rochas estão dobradas em anticlinal pelo efeito das forças de compressão horizontais. Os fluidos ficaram aprisionados na rocha reservatório.

22 Figura 8 : Corte geológico esquemático mostrando um outro tipo de armadilha estrutural. O deslocamento relativo dos blocos ao longo do plano de falha colocou o argilito (rocha de cobertura) frente à rocha reservatório, impedindo, deste modo, a migração dos hidrocarbonetos e da água. Fonte: Livro de Fundamentos de Engenharia de Petróleos(2004) 1.3 Bacias Sedimentares com Riscos Exploratorios As bacias sedimentares são as regiões que apresentam formações geológicas sedimentares de considerável espessura. São estudadas por geólogos e geofísicos, a fim de se estabelecer a localidade onde devem ser perfurados poços para a exploração do petróleo. Após muitos testes e pesquisas é decidida a perfuração, surgindo, então, o poço pioneiro. Uma perfuração mobiliza numerosos equipamentos e dezenas de profissionais especializados, entre os quais eletricistas, mecânicos, sondadores, plataformistas, soldadores, guincheiros e engenheiros especializados. O Brasil, com suas dimensões continentais, conta com uma área sedimentar de 6.436.000 km2 (figura 1). Em sua porção terrestre cerca de 4.880.000

23 km2 mais de 20 bacias são conhecidas. São bacias de diferentes histórias e idades de formação, compondo um complexo terreno sedimentar de múltiplos desafios para os exploracionistas. Bacias proterozóicas, paleozóicas, cretáceas e terciárias distribuem-se desde o Sul-Sudeste até o Nordeste e Amazônia. O restante da área sedimentar brasileira está distribuído ao longo da plataforma continental. Destaque para a Bacia de Campos, a principal portadora de recursos petrolíferos (figura 1 A). Mais de 1.500. km2, até a cota batimétrica de três mi metros, abrigam mais de 15 bacias sedimentares cretácico-terciárias, várias delas sendo extensão de bacias terrestres costeiras. Fonte: Artigo bacias sedimentares brasileira(2005) Acesso:25/06/2010 Figura 9: Bacias sedimentares brasileira O risco exploratório em bacias sedimentares acontece quando a estratigrafia de certa bacia não apresenta um histórico geológico sedimentar de deposição ao longo de sua formação, neste caso a sísmica irá captar perfis sísmicos que após serem transformado em seção geológica não iram de conta com o que se esperava, rochas sedimentares,que são o item principal para busca de óleo.

24 As bacias sedimentares sempre serão os primeiros itens a serem visto na exploração de petróleo. Estratigrafia da região, tipos de rochas históricas de deposição de sedimentos, idade da bacia e entre outros fatores que vão contribuir para continuidade de exploração da bacia sedimentar. Os estudos prévios destes fatores influenciaram para o gerenciamento de riscos. 1.5 Fatores que influenciam no Risco exploratório Vários são os fatores que vão influenciar no risco exploratório, entende-se que para que se tenha sucesso na exploração de petróleo, é necessário que estruturas sejam criadas para atendender certas perguntas que serão feitas dentro deste contexto de risco. A falta de laboratórios e centros de simulação de risco exploratório é um dos fatores que afeta diretamente no risco exploratório, a necessidade de se ter estas estruturas instalada tem sido cada vez mais uma preocupação para as empresas deste ramo. Estes fatores tem sido a grande preocupação e o objeto de estudo continuo para a minimização de riscos. Dentre vários fatores que influenciam no risco exploratório vamos ter; A geologia, que esta ligado direitamente com o histórico da região em estudo.tipo de sedimentação, superposição de camadas, carta estratigráficas da região em estudo. Risco pais, o risco pais é um dos fatores que influenciam no risco de exploração quando empresas exploram petróleo em países em via de guerra. É muito arriscada a exploração neste tipo de ambiente. Pelo mesmo estar em guerra, e a cima de tudo por em risco, a vida de todos os profissionais envolvidos. Outro fator é a falta de estruturas para simulações como: simulações geológicas, simulações sísmicas, numéricas entre outras, e necessário que haja estas estruturas pra previsões do comportamento do reservatório em toda a sua faze de produtividade. Treinamento: e necessário que se invistam no treinamento intensivo do pessoal.

25 CAPÍTULO II APLICAÇÃO DOS METODOS GEOFISICOS NA EXPLORAÇÃO DE PETRÓLEO A Geofísica é o estudo da terra usando medidas de suas propriedades físicas. Os geofísicos adquirem, processam e interpretam os dados coletados por instrumentos especiais, com o objetivos de obter informações sobre a estrutura e composição das rochas em subsuperficie A aplicação dos métodos geofísicos na exploração de petróleo é um passo muito importante a ser dado para a descoberta de petróleo, neste caso vários serão os métodos utilizados para prospecção de petróleo. 2.1 - Métodos Geofísicos Os métodos geofísicos usados na aplicação de prospecção têm sido aplicados em pesquisas sobre a natureza do interior da terra. Dentre os diversos métodos geofísicos usados para prospecção e pesquisa de petróleo e gás, os principais são: Gravimétricos Mede as variações do campo gravitacionais terrestres provocadas por corpos rochosos dentro da crosta até poucos quilômetros de profundidade. Magnetometrico Este método mede as variações do campo magnético da terra, atribuídas a variações na estrutura da crosta ou na susceptibilidade magnética de certas rochas próxima á superfície. Elétricos Os métodos elétricos fazem o uso de uma grande variedade de técnicas, cada uma baseada nas diferentes propriedades elétricas e características do material que compõem a crosta terrestre. Resistividade Este método fornece informações sobre corpos rochosos que tenham condutividade elétrica anômala.

26 Potencial espontâneo é usado para detectar a presença de certos minerais que reagem com eletrólitos na superfície de maneira a gerar potenciais eletroquímicos. Polarização induzida Fornece leitura diagnósticas onde existem trocas iônicas na superfície de grãos metálicos. Sísmicos são métodos que se baseiam na emissão de ondas sísmicas artificiais em sub-superficie ou no mar (geradas por explosivos, ar comprimido, queda de pesos ou vibradores) captando-se os seus ecos depois de percorrerem determinada distância para o interior da crosta terrestre, serão refletidas e refratadas nas suas descontinuidades e então retornando á superfície. Distinguimos dois tipos de métodos sísmicos: reflexão, e refração Perfilagem de poços Os perfis de poços são usados principalmente na prospecção de petróleo e água subterrânea. Eles têm sempre como objetivo principal, a determinação da profundidade e a estimativa do volume da jazida de hidrocarbonetos ou do aqüífero. 2.2 - Aquisições de Dados Sísmicos Tanto em terra como no mar, a aquisição de dados sísmicos consiste na geração de uma perturbação mecânica em um ponto da superfície e o registro das reflexões em centenas de canais de recepção ao longo de uma linha reta.e para obtermos bons dados é necessário os elementos de aquisição de dados sísmicos. Fontes, receptores, cabos e conectores, equipamentos de registros (sismógrafos) a equipe sísmica que e responsável pela aquisição de dados.

27 FIGURA 10: NAVIOS DE AQUISIÇÃO SISMICA NO MAR FIGURA 11: AQUISIÇÃO DE DADOS SISMICOS 2D E 3D 2.3 - Processamento de Dados Sísmicos No caso da sísmica para petróleo, o processamento de dados tem como objetivo produzir imagens da superfície com a máxima fidelidade possível, atenuando as variações distorções ótica presentes no método. Geólogos e geofísicos interpretam estas imagens na busca da situação mais favorável á acumulação de hidrocarbonetos ou para caracterizar reservatórios produtores, melhorando o gerenciamento da produção 2.4 - Interpretação de Dados Sísmicos As seções sísmicas finais, geralmente migradas na escala de tempo, são interpretadas para gerar os mapas estruturais. Onde as curvas de contorno apresentam isócronas de um determinado refletor. Além da interpretação

28 estrutural, uma serie de outras feições geológicas é reconhecida através de padrões Típicos relacionados com o histórico de deposição sedimentar, variação lateral de fáceis, de camadas e domos de sal, intrusivas evolução estratigráfica, até a detecção de hidrocarbonetos através da analise de anomalias de amplitude. Fonte: Material de aula de pós-graduação em geologia e geofísica do poço em reservatórios de petróleo e gás. (2009) FIGURA 12: SECÃO SISMICA CAPÍTULO III CONCESSÃO DE BLOCOS PETROLIFEROS A finalidade da concessão de blocos petrolíferos é de promover a regulação, contratação e a fiscalização das atividades da indústria do petróleo. Os blocos são colocados em leilão e as empresa que participam nestas rodadas precisam ter qualificada jurídica, financeira, e técnica para concorrer a licitação. e muitos outros requisitos a ser cumprido para concorrer a uma licitação. Abaixo mostramos uma tabela demonstrando todos os passos que tenhem de ser cumpridos pela empresa que ficar com o bloco. Fonte: Material de aula de

29 pós-graduação em geologia e geofísica do poço em reservatórios de petróleo e gás. (2009) Tabela: Ilustrando as fases de exploração de um bloco Objetivos das rodadas As rodadas de licitação tenhem uma grande importância para a concessão de blocos petrolíferos. A realização destas rodadas permitiram que empresas explorem as bacias sedimentares. Os objetivos das rodadas são Ampliar as reservas de petróleo e gás natural; Manter a auto-suficiência na produção de petróleo; Minimizar a dependência externa de gás natural; Atrair novos investimentos para o setor de E&P; Aumento contínuo do conhecimento sobre o potencial das bacias sedimentares ;

30 Incentivar as empresas nacionais fornecedoras de bens e serviços (Conteúdo Local) Figura 13 : Atividade de Exploração e produção Contratos de concessão Os contratos de exploração e produção são obtidos através de leilão, e as áreas são operadas sob o regime de pagamento de royalties e outras taxas. Uma vez adquirida a área, o concessionário tem o direito exclusivo de operação e à propriedade do petróleo/gás produzidos. Por outro lado, também arca com todos os custos e riscos relacionados à exploração e produção, bem como com os pagamentos dos royalties e das participações especiais. Os impostos são calculados sobre a produção do campo e os preços praticados no mercado de acordo com o definido no contrato.

31 Sobre a vigência, os contratos de concessão são divididos em duas fases: exploração; e desenvolvimento e produção. A fase de exploração pode durar de três a oito anos, enquanto a fase de desenvolvimento e produção pode durar até o fim da vida útil do poço. FIGURA 14 : Mapa mostrando o regime de concessão em alguns paises Partilha de produção No modelo de partilha, o investidor é pago com parte do petróleo produzido, mas as reservas são do governo durante todo o período do contrato. A outra parte da produção se configura no lucro do governo. Os acordos neste modelo podem variar dependendo da negociação entre as partes: o petróleo extraído nos primeiros anos pode ser definido como "cost oil", destinado a pagar o investimento, o que pode ser bom para a empresa, pois ela teria seus custos cobertos em um curto prazo. Ou o governo poderia exigir do investidor que uma parcela maior do petróleo seja tratada como "profit oil", o que reduziria o volume de recursos obtidos com

32 a extração do petróleo para pagamento dos investimentos, custo este que seria assim pago em um prazo mais longo, até o esgotamento da reserva ou o fim do contrato, por exemplo. FIGURA 15 : Mapa mostrando o regime de partilha de produção em diversos paises Prestação de serviços A empresa petrolífera é contratada para viabilizar a exploração, porém todo o óleo produzido é entregue ao governo. Sob a forma de contratos de risco, a empresa realiza todos os investimentos na fase exploratória para ser ressarcida depois que o campo entrar em produção. Esta não é dividida e pertence integralmente ao dono do bloco, e a empresa recebe pelos serviços prestados em dinheiro ou em petróleo, conforme estabelecido no contrato.

33 Figura 16 :Mapa mostrando o regime de prestação de serviço em diversos paises 3.1- CRITERIOS PARA ESTIMATIVAS DE RESERVAS Como reservas consideram-se as quantidades ou volumes de petróleo, recuperáveis de acumulações conhecidas de óleo, gás e condensado, sob condições econômicas favoráveis definidas a partir da data de avaliação até o final do contrato de concessão. Estimativas de reservas encerram muitas vezes graus de incertezas que estão relacionadas ao nível de confiabilidade dos dados de geologia e engenharia no momento de estimativa e interpretação. Associada às incertezas define-se, portanto, a classificação dos volumes em reservas provadas, reserva não provada e recursos. Subclasses, para esta classificação, são definidas com base nos graus de incertezas associados, na avaliação dos dados disponíveis e nos fatores de riscos envolvidos. Diversos critérios de classificão de reservas de petróleo vêm sendo utilizados e divulgados na tentativa de estabelecer uma uniformidade, ou padronização das classificações adotadas pela indústria, e qualificar os graus de risco para cada classe de reserva. Os padrões de classificação de reservas de petróleo (classes e subclasses) internacionalmente aceitos foram definidos por organizações técnicas, agências governamentais e indústria petrolífera; e seguem as definições estabelecidas pela Society of Petroleum Engineers (SPE), World Petroleum Congress (WPC) e American Association of

34 Petroleum Geologists (AAPG), Securities Exchange Commission (SEC) e agências reguladoras da atividade em cada país produtor. As estimativas de reservas são feitas com base no cumprimento dos contratos de Exploração & Produção (E&P) e de acordo com as legislações vigentes em cada país onde a empresa operadora atua. Ambos podem sofrer alterações no decorrer dos anos. Alguns tipos de contratos existentes são: Partilha de Produção (PSA), Licenças, Concessões, Contratos de Associação, Contratos de Risco e prestação de serviço. Fonte: Manual de Procedemento de estimativa de reservas (2005) Acesso:03/07/2010 3.2 - RESERVAS PROVADAS É o volume de petróleo de acumulações conhecidas que, pela análise dos dados de geologia e engenharia, pode ser estimado com razoável certeza de ser comercialmente recuperável, sob condições econômicas, regulamentos e com métodos de operação vigentes na época da avaliação. Se métodos determinísticos são utilizados, o termo razoável certeza expressa o alto grau de confiança de que os volumes serão recuperados. Se métodos probabilísticos são utilizados,deverá haver, no mínimo 90% de probabilidade de que a quantidade a ser recuperada seja igual ou superior ao volume estimado. Para o estabelecimento das condições econômicas a serem utilizadas na estimativa das reservas, deve-se considerar o histórico de preços de petróleo e custos associados, as obrigações contratuais, os procedimentos corporativos e as regulamentações ou normas governamentais. As reservas são consideradas Provadas quando: Os reservatórios estão em produção comercial ou os fluidos neles contidos têm sua existência comprovada por testes de formação. Neste contexto, o termo reserva provada refere-se às reservas de petróleo e não apenas aos volumes relativos à produtividade do poço ou do reservatório. Os reservatórios, embora não testados, podem ser considerados avaliados com base na correlação de perfis 8 ou pela análise de

35 testemunhos. Esta correlação pode ser (1) vertical: quando o horizonte em análise apresenta características de perfis iguais ou melhores do que outros intervalos testados do mesmo poço; ou (2) horizontal: quando, embora em reservatórios diferentes, o horizonte em questão pertença, comprovadamente, à mesma zona estratigráfica, que tenha sido testada ou que se encontre em produção em outro poço. Em ambos os casos, só se poderá considerar o reservatório avaliado quando não persistirem dúvidas em relação ao resultado que se obteria caso fosse testado. Nas duas ocorrências é necessário considerar as facilidades de processo e transporte no momento da estimativa, ou a razoável expectativa de que tais facilidades venham a ser instaladas. A área do reservatório considerada como provada inclui (a) a área definida pelos poços perfurados e por contatos de fluidos, se existir; (b) porções adjacentes do reservatório ainda não perfuradas, mas que podem ser consideradas economicamente produtivas com base nas informações disponíveis de geologia e engenharia. Na ausência de dados sobre o contato de fluidos, é possível demarcar o limite inferior do reservatório provado com base na estrutura mais baixa de hidrocarbonetos mapeada pelos poços perfurados (L.K.H. ou ocorrência inferior conhecida de hidrocarbonetos); ou partindo de dados definitivos de geologia ou de engenharia que forneçam outro indicativo de limite inferior para o volume provado. Volumes de petróleo podem ser classificados como provados se as facilidades de processo, transporte e comercialização são operacionais no momento da estimativa ou existe razoável certeza de que venham a ser instaladas. Reservas em locações não desenvolvidas podem ser classificadas como provadas quando existir razoável certeza de que as locações serão desenvolvidas e (1) as locações situam-se diretamente no espaçamento ( offset ) e existe indicação de produção comercial para o reservatório, (2) existe razoável certeza de que as locações estão dentro dos limites provados

36 conhecidos do reservatório, (3) as locações estão dentro do espaçamento adequado, quando aplicado. Reservas associadas a outras locações são classificadas como provadas não desenvolvida somente onde as interpretações de geologia, engenharia e dados de poços indicam com razoável certeza que a formação é lateralmente contínua e contém volumes comerciais recuperáveis de petróleo em locações além da linha de espaçamento( offset ). Volumes de petróleo que possam ser economicamente recuperados devido à aplicação de métodos de melhoria de recuperação podem ser classificados como PROVADO quando houver: Um projeto piloto testado com sucesso, ou um programa já implantado no mesmo reservatório ou análogo, com propriedades de rocha e fluido similares, contanto que esteja embasado pela análise de engenharia na qual o projeto ou programa se baseia; e Razoável certeza de que o projeto será instalado. Volumes provenientes de recursos minerais que sejam economicamente viáveis podem ser considerados reservas; como, por exemplo, o volume de óleo a ser produzido a partir do folhelho pirobetuminoso da formação irati (são Mateus do Sul, Paraná Brasil). As reservas provadas podem ser subdivididas em duas subclasses: Desenvolvida e naõ Desenvolvida. A reserva provada desenvolvida corresponde ao volume a ser recuperado através dos poços existentes, incluindo os volumes atrás da coluna ou behind pipe. Os incrementos de volumes devidos a métodos de melhoria de recuperação são considerados desenvolvidos somente depois de o projeto ter sido instalado ou quando os custos para conclusão da sua instalação forem relativamente pequenos. A reserva provada desenvolvida pode ser subdividida em produtora e não produtora.

37 Produtora - é o volume a ser recuperado de intervalos completados e em produção, na época da estimativa; não sendo necessário que as facilidades de produção, transporte e armazenamento estejam em plena operação. Incrementos de volumes devidos a métodos de melhoria de recuperação são considerados produtores somente quando o projeto estiver em operação. Não Produtora - é o volume a ser recuperado de intervalos completados, porém fechados (devido às condições de mercado, problemas mecânicos ou não relacionados ao sistema de produção) e behind pipe (zonas existentes nos poços que necessitam de completação futura ou recompletação para iniciar a produção). Deve-se considerar que os investimentos a serem feitos são pequenos. Reserva Provada não Desenvolvida é o volume a ser recuperado quando houver a necessidade de: Perfuração de novos poços nas áreas não drenadas; Aprofundamento de poços existentes para atingir reservatórios diferentes, que estejam posicionados em horizontes estratigráficos inferiores; Realização de altos investimentos para recompletação de poços existentes; ou instalação de facilidades de produção e transporte para projetos primários ou de incremento de recuperação testados por projetos-pilotos na área; Perfuração futura de poços para complementação da malha original ou para extensão desta, em áreas de comprovada continuidade com a área provada já produtora.

38 Tabela 1 - Classificação de reservas SPE/WPC/AAPG RESERVA NÃO PROVADA Corresponde ao volume de petróleo baseado em dados de geologia e/ou engenharia, similares aos utilizados na estimativa das reservas provadas, mas que, devido a incertezas técnicas, econômicas, contratuais ou governamentais, não pode ser classificado como reserva provada. As reservas não provadas podem ser estimadas assumindo condições econômicas futuras diferentes daquelas utilizadas para as reservas provadas na época da avaliação. A reserva não provada pode ser classificada como PROVÁVEL ou POSSÍVEL. Os efeitos advindos da melhoria das condições econômicas e tecnológicas

39 futuras podem ser expressos pela distribuição de reservas para estas classificações. RESERVA PROVÁVEL Reserva prováveis correspondem as reservas não provadas cujos dados de engenharia e geologia sugerem maior risco de recuperação em relação á reserva provada. Ao utilizar métodos probabilísticos no processo de estimativa, deve-se considerar a probabilidade de 50% de que o volume a ser recuperado seja igual ou superior á soma dos volumes provados e prováveis estimados. Em geral as reservas prováveis podem incluir : Volumes além do limite do provado, quando elementos de controle de subsuperfície (dados de geologia e engenharia) forem inadequados para classificá-los como provado. Volumes em formações que parecem ser produtoras baseado nas características de perfis de poços, mas que não possuem dados de testemunhos, testes de formação e correlação com reservatórios provados na área. Incremento de reserva devido à redução de espaçamento entre poços ( infill drilling ), cujo espaçamento entre poços tenha sido aprovado, na data da estimativa, pelo órgão regulador. Reservas atribuídas a métodos de recuperação suplementar que tenham comprovada aplicação comercial quando (1) o projeto ou o piloto está planejado, mas não em operação; (2) as características de rocha, fluido e reservatório parecem favoráveis à aplicação comercial.

40 Reservas de uma área da formação que parece estar separada da porção provada por falhamento e a interpretação geológica indica ser esta área estruturalmente mais alta que a provada. Reservas atribuídas a futuras reparações e limpeza de poços ( workovers ), tratamentos, mudanças de equipamentos, ou outros procedimentos mecânicos, quando tais procedimentos não tenham sido testados com sucesso em poços que apresentem comportamento similar em reservatórios análogos. Incremento de reserva em reservatórios provados produtores, onde uma interpretação alternativa de desempenho ou dados volumétricos indiquem um aumento de reservas. Incremento de volume devido a método de recuperação suplementar, com objetivo de ganho de tecnologia, considerado de alto risco técnico e econômico, aprovado pelo órgão regulador, e em implantação. RESERVA POSSIVEL É o volume de petróleo não provado, cujos dados de engenharia e geologia sugerem maior risco na sua recuperação em relação à reserva provável e à provada. No caso de se utilizar uma abordagem probabilística, deve-se considerar uma probabilidade de 10% (P10) de que o volume a ser recuperado seja igual ou superior à soma dos volumes provados, prováveis e possíveis estimados. Em geral as reservas possíveis podem incluir: Volumes além do limite provável, quando o controle de subsuperfície (dados de geologia e engenharia) for inadequado para classificá-los como prováveis. Reservas em formações que apresentam características que podem comprovar que são portadoras de

41 hidrocarbonetos, baseadas em correlações de perfis e análise de testemunhos, mas que podem não produzir com vazões comerciais. Incremento de reserva devido à redução de espaçamento entre poços do campo ( infill drilling ) sujeito a incertezas técnicas. Reservas atribuídas a métodos de recuperação suplementar quando o projeto ou o piloto estiver planejado, mas não em operação. Reservas de uma área da formação que parece estar separada da porção provada por falhamento e a interpretação geológica indica ser esta área estruturalmente mais baixa que a provada. Volume tecnicamente recuperável, avaliado individualmente como de alto risco econômico, porém viável economicamente se combinado com outros volumes que existam ou venham a existir nas proximidades, conforme estratégia da companhia. Volume descoberto, cujas avaliações do projeto indicam alto risco econômico, principalmente devido à falta de mercado, tecnologia de transporte ou comercialização e custos, segundo estratégia vigente da companhia. Volume pequeno, tecnicamente recuperável, isolado e sem possibilidade de desenvolvimento futuro, segundo estratégia vigente da companhia. Volume descoberto, mas que devido às características de rocha, fluido, reservatório e localização não possui tecnologia de produção. Incremento de volume devido a método de recuperação suplementar, com objetivo de ganho de tecnologia, considerado de alto risco técnico e econômico, não aprovado pelo órgão regulador.

42 Fonte: Manual de Procedemento de estimativa de reservas (2005) Acesso:03/07/2010 3.3 - Característica da Atividade Exploratória Atividade exploratória é dita de alto risco, uma vez que o petróleo se encontra escondido em poros das rochas, às vezes a milhares de metros de profundidade, sendo muito difícil de ser localizado e extraído. Basta dizer que somente 20% dos poços perfurados resultam em descobertas comerciais e que somente 20% do petróleo existente nestas descobertas comerciais pode ser recuperado. Para que o petróleo seja encontrado, é utilizado um grande conjunto de métodos de investigação. Todos se baseiam em duas ciências: a Geologia, que estuda a origem, constituição e os diversos fenômenos que atuam por bilhões de anos na modificação da Terra, e a Geofísica, que estuda os fenômenos puramente físicos do planeta. Assim, a geologia de superfície analisa as características das rochas na superfície e pode ajudar a prever seu comportamento a grandes profundidades. Já os métodos geofísicos tentam, através de sofisticados instrumentos, fazer uma espécie de radiografia do subsolo. As companhias de petróleo na sua busca por ampliar suas reservas de petróleo (quantidade atualmente localizada, e que pode ser economicamente extraída) decidem participar ou não do processo de licitação dos blocos exploratórios, orientando-se principalmente pela estratégia de exploração desenvolvida. Um bloco, segundo o artigo 6 da Lei do Petróleo, é definido como sendo a parte de uma bacia sedimentar, formada por um prisma vertical de profundidade indeterminada, com superfície poligonal descrita pelas coordenadas geográficas de seus vértices, onde são desenvolvidas atividades de exploração ou produção de petróleo e gás natural.

43 Figura17: Blocos licitados na bacia de Campos Procura-se adquirir blocos em locais em que se acredita que diversos fatores geológicos tenham se combinado para formar acumulações de petróleo. Tab. 1 - Fatores Geológicos que determinam a existência de petróleo Desta forma, a decisão de aquisição de blocos exploratórios envolve muita incerteza e o que se faz é analisar os blocos, procurando visualizar possíveis prospectos exploratórios (antevisão geológica de uma acumulação de petróleo) a partir de interpretações (ênfase em padrões visuais) de seções sísmicas e dados de poços. Com o conhecimento adquirido constrói-se um modelo geológico que representa a estrutura geológica da região analisada.

44 Figura 18: Mapa estrutural do modelo de um prospecto exploratório. Porém, mesmo com o rápido desenvolvimento tecnológico, ainda não é possível determinar a presença de petróleo a partir da superfície. Os modelos podem, no máximo, indicar que certa área tem possibilidades de conter petróleo, mas jamais garantir sua presença. Esta somente será confirmada pela perfuração de um poço, conhecido como pioneiro. Fonte: Internet/ XXII Encontro Nacional de Engenharia de Produção 25/10/2010 Acesso: 05/07/2010 Figura 19 : Visibilidade dos prospectos exploratórios. 3.4 - Oportunidades Exploratórias e Avaliação Econômica de Seleção

45 Para se avaliar uma oportunidade exploratória deve-se conceber um projeto Exploratório de forma a permitir uma visão de investimento e retorno no tempo (início e fim do projeto) segundo a abordagem de fluxo de caixa descontado. O principal critério da indústria do petróleo em avaliação do valor econômico de Prospectos exploratórios é o Valor Monetário Esperado (VME) que é uma medida de tendência central da distribuição de probabilidades de valores monetários. O caso a seguir apresenta uma situação na qual dos blocos exploratórios oferecidos pela ANP, após interpretações de seções sísmicas e dados de poços, foram identificados por uma companhia, dois aos quais se tem interesse. Figura 20: Blocos operatórios oferecidos Deve-se então partir para uma análise econômica, para qual necessita-se das Seguintes informações: Prospecto A(Km²) y(mm³/km²) Vp(Mm³) Vm(Mm³) TAE P($/m³) VPL(US$ M) CD(US$ M) P(%) VME(US$ M) P1 79,20 0,67 53,06 2,67 0,22 3,84 42,57 2,11 0,14 4,15 P2 22,70 0,59 13,39 3,55 0,16 3,84 6,05 1,17 0,40 1,72 P3 44,60 0,47 20,96 5,13 0,13 3,84 7,90 1,01 0,40 2,56 Onde: A - Área provada do campo: extensão ocupara pela acumulação. Y Produtividade areal do campo: volume de petróleo por unidade de área. Vp - Volume provado estimado por A*Y, caso seja econômico (maior que Vm) pode ser chamado de reserva provada.

46 Vm Valor mínimo econômico: menor volume recuperável para compensar investimentos de desenvolvimento e produção ao preço (P) de remuneração prevista durante a avaliação do prospecto. TAE Taxa de aproveitamento econômico representa uma expectativa de aproveitamento econômico do petróleo descoberto. P Preço do petróleo, considerando o barril a US$ 24. VPL Valor Presente Líquido - estimado por (Vp-Vm)*TAE*P CD - Custos diretos: compreende todos os custos associados diretamente a atividade de exploração, entre os quais o aluguel das sondas, a execução do poço pioneiro e pessoal envolvido. PS Probabilidade de sucesso: estimativa da chance de encontrar petróleo VME Valor monetário esperado: estimado por VPL*PS - CD*(1-PS) Verificamos então, que a estimativa do valor monetário dos blocos, considerando apenas o VPL resultante do sucesso, é de 42,57 MM US$ para o bloco 1 e 13,95 MM US$ para o bloco 2. Nesta perspectiva, o bloco 1 demonstra-se mais atraente, pois apresenta um VPL três vezes maior que o do bloco 2. Já o VME do bloco 1 é 4,15 MM US$, menor que o do bloco 2 que é de 4,28 MM US$, alterando esta preferência para o bloco 2. Entretanto como ambos os blocos apresentam VME positivos e com pequena diferença, o decisor não se sente confortável para decidir pela aquisição dos blocos. O desconforto em decidir baseado somente no VME, é devido a que este não diferencia projetos de alto risco (bloco 1) de projetos de baixo risco (bloco 2) e nem considera um limite orçamentário para os investimentos em exploração. Na prática, possibilidade de grandes ganhos pode superar em importância para o investidor a possibilidade de perdas muito grandes, ou vice-versa. Utilizamos então a teoria da preferência, que procura descrever de uma forma Quantitativa as atitudes e sentimentos de cada companhia em relação às conseqüências do risco envolvido. As descrições das preferências por risco podem ser adequadamente descritas através de uma função utilidade e representadas graficamente pela curva de preferência, curva de utilidade, ou ainda chamada de curva de decisão. A função utilidade mais utilizada pelas empresas envolvidas na exploração de petróleo possui a seguinte expressão:

47 U(X) = 1 e Onde, x é uma variável independente e representa o VPL do projeto e c é o índice de aversão ao risco adotado pela companhia. O índice de Aversão ao Risco é o inverso da Tolerância ao Risco, que nas companhias americanas é normalmente igual à quarta parte do Capital Exploratório orçado para o ano. Não existe um nível certo ou errado para a aversão ao risco, o seu propósito é estabelecer o nível de risco que a companhia está preparada para assumir, e aplicá-lo consistentemente, a todos seus prospectos. No caso abordado anteriormente, o valor do Capital Exploratório Anual da companhia é 64 MM US$, indicando uma tolerância ao risco de 16 MM US$ e um índice e aversão ao risco de 0,0625. Figura 21 : Função Utilidade para um índice de aversão ao risco de 0,0625 Obtemos o Valor Esperado da Utilidade (VEU) do bloco, multiplicamos os valores da utilidade correspondente a cada VPL obtidos a partir da função utilidade pelas respectivas probabilidades de ocorrência. Assim: VEU (bloco1) = 0,14 * 0,93 + 0,86 * (-0,140) = 0,01 VEU (bloco2) = 0,40 * 0,58 + 0,60 * (-0,145) = 0,14 Analisando estes valores verificamos que, considerando o nível de aversão ao risco da companhia, o bloco 2 é bastante mais interessante que o bloco 1,