UNIVERSIDADE ESTADUAL DE CAMPINAS
FACULDADE DE ENGENHARIA MECÂNICA
INSTITUTO DE GEOCIÊNCIAS
Análise da Influência de Indicadores
Econômicos na Escolha da Estratégia de
Produção
Autor: Fábio Rodrigues Neves Orientador: Denis J. Schiozer
Co-orientador: Saul Barisnik Suslick
UNIVERSIDADE ESTADUAL DE CAMPINAS
FACULDADE DE ENGENHARIA MECÂNICA
INSTITUTO DE GEOCIÊNCIAS
Análise da Influência de Indicadores
Econômicos na Escolha da Estratégia de
Produção
Autor: Fábio Rodrigues NevesOrientador: Denis J. Schiozer
Co-orientador: Saul Barisnik Suslick
Curso: Ciências e Engenharia de Petróleo
Dissertação de mestrado apresentada à Subcomissão de Pós-Graduação Interdisciplinar de Ciências e Engenharia de Petróleo (FEM e IG) como requisito para a obtenção do título de Mestre em Ciências e Engenharia do Petróleo.
Campinas, 2005. SP - Brasil
Dedicatória
Dedico este trabalho a minha esposa, que sempre esteve presente em todos os momentos, aos meus pais Osaías e Maria meus sogros Ivo e Leda ao irmão Fabiano e cunhados Anderson e Eduardo. Aos meus amigos de longa data, Maria José da Costa, Sérgio José Mecena e tantos outros que, direta ou indiretamente, merecem ser lembrados.
Agradecimentos
Aos professores Denis José Schiozer e Saul B. Suslick pelas excepcionais qualidades profissionais e por serem grandes amigos.
Ao Curso de Pós-Graduação de Ciências e Engenharia de Petróleo (FEM e IG), Centro de Estudos de Petróleo - CEPETRO/UNICAMP pelo apoio financeiro através da bolsa concedida e ao apoio do CNPq, UNISIM (FEM/DEP) e LAGE (IG) da UNICAMP para o desenvolvimento da pesquisa.
A minha esposa Ana Paula que sempre teve uma visão otimista sobre as adversidades que atravessamos nestes últimos anos, assim como aos meus pais e sogros, pela constante presença.
Não poderia deixar de agradecer às festas de que participei que me ajudaram no processo de adaptação nesta cidade. Às novas amizades que conquistei.
Resumo
Neves, Fábio Rodrigues. Análise da influência de indicadores econômicos na escolha da estratégia de produção. Campinas: Faculdade de Engenharia Mecânica e Instituto de Geociências, Universidade Estadual de Campinas, 2004. 129 p. Dissertação (Mestrado).
A decisão de uma empresa em realizar investimentos na produção petrolífera depende principalmente do desempenho econômico esperado da jazida, do perfil econômico da empresa e das características econômicas e regulatórias do país. Uma das decisões importantes do processo é a escolha da estratégia de produção, em que o valor presente líquido (VPL) vem sendo usado como indicador econômico. Neste trabalho, procura-se mostrar que outros indicadores podem ser usados para auxiliar a decisão de investimento, pois, de acordo com as prioridades estabelecidas pela empresa, um só indicador pode não ser suficiente. Para isso, são analisadas diversas estratégias de produção considerando um conjunto de indicadores econômicos: VPL, retorno sobre o investimento (ROI), produção atualizada e produção de óleo (Np). Os indicadores são utilizados para avaliar o desempenho do campo e de poços de produção e injeção. Uma análise de sensibilidade é também considerada para mostrar a utilização dos indicadores em cenários incertos (preço do óleo, taxação, entre outros). Pode-se mostrar que a utilização de mais de um indicador possibilita respostas diferentes e mais confiáveis para cada cenário traçado, influenciando o tomador de decisão. O foco da empresa em um ou mais indicadores poderá trazer vantagens principalmente em cenários de incerteza. Os resultados mostram que a utilização de vários indicadores proporciona uma tomada de decisão com menor grau de risco, bem como torna possível capturar outras características do projeto que nem sempre podem ser representadas pelo uso tradicional do VPL.
Palavras Chave: Indicadores econômicos, Estratégia de produção, Tomada de decisão, Investimento.
Abstract
Neves, Fábio Rodrigues. Effect of economic indicators on the selection of production strategy. Campinas: Faculdade de Engenharia Mecânica e Instituto de Geociências, Universidade Estadual de Campinas, 2004. 129 p. Dissertação (Mestrado).
The decision of a firm to make investments on petroleum fields depends on the expected economic performance, on the firm economic context and on the country economic and regulatory constraints. One of the important decisions in the process is the selection of the production strategy where traditionally the Net Present Value (NPV) has being used for decision criterion as a measure of profitability of investments. In this work, it is shown that other indicators can be used to help investment decisions because, according to the priorities established by the firm, only one indicator may not be sufficient. On this work we show several production strategies considering a set of economic indicators: NPV, cumulative production (Np), actualized Np, and return on investment (ROI). The use of different economic indicators permits to capture different aspects from in a decision process; each indicator or a set of economic measures may result in different perspectives, which influence the decision manager. It is important to emphasize that the use of more than one indicator may have advantages, mainly for reservoirs that present high level of uncertainties. The indicators are used to evaluate the performance of the field and of the production and injection wells. A sensitivity analysis was performed in order to show the use of indicators on uncertain scenarios (oil prices, taxes, etc). The results show that the use of various indicators yields a decision with less risk, as well as it allows capturing project characteristics which not always can be represented by the traditional use of NPV.
Índice
Dedicatória... iv Agradecimentos... v Resumo... vi Abstract... vii Índice... viii Lista de Figuras... xi Lista de Tabelas... xv Nomenclatura ... xvii Capítulo 1... 1 Introdução ... 11.1 Motivação para o trabalho... 4
1.2 Objetivos ... 5
1.3 Limitações... 5
Capítulo 2... 6
Revisão Bibliográfica... 6
2.1 Simulação de reservatórios ... 6
2.2 Definição da estratégia de produção ... 7
2.3 Indicadores físicos... 8
2.4 Indicadores econômicos... 10
2.4.1 Fluxo de Caixa ... 11
2.4.2 Valor Presente Líquido (VPL) ... 14
2.4.4 Retorno sobre Investimento (ROI)... 19 2.4.5 Benefício Custo... 20 2.4.6 Np atualizado ... 21 2.4.7 Razão VPL/Np ... 22 2.5 Cenários ... 23 Capítulo 3... 25 Metodologia ... 25 3.1 Etapas ... 26
3.1.1 Escolha de um caso base... 26
3.1.2 Testes de estratégia de produção... 27
3.1.3 Cálculo de indicadores econômicos... 28
3.1.4 Desempenho e análise de resultados... 28
3.1.5 Análise dos resultados da sensibilidade do investimento ... 29
Capítulo 4... 31
Aplicação ... 31
4.1 Estudo de caso... 31
4.2 Estratégia de produção ... 32
4.3 Desempenho e análise de resultados... 36
4.4 Apresentação geral das estratégias de produção ... 36
4.5 Análise de sensibilidade... 38
Capítulo 5... 42
Desempenho e Análise dos Indicadores... 42
5.1 Dados de comportamento dos poços... 42
5.2 Dados financeiros das estratégias de produção... 56
5.3 Indicadores econômicos das estratégias de produção ... 60
5.4 Desempenho e análise dos resultados ... 64
Capítulo 6... 69
Análise dos Resultados ... 69
6.2 Cenários 2a, 2b e 2c ... 74 6.3 Cenários 3a, 3b e 3c ... 79 6.4 Cenários 4a, 4b e 4c ... 83 6.5 Cenários 5a, 5b e 5c ... 87 6.6 Cenário 6a, 6b e 6c... 90 Capítulo 7... 95 Conclusões e Recomendações ... 95 Bibliografia ... 97
Anexo I TABELA COM DADOS ECONÔMICOS... 100
Anexo II TABELA COM DADOS DE PRODUÇÃO... 108
Anexo III DADOS DO CENÁRIO 1 ... 112
Anexo IV DADOS DO CENÁRIO 2 ... 115
Anexo V DADOS DO CENÁRIO 3 ... 118
Anexo VI DADOS DO CENÁRIO 4 ... 121
Anexo VII DADOS DO CENÁRIO 5... 124
Lista de Figuras
FIGURA 1.1 Dinâmica da avaliação econômica e de tomada de decisão de investimento
(adaptado de Suslick, 2001). ... 3
FIGURA 2.1 Áreas que contribuem para a simulação numérica (adaptado de Fanchi, 2001). ... 7
FIGURA 2.2 Representação típica do fluxo de caixa na exploração de um campo de petróleo (Suslick, 2001)... 12
FIGURA 2.3 Representação do fluxo de caixa. ... 12
FIGURA 2.4 Fluxo de caixa e o valor do dinheiro no tempo. ... 13
FIGURA 2.5 Representação do cálculo do VPL... 15
FIGURA 2.6 Representação de cálculo do VAE. ... 17
FIGURA 3.1 Fluxograma das etapas da metodologia... 27
FIGURA 4.1 Distribuição de óleo e água nas camadas do campo Namorado... 33
FIGURA 4.2 Estratégias de produção com poços produtores em branco e injetores em preto (mapa de saturação de óleo) ... 33
FIGURA 4.3 Esquema de construção dos cenários... 39
FIGURA 5.1 VPr e VPc do campo por número de poços... 43
FIGURA 5.2 VPL e VPi do campo por número de poços. ... 45
FIGURA 5.3 VPL, VPr e VPc normalizados do campo por número de poços... 46
FIGURA 5.4 ROI do campo por número de poços. ... 47
FIGURA 5.5 VAE do campo por número de poços... 48
FIGURA 5.6 Benefício custo do campo por número de poços. ... 49
FIGURA 5.7 Correlação de VPL do campo por VAE do campo. ... 51
FIGURA 5.8 Correlação do ROI do campo por Benefício custo do campo. ... 52
FIGURA 5.9 Np atualizado do campo por número de poços... 53
FIGURA 5.11 Np do campo por número de poços. ... 55
FIGURA 5.12 VPL do campo por VPi do campo... 57
FIGURA 5.13 ROI do campo por VPi do campo... 58
FIGURA 5.14 VPL do campo por Np do campo. ... 59
FIGURA 5.15 VPL do campo ROI por do campo. ... 60
FIGURA 5.16 VPL do campo por estratégias de produção. ... 61
FIGURA 5.17 Np atualizado do campo por estratégias de produção. ... 62
FIGURA 5.18 ROI do campo por estratégias de produção... 63
FIGURA 5.19 Np do campo por estratégias de produção... 64
FIGURA 5.20 Indicadores VAE, Benefício custo, VPc e Razão VPL/Np normalizados por estratégias de produção... 66
FIGURA 5.21 Indicadores VPL, ROI e Np atualizados normalizados por estratégias de produção. ... 67
FIGURA 6.1 Estratégias de produção e VPL do campo normalizado do cenário1. ... 70
FIGURA 6.2 VPL do campo normalizado por ROI do campo normalizado do cenário1. ... 71
FIGURA 6.3 VPL do campo normalizado por Np atualizado do campo normalizado do cenário 1. ... 72
FIGURA 6.4 VPL do campo normalizado por Np do campo normalizado do cenário1. ... 73
FIGURA 6.5 Estratégias de produção por VPL do campo normalizado do cenário 2... 75
FIGURA 6.6 VPL do campo normalizado por ROI do campo normalizado do cenário 2. ... 76
FIGURA 6.7 VPL do campo normalizado por Np atualizado normalizado do campo do cenário 2. ... 77
FIGURA 6.8VPL do campo normalizado por Np do campo normalizado do cenário 2. ... 78
FIGURA 6.9 Estratégias de produção por VPL do campo normalizado do cenário 3... 80
FIGURA 6.10 VPL do campo normalizado por ROI do campo normalizado do cenário 3. ... 81
FIGURA 6.11 VPL do campo normalizado por Np atualizado do campo normalizado do cenário 3. ... 81
FIGURA 6.12 VPL do campo normalizado por Np do campo normalizado do cenário 3. ... 82
FIGURA 6.13 Estratégias de produção por VPL do campo normalizado do cenário 4... 84
FIGURA 6.15 VPL do campo normalizado por Np atualizado do campo normalizado do cenário
4. ... 85
FIGURA 6.16 VPL do campo normalizado por Np do campo normalizado do cenário 4. ... 86
FIGURA 6.17 Estratégias de produção por VPL do campo normalizado do cenário 5... 88
FIGURA 6.18 VPL do campo normalizado por ROI do campo normalizado do cenário 5. ... 88
FIGURA 6.19 VPL do campo por Np atualizado do campo do cenário 5... 89
FIGURA 6.20 VPL normalizado por Np normalizado do cenário 5... 89
FIGURA 6.21 Estratégias de produção por VPL do campo normalizado do cenário 6... 91
FIGURA 6.22 VPL do campo normalizado por ROI do campo normalizado do cenário 6. ... 92
FIGURA 6.23 VPL do campo normalizado por Np atualizado do campo normalizado do cenário 6. ... 92
FIGURA 6.24 VPL do campo normalizado por Np do campo normalizado do cenário 6. ... 93
FIGURA 7.1 Estratégias de produção e VPL do campo do cenário1. ... 112
FIGURA 7.2 VPL do campo por ROI do campo do cenário1. ... 113
FIGURA 7.3 VPL do campo por Np atualizado do campo do cenário 1... 113
FIGURA 7.4 VPL do campo por Np do campo do cenário1. ... 114
FIGURA 7.5 Estratégias de produção por VPL do campo do cenário 2... 115
FIGURA 7.6 VPL do campo por ROI do campo do cenário 2. ... 116
FIGURA 7.7 VPL do campo por Np do campo do cenário 2. ... 116
FIGURA 7.8 VPL do campo por Np atualizado do campo do cenário 2... 117
FIGURA 7.9 Estratégias de produção por VPL do campo do cenário 3... 118
FIGURA 7.10 VPL do campo por ROI do campo do cenário 3. ... 119
FIGURA 7.11 VPL do campo por Np atualizado do campo do cenário 3... 119
FIGURA 7.12 VPL do campo por Np do campo do cenário 3. ... 120
FIGURA 7.13 Estratégias de produção por VPL do campo do cenário 4... 121
FIGURA 7.14 VPL do campo por ROI do campo do cenário 4. ... 122
FIGURA 7.15 VPL do campo por Np atualizado do campo do cenário 4... 122
FIGURA 7.16 VPL do campo por Np do campo do cenário 4. ... 123
FIGURA 7.17 Estratégias de produção por VPL do campo do cenário 5... 124
FIGURA 7.19 VPL do campo por Np atualizado campo do cenário 5... 125
FIGURA 7.20 VPL do campo por Np do campo do cenário 5. ... 126
FIGURA 7.21 Estratégias de produção por VPL do campo do cenário 6... 127
FIGURA 7.22 VPL do campo por ROI do campo do cenário 6. ... 128
FIGURA 7.23 VPL do campo por Np atualizado do campo do cenário 6... 128
Lista de Tabelas
TABELA 4.1 Estratégias de produção, configurações, poços produtores e injetores... 34
TABELA 4.2 Condições de operação. ... 37
TABELA 4.3 Valores econômicos adotados... 37
TABELA 4.4 Valores das variáveis que compõe os cenários... 38
TABELA 4.5 Dados dos cenários 1a, 1b e 1c... 39
TABELA 4.6 Dados dos cenários 2a, 2b e 2c... 40
TABELA 4.7 Dados dos cenários 3a, 3b e 3c... 40
TABELA 4.8 Dados dos cenários 4a, 4b e 4c... 40
TABELA 4.9 Dados dos cenários 5a, 5b e 5c... 41
TABELA 4.10 Dados dos cenários 6a, 6b e 6c... 41
TABELA 5.1 Classificação dos indicadores econômicos... 67
TABELA 5.2 Escolha da estratégia conforme o foco da empresa ... 68
TABELA 6.1 Dados dos cenários 1a, 1b e 1c... 69
TABELA 6.2 Resultados dos indicadores econômicos do cenário 1 para nível de preço baixo... 74
TABELA 6.3 Resultados dos indicadores econômicos do cenário 1 para nível de preço base. ... 74
TABELA 6.4 Resultados dos indicadores econômicos do cenário 1 para nível de preço alto. .... 74
TABELA 6.5 Dados dos cenários 2a, 2b e 2c... 74
TABELA 6.6 Resultados dos indicadores econômicos do cenário 2 para nível de preço baixo... 78
TABELA 6.7 Resultados dos indicadores econômicos do cenário 2 para nível de preço-base.... 79
TABELA 6.8 Resultados dos indicadores econômicos do cenário 2 para nível de preço alto. .... 79
TABELA 6.9 Dados dos cenários 3a, 3b e 3c... 79
TABELA 6.10 Resultados dos indicadores econômicos do cenário 3 para nível de preço baixo. 82 TABELA 6.11 Resultados dos indicadores econômicos do cenário 3 para nível de preço-base. . 83
TABELA 6.13 Dados dos cenários 4a, 4b e 4c... 83 TABELA 6.14 Resultados dos indicadores econômicos do cenário 4 para nível de preço base. . 86 TABELA 6.15 Resultados dos indicadores econômicos do cenário 4 para nível de preço alto. .. 87 TABELA 6.16 Dados dos cenários 5a, 5b e 5c... 87 TABELA 6.17 Resultados dos indicadores econômicos do cenário 5 para nível de preço-base. . 90 TABELA 6.18 Resultados dos indicadores econômicos do cenário 5 para nível de preço alto. .. 90 TABELA 6.19 Dados dos cenários 6a, 6b e 6c... 90 TABELA 6.20 Resultados dos indicadores econômicos do cenário 6 para nível de preço-base. . 93 TABELA 6.21 Resultados dos indicadores econômicos do cenário 6 para nível de preço alto. .. 94
Nomenclatura
Siglas Nomenclatura Unidade de medida
ANP Agência Nacional de Petróleo _
E&P Exploração e Produção _
ti Período de tempo da produção de óleo em análise Tempo
CAPEX Capital Expenditures (Gasto com Capital) Unidades monetárias
FV Future Value (Valor Futuro) Unidades monetárias
GP Gas Production (Produção de Gás) m3/dia
i Taxa de juros ou de atratividade Porcentagem
J Valor monetário dos juros recebidos ou pagos. Unidades monetárias
N Número total de períodos de tempo Tempo
-n Número total de períodos de tempo Tempo
Np Quantidade total de óleo produzido m3
OIP Oil in Place m3
OPEX Operational Expenditures (Gasto Operacional) Unidades monetárias PMT0 Valor inicial do fluxo de caixa, investimento Unidades monetárias PMTj Valores dos fluxos de caixa de ordem 1, 2, 3,..., j Unidades monetárias
PR Pressão do Reservatório BAR
PV Present Value (Valor Presente) Unidades monetárias
Qi Quantidade de óleo produzida no período 1, 2, 3,..., i Tempo
RGO Razão Gás Óleo Sm3/Sm3
ROI Retorno sobre Investimento Fator
ti Período total de produção de óleo Tempo
TMA Taxa Mínima de Atratividade Porcentagem
VPc Valor Presente do Custo Unidades monetárias
VPi Valor Presente do Investimento Unidades monetárias
VPL Valor Presente Líquido Unidades monetárias
VPr Valor Presente da Receita Unidades monetárias
Wi Water injection (Água injetada) m3/dia
Capítulo 1
Introdução
A decisão de realizar investimentos na produção petrolífera depende principalmente do desempenho econômico esperado da jazida1, do contexto econômico da empresa e do país no qual se deseja investir. A empresa pode controlar algumas das variáveis envolvidas na realização do investimento, por exemplo, valor do capital empregado no campo, taxa mínima de atratividade entre outras, servindo de base para a tomada de decisão. Porém, existem variáveis não diversificáveis que representam importantes componentes de incertezas de um projeto de exploração e produção (E&P), tais como as características físicas do campo de petróleo, taxação e regulação desse setor que não podem ser simplesmente eliminados da análise, ou controláveis no âmbito microeconômico. Contudo, a totalidade dessas variáveis pode ter impacto na decisão final, podendo esta ser de investir imediatamente ou aguardar uma melhor oportunidade no futuro.
Em muitas análises de avaliação de projetos ou de estratégias de produção utiliza-se, com muita freqüência, nas empresas de E&P, a produção acumulada de óleo (Np), o valor presente
líquido (VPL) ou o Np atualizado2 como indicadores de processos decisórios relacionados ao desenvolvimento de campos de petróleo, como se observa no trabalho de NAKAJIMA (2003). Esse procedimento se deve, principalmente, à simplificação do processo, facilidade de cálculo do VPL e familiarização com o indicador. Entretanto, em muitos casos, esses indicadores podem não ser suficientes para a escolha da melhor estratégia de produção a ser desenvolvida, pois se deve considerar que há altos investimentos envolvidos nos projetos de E&P e também outras variáveis que merecem destaque como o retorno sobre o capital investido, a relação entre receitas, custos e investimentos, e a análise de sensibilidade relacionada aos principais parâmetros do modelo econômico (preço do petróleo, investimento, lâmina d’água e taxação).
Para análise deste tipo de tema neste trabalho, alguns conceitos são de crucial importância, podendo-se destacar a estratégia de produção e os métodos adotados para avaliar economicamente um projeto.
Para melhor entendimento do processo de decisão com que uma empresa se defronta na escolha de investimentos em campos para a produção de petróleo, as etapas do processo estão mostradas na FIGURA 1.1. A escolha da estratégia de produção, foco principal do presente trabalho, encontra-se inserida na fase de desenvolvimento de campo, primeira etapa da fase de produção.
FIGURA 1.1 Dinâmica da avaliação econômica e de tomada de decisão de investimento (adaptado de Suslick, 2001).
Uma empresa que se envolve nesse tipo de setor precisa ter a clara visão de até onde seu porte financeiro/econômico poderá levá-la, sozinha ou associada com outras do mesmo setor ou com agentes financeiros dispostos a participar dos empreendimentos, compondo objetivos de curto, médio e longo prazo de investimentos.
Nas abordagens citadas acima, a empresa tem diversas possibilidades de respostas ou alternativas de análise de decisão para investimentos, conforme o foco que ela desejar. Não há
uma resposta única, mas um conjunto de soluções, conforme a realidade financeira em que ela estiver inserida, que certamente irá influenciar a decisão sobre qual empreendimento deve ser escolhido.
Para análise desses conceitos, existem diversas abordagens técnicas e econômicas que servem para auxiliar o processo decisório, ou seja, que permitem a classificação e/ou comparação dos campos e/ou grupos de poços analisados em um determinado cenário. Admitindo-se que a corporação busque a maximização da riqueza (capital), isso será alcançado pela combinação dos indicadores econômicos.
Uma das principais decisões do processo é a escolha da estratégia de produção que ocorre na fase de desenvolvimento dos campos de petróleo e envolvem grandes investimentos sob cenários de incertezas de diversos tipos, entre elas geológicas, econômicas, tecnológicas, etc. (Schiozer et al, 2004), principalmente no Brasil onde a produção marítima em águas profundas traz características de maiores investimentos e menor flexibilidade de mudanças no processo decisório (Xavier, 2004).
1.1 Motivação para o trabalho
A importância das decisões de escolha de estratégia de produção, principalmente em campos marítimos, que possuem elevados investimentos, menor flexibilidade para mudanças e em muitos casos é realizada por apenas um indicador que pode não conseguir expressar a realidade econômica que afeta o empreendimento. O mais empregado neste caso é o VPL, que será exposto com mais detalhes no item 2.4.2. Logo há a necessidade de se verificar as vantagens de se usar mais de um indicador econômico, de tal forma que essa inserção permita, a quem irá tomar a decisão, ter uma visão mais ampla do comportamento econômico do projeto conforme a realidade econômica em que a empresa estiver inserida.
1.2 Objetivos
O principal objetivo deste estudo é a análise da influência de indicadores econômicos na escolha da estratégia de produção no processo decisório ligado ao desenvolvimento de um campo de petróleo.
Através do estudo e da utilização combinada desses indicadores e, de acordo com as prioridades estabelecidas pela empresa, a opção será por uma determinada estratégia, conseqüentemente, haverá a maximização de um indicador em detrimento de outros na classificação das estratégias de produção a serem consideradas para futuros investimentos. Outro item relevante que será considerado são os cenários que contemplam as variáveis que causam maior impacto na avaliação econômica no campo de petróleo.
1.3 Limitações
O presente trabalho tem como foco principal a fase de desenvolvimento de campos de petróleo e o uso de diferentes indicadores econômicos, nesse caso deve ser acompanhado das limitações abaixo:
!" Os resultados devem ser aplicados somente para a escolha da estratégia de produção, não podendo ser generalizados para outros investimentos no setor;
!" A utilização de apenas um campo como aplicação, Campo Escola de Namorado, que faz com que as generalizações só possam ser feitas para casos semelhantes; !" No processo de escolha das estratégias de produção não houve um processo de
otimização, mas a aplicação de diversas estratégias diferentes para verificar a influência de indicadores; esse item, porém, não invalida as conclusões deste trabalho.
Capítulo 2
Revisão Bibliográfica
2.1 Simulação de reservatórios
Uma das principais tarefas da engenharia de reservatórios é o desenvolvimento e o gerenciamento de campos produtores de petróleo visando atingir um determinado objetivo, considerando os limites físicos, econômicos e tecnológicos. A solução deste problema é função das características geológicas do reservatório e do sistema de produção do campo, MEZZOMO (2001).
O objetivo principal de um estudo de reservatório é prever seu futuro comportamento possibilitando avaliar diferentes maneiras e métodos para otimizar índices econômicos e técnicos, PEDROSO (1999). Uma forma de tornar mais produtivos os campos de petróleo e, conseqüentemente, os índices econômicos e técnicos é através das várias estratégias de produção que podem ser testadas ou avaliadas por meio da simulação numérica.
AZIZ (1983) afirma que a simulação de reservatório é uma ferramenta que permite calcular a recuperação de petróleo do reservatório da melhor forma possível, isso possibilita a maior recuperação de óleo, respeitando os limites econômicos da operação. A previsão do comportamento do reservatório, com relação à produção de óleo, é realizada por meio de simulações feitas através de programas específicos e que são alimentados por dados de diversas
áreas, entre elas, Engenharia, Matemática, Geologia, Química, Física, Termodinâmica, Análise Numérica e Interpretação Profissional, envolvidas na operação do programa. A FIGURA 2.1 apresenta a integração de áreas para realizar o modelo de simulação numérica.
Infra-estrutura disponível
Modelo geológico Informações de poços
Propriedades dos fluidos
Modelo de simulação numérica
Observar, calibrar e interpretar os dados de produção
FIGURA 2.1 Áreas que contribuem para a simulação numérica (adaptado de Fanchi, 2001).
2.2 Definição da estratégia de produção
A estratégia de produção é aplicada com o intuito de se obter o maior fator de recuperação possível do reservatório de petróleo e ou a maximização do empreendimento, sob o critério econômico, porém ambos dependem das características físicas do reservatório e do contexto macro e microeconômico que a empresa estiver inserida. Outro item relevante na definição da estratégia de produção é a agência reguladora do setor, por exemplo, pode estabelecer que a política nacional para o aproveitamento racional das fontes de energia visa proteger o meio ambiente e promover a conservação de energia, significando que não pode haver a chamada exploração predatória3.
3 Exploração predatória significa que a empresa está produzindo em desacordo com as normas técnicas estabelecidas
A maximização da recuperação do reservatório pode ser alcançada através de diversas formas de operação como a otimização na localização e números de poços produtores e injetores em áreas com maior potencial de óleo e que contenham poços injetores nos aqüíferos ou em zonas que permitam o maior varrido do óleo pela água, deslocando-se o óleo para os poços produtores.
2.3 Indicadores físicos
Ao longo do processo de simulação os indicadores físicos devem ser observados e monitorados. A seguir são destacados os principais indicadores:
!" Produção de hidrocarbonetos;
Para a Agência Nacional de Petróleo (ANP) produção significa, conjunto de operações coordenadas de extração de petróleo ou gás natural de uma jazida e de preparo de sua movimentação, ou, ainda, volume de petróleo ou gás natural extraído durante a produção.
!" Produção de gás;
Conforme a Petrobras, ela acontece quando o hidrocarboneto ou mistura de hidrocarbonetos que permaneça em estado gasoso ou dissolvido no óleo nas condições originais do reservatório se mantenha no estado gasoso nas condições atmosféricas normais. É extraído diretamente de reservatórios petrolíferos ou gaseíferos.
!" Produção de água;
Como afirma THOMAS (2001), além dos hidrocarbonatos, é bastante comum a produção de água. A quantidade de água produzida vai depender das condições em que ela se apresenta no meio poroso. A água produzida também pode ter origem em áreas de acumulação, chamadas de aqüíferos, que podem estar adjacentes às formações portadoras de hidrocarbonetos, ou pode ocorrer devido à água injetada em projetos que visam aumentar a recuperação de óleo.
!" Injeção de fluidos;
Segundo a ANP, a água é injetada em reservatório, com o objetivo de forçar a saída do petróleo da rocha-reservatório, deslocando-o para um poço produtor. Esse método é conhecido como “recuperação secundária” e é empregado quando a pressão do poço torna-se insuficiente para expulsar naturalmente o petróleo.
!" Razão gás-oleo;
Na afirmação de DAKE (1978), razão gás-oleo representa a razão do volume de gás nas condições padrão dissolvido por volume de óleo também nas condições padrão. !" Corte de Água (water cut);
Este indicador representa a produção de água relativa à produção total e deve ser minimizada para melhor desempenho do reservatório, uma vez que a produção excessiva de água é prejudicial à de óleo.
!" Pressão do reservatório;
O reservatório sofre interferência das leis da física. As duas variáveis que influenciam a mistura de líquidos e gases ali contidos são a pressão e a temperatura, que determinam se um componente ou uma mistura se encontra nas fases líquida, gasosa, em ambas, ou seja, um percentual na fase líquida e outra na fase gasosa.
2.4 Indicadores econômicos4
A seguir são apresentados os conceitos dos indicadores econômicos e seu emprego na pesquisa, constando também as vantagens e desvantagens individuais de cada um. Esses indicadores servem para comparar, analisar e classificar o comportamento de campos, estratégias de produção ou grupos de poços nas alternativas de investimentos.
KUHNEN (1996) afirma que o estudo da melhor alternativa financeira para um projeto é um conjunto de técnicas que permite a comparação com os resultados de tomada de decisões referentes a alternativas diferentes de forma metodologicamente científica.
Segundo HIRSCHFELD (1998), a priorização de investimento pode ser entendida quando investimos em um bem, em uma aplicação financeira ou em um empreendimento, e é feita, geralmente, quando se é movido pelo desejo de receber, em devolução, uma quantia de dinheiro que, em relação à investida, corresponda, à taxa mínima de atratividade, também chamada de expectativa ou equivalência.
A taxa de mínima atratividade (TMA) deve representar o custo de oportunidade5 do capital para a empresa (CLEMENTE, 1998). Dessa forma, pode-se dizer que ela é a taxa de juros que
4 Vale ressaltar que apesar da larga utilização da taxa interna de retorno (TIR), em avaliações econômicas de
projetos, neste trabalho de pesquisa ela não é empregada. O principal motivo desta exclusão é o fato de que em projetos de petróleo há períodos que ocorrem inversões do fluxo de caixa mais de uma vez, ou seja, no cálculo da TIR haverá múltiplas taxas, o que dificulta a escolha de uma delas.
5 O custo de oportunidade representa a opção de investir em uma alternativa de investimento em detrimento às
demais opções existentes naquele momento, utilizando-se o critério de opção pela alternativa que gerará o maior retorno.
deixa de ser obtida na melhor aplicação alternativa quando há emprego de capital próprio, ou é a menor taxa de juros obtida quando recursos de terceiros são aplicados.
2.4.1 Fluxo de Caixa
O fluxo de caixa representa entradas e saídas de valores ao longo do tempo. Ele é utilizado como uma representação da realidade financeira de uma empresa ao longo do tempo e envolve todas as etapas do campo de petróleo (exploração, avaliação, desenvolvimento, produção e abandono). Sua simbologia realiza-se através de setas, sendo que o seu comprimento representa o volume de unidades monetárias a pagar ou receber por parte da empresa.
Segundo ASSAF (2000), toda operação financeira é representada em termos de fluxos de caixa, ou seja, em fluxos futuros esperados de recebimentos e pagamentos de caixa. A avaliação desses fluxos consiste, em essência, na comparação dos valores presentes, das saídas e entradas de caixa, calculados segundo o regime de juros compostos a partir de uma dada taxa de juros.
A FIGURA 2.2 é uma representação simplificada do fluxo de caixa na exploração e produção de um campo de petróleo. A entrada de recursos monetários, geralmente, é representada na parte superior do fluxo, enquanto suas saídas se representam na parte inferior. A resultante de entrada e saída no fluxo é a parte líquida, podendo haver déficit ou superávit. No início da atividade de exploração, avaliação e desenvolvimento do campo, o resultado é deficitário na etapa de produção é superavitária e, no final, quando há o abandono do campo, ela novamente se torna deficitária, por conta do declínio da produção e das despesas de desativação do campo.
FIGURA 2.2 Representação típica do fluxo de caixa na exploração de um campo de petróleo (Suslick, 2001).
A FIGURA 2.3 apresenta um esquema do fluxo de caixa, na qual o tempo é representado pela linha horizontal e, por esse motivo, o fluxo também é chamado diagrama de capital no tempo. Os períodos de tempo (n) podem ser divididos conforme a extensão total da operação. Usualmente a divisão é considerada em anos, nos projetos de E&P, entretanto esses intervalos podem variar conforme as características do projeto.
0 1 2 n - 1 n + E n t r a d a s - S a í d a s 0 1 2 n - 1 n + E n t r a d a s - S a í d a s 0 1 2 n - 1 n + E n t r a d a s - S a í d a s
FIGURA 2.3 Representação do fluxo de caixa.
Dado que o fluxo de caixa considera o valor do dinheiro ao longo do tempo, a representação serve para demonstrar a influência de algumas variáveis nesse processo. As principais variáveis são o tempo, taxas de juros ou de atratividade que são empregadas pelo tomador de decisão no momento de aceitar ou não o projeto.
A FIGURA 2.4 apresenta de forma visual os conceitos relacionados ao fluxo de caixa. Quando se parte do início para o final do projeto na escala de tempo, há a capitalização; o procedimento inverso é denominado de desconto. Com isto quanto mais distante da origem estiver a receita, menor será o seu valor presente, dado o efeito do tempo e da taxa de desconto aplicada no cálculo. Com o capital ou investimento empregado na realização de um projeto somado aos juros tem-se o valor futuro.
0 1 2 n-1 n
Capital (PV)
Taxa de juros (i) de cada período
Valor futuro (FV) Juros (J) + Capital (PV) Capitalização Desconto 0 1 2 n-1 n Capital (PV)
Taxa de juros (i) de cada período
Valor futuro (FV) Juros (J) + Capital (PV) Capitalização Desconto
FIGURA 2.4 Fluxo de caixa e o valor do dinheiro no tempo.
As fórmulas de cálculo para o valor do dinheiro no tempo são:
n i PV FV $ .( #1 ) Equação 2.1 ] 1 ) 1 .[( # % $PV i n J Equação 2.2 onde: FV = Valor futuro PV = Valor presente
i = Taxa de juros expressa em período de tempo, geralmente ao ano (a.a.) n = Número de períodos de tempo
!" Vantagens do uso do fluxo de caixa:
Representa de forma clara o investimento realizado, o tempo de operação integral, o efeito do tempo nas despesas e receitas, ou seja, o período em que a empresa deverá arcar com os deveres e usufruir os direitos advindo do empreendimento;
Analisa de forma simples o comportamento da empresa ao longo do tempo quanto ao desempenho econômico, ou seja, indica por quanto tempo haverá déficit ou superávit.
!" Desvantagens do uso do fluxo de caixa:
Quando o valor monetário está distante da origem e em processo de atualização, o valor presente será baixo. Este valor será dependente da taxa de desconto que influenciará o resultado final, se isso não for considerado, poderá causar confusão.
2.4.2 Valor Presente Líquido (VPL)
O VPL é um indicador muito utilizado pelo setor de petróleo na análise, classificação e seleção de projetos de campos de petróleo. No critério para aplicação do VPL, deve-se ressaltar, primeiramente, o tempo que terá de ser escolhido para comparação, ou seja, uma data focal. É importante ressaltar que a receita líquida presente obtida deve superar o investimento realizado. Na comparação de vários projetos com o mesmo valor de investimento, a opção será voltada para o maior resultado e, evidentemente, o investidor estabelece o mínimo de ganho que deseja obter no empreendimento expresso pela TMA.
Esse indicador em questão representa a somatória das entradas e saídas líquidas atualizadas de um fluxo de caixa em uma referida data, geralmente aquela em que foram realizados os investimentos iniciais. A taxa de desconto mede o custo de capital que pode ser avaliado por diversas técnicas (WESTON, 2000). É importante destacar que diversos autores, como STERMOLE (1984), utilizam a denominação para o VPL como método, enquanto outros autores preferem o uso de medidas de rentabilidade. Porém, neste trabalho, optou-se pela utilização do termo indicador.
Conforme VIEIRA SOBRINHO (2000), o VPL é uma técnica de análise de fluxos de caixa que consiste em calcular o valor presente de uma série de pagamentos (ou recebimentos) iguais ou diferentes a uma taxa conhecida, e deduzir deste o valor do fluxo inicial (valor do empréstimo, do financiamento ou do investimento).
O cálculo desse indicador é um processo de desconto. A taxa de atratividade, ou taxa mínima usada pelo decisor na aceitação do projeto, é utilizada no processo de obtenção do VPL, já que, inicialmente, ela é aquela que remunera a operação produtiva, logo deve ser considerada no cálculo.
PUCCINI (2000) expõe que o valor presente de um fluxo de caixa é o valor monetário (PV) do ponto zero da escala de tempo, que é equivalente à soma de suas parcelas futuras, descontadas para o ponto zero com uma determinada taxa de juros.
O investidor está sujeito a riscos e incertezas envolvidos na atividade de exploração de um campo de petróleo e ele desejará o retorno de seu recurso monetário, remunerado pela taxa de atratividade que, quanto maior, mais elevado será o rigor da pessoa encarregada de decidir a aceitação de um projeto. Na opção de uma menor taxa, menor é o rigor na aceitação de investimentos. A representação do conceito e do cálculo desse indicador está na FIGURA 2.5.
V P L 0 1 2 3 4 I n v e s t i m e n t o P M T 1 P M T 2 P M T 3 P M T 4 P M T 5 T a x a d e a t r a t i v i d a d e= x % a . a . V P L 0 1 2 3 4 I n v e s t i m e n t o P M T 1 P M T 2 P M T 3 P M T 4 P M T 5 T a x a d e a t r a t i v i d a d e= x % a . a .
A fórmula de cálculo do Valor Presente Líquido é: 0 1
(
1
)
PMT
i
PMT
VPL
n j n j%
#
$
&
$ Equação 2.3 onde:VPL = Valor Presente Líquido
PMTj = Valores dos fluxos de caixa de ordem 1, 2, 3,..., j
PMT0 = Valor inicial do fluxo de caixa, podendo ser o investimento
i = Taxa de juros do período
n = Número total de períodos de tempo
j = sendo 1, 2, 3 ... n, que pode ser total ou parcial
!" Vantagens do uso do VPL: Cálculo simples de ser feito;
Valor expresso em unidades monetárias, podendo assim ser facilmente comparado com o investimento realizado;
O valor obtido como resposta serve para hierarquizar projetos. !" Desvantagens do uso do VPL:
Não demonstra o quanto do capital empregado é exposto ao risco envolvido na atividade, pois o que poderia dar certo indício de maior ou menor risco seria a taxa de atratividade exigida pelo investidor;
Ao comparar projetos diferentes com períodos de produção distintos, a opção com menor tempo de produção leva vantagem, pois o tempo influencia muito na realização do cálculo.
2.4.3 Valor Atual Equivalente (VAE)
Na operação de produção de um campo de petróleo, a receita bruta é associada à produção de óleo, que é expressa através de uma curva de produção que não é constante ao longo do tempo, havendo um ponto máximo seguido de um declínio. A receita obtida segue o mesmo comportamento. Não há uma uniformidade na receita.
O VAE transforma os valores monetários não constantes de um projeto, que são atrelados à curva de produção de óleo, em recebimentos uniformes atualizados ao longo da vida do campo. (adaptado de MANNARINO, 1985).
Quando há necessidade de comparar opções de projetos com prazos e valores diferentes a uniformização dos recebimentos é um importante indicador, pois altos recebimentos em datas futuras talvez não sejam vantajosos quanto a recebimentos menores, em datas recentes comparados aos de origem. Basicamente o método de cálculo segue o procedimento de VPL acumulado em uma data focal qualquer e esse valor monetário é transformado em recebimentos uniformes ao longo da vida útil do bem ou projeto em análise.
A FIGURA 2.6 apresenta o conceito do indicador em questão. Um ponto importante é que não necessariamente o valor calculado deva começar na data zero, mas, sim, em uma data em que projetos diferentes tenham a mesma data de comparação.
n p e r ío d o s 0 1 2 3 4 V P L V A E n p e r ío d o s 0 1 2 3 4 V P L V A E
A fórmula de cálculo do VAE é: n
i
i
VPL
VAE
%#
%
$
)
1
(
1
.
Equação 2.4 onde:VAE = Valor Atual Equivalente VPL = Valor Presente Líquido i = Taxa de atratividade do período -n = Número total de períodos de tempo
!" Vantagens do uso do VAE:
Uniformização dos valores do fluxo de caixa do projeto; Fácil visualização dos resultados;
Comparação com diferentes projetos, mesmo que sejam com data de operações diferentes, porém calculados a partir na mesma data focal.
!" Desvantagens do uso do VAE:
A uniformização dos valores pode confundir o analista, pois, na verdade, os valores não são constantes ao longo do tempo;
Considerando o item anterior, a empresa deve ter pleno conhecimento do período de tempo em que o projeto será deficitário;
A comparação de diversas estratégias de produção de um mesmo reservatório, porém com tempo de produção semelhante à correlação com VPL, é muito forte, desta forma a opção sempre vai ser pela estratégia com maior VPL;
Projetos com VPL alto, mas de longa duração, terão um VAE menor, o que acabará confundindo o tomador de decisão durante a comparação com outros de menor duração.
2.4.4 Retorno sobre Investimento (ROI)
O ROI representa o montante que cada unidade monetária do projeto oferece de retorno líquido para o investidor, dado que foi necessário investir para concretizar o empreendimento.
Tanto o lucro líquido quanto o investimento estão atualizados para a mesma data focal. O lucro líquido considerado é o VPL, o investimento também deve ser calculado para a mesma data focal. A taxa de desconto aplicada é a de atratividade, com isso esse indicador leva em conta a influência do tempo.
Tal indicador representa a velocidade de desmobilização do capital empregado na operação de produção, pois quanto maior o valor obtido nele, menor será o tempo de recuperação do investimento realizado. O ROI é muito útil quando a empresa está em um cenário de grandes incertezas em relação à estabilidade das regras de operação de um país, como, por exemplo, aspectos regulatórios, regime fiscal, político, entre outros.
A análise, seleção e classificação de um projeto ou vários vai ser pela alternativa com maior resultado no ROI, significando maior retorno por unidade monetária de lucro realizado.
A fórmula de cálculo do ROI é:
VPi
VPL
ROI $
Equação 2.5onde:
ROI = Retorno sobre Investimento VPL = Valor Presente Líquido
!" Vantagens no uso do ROI: Cálculo simplificado;
Fácil comparação de projetos diferentes; Pode ser aplicado como ponto de equilíbrio; Demonstra a liquidez do projeto a ser analisado. !" Desvantagens no uso do ROI:
Não pode ser empregado isoladamente na decisão, mas, sim, como complementar a outros indicadores;
Apesar de possibilitar comparações com projetos diferentes, as alternativas com maior investimento e tempo de produção, resulta em desmobilização mais longa do capital, o que pode confundir o tomador de decisão no momento da comparação com outros projetos.
2.4.5 Benefício Custo
A decisão tomada para implantar ou ampliar um empreendimento envolve ganhos obtidos pela realização da operação, entendidos como benefícios alcançados e, conseqüentemente, para que esse processo se realize, é necessária à ocorrência de custos, estejam eles ligados direta ou indiretamente à atividade.
O benefício custo representa a razão entre o benefício VPL dividida pelo custo do mesmo período, dando a um projeto o benefício obtido pelo custo gerado nele, sendo que quanto maior for o valor desse indicador, melhor será a escolha de um projeto em comparação a outros.
A fórmula de cálculo do Benefício custo é:
VPc
VPL
usto
onde:
VPL = Valor Presente Líquido VPc = Valor Presente do custo
!" Vantagens no uso do benefício custo:
Considera toda a vida útil do projeto ou períodos caso seja necessário;
Permite comparações entre projetos demonstrando de forma objetiva o melhor, dado que é um indicador de retorno obtido no empreendimento.
!" Desvantagens no uso do benefício custo:
Os itens de custo podem causar alguma confusão na classificação, provocando erros no cálculo;
Não fornece de maneira adequada uma visão exata dos valores monetários envolvidos, ou seja, dificulta a comparação entre projetos de magnitudes variadas.
2.4.6 Np atualizado6
O Np atualizado tem a função de atualizar a produção de óleo nos diferentes períodos de produção para uma data definida, usando a taxa de atratividade. Por fim há a representação de quanto de óleo a empresa poderia dispor, na referida data previamente definida, com a possível receita da venda ou mesmo a quantidade expressa em bbl, m3 ou em qualquer unidade física ou monetária de medida. Assim esse indicador é um misto de indicador físico e econômico.
6 O Np atualizado pode ser considerado também um indicador físico mas como utiliza o conceito de atualização no
tempo, foi classificado como econômico neste trabalho. Ele pode ser considerado também como valor presente da receita dividido pelo preço do óleo.
A fórmula de cálculo do Np atualizado é:
&
#
$
i t i i atualizadoi
t
Q
Np
)
1
(
.
Equação 2.7 onde:Qi = Quantidade de óleo produzida
i
t = Período de tempo da produção em análise
i =
Taxa de descontoti = Quantidade de períodos de tempo
!" Vantagens no uso do Np atualizado:
Acompanha ao longo da produção seu perfil;
Cria uma razão entre valores econômicos e de produção. !" Desvantagens no uso do benefício custo:
Não considera o custo de produção;
Não pode ser empregado isoladamente para tomada de decisão;
Sofre viés da taxa de desconto que nem sempre reflete os ganhos de produção ao longo do tempo.
2.4.7 Razão VPL/Np
Este indicador representa o quanto uma empresa recebe de retorno monetário por unidade de óleo explotado. O cálculo é feito pela divisão do VPL pelo Np. Quanto maior for o valor desse indicador, maior é o ganho da empresa no projeto e, em um processo de comparação, a melhor opção será a que tiver o valor desse indicador mais elevado.
Nesse indicador há a possibilidade de observar o conceito dos rendimentos decrescentes de escala e como este afeta todos os projetos. Todo investimento para acréscimo da produção vem acompanhado por uma elevação no custo que poderá ser proporcionalmente superior ao
incremento da receita. Sendo assim, o VPL é menor e o Np será maior até o limite físico do campo. Isso leva à conclusão de que a empresa poderia ter um desempenho melhor caso o custo de produção não fosse tão elevado.
A fórmula de cálculo do ROI é:
NP
VPL
Razão $
Equação 2.8onde:
VPL = Valor Presente Líquido Np = Produção total de óleo
!" Vantagens no uso da razão VPL/Np:
Representa de forma simples o retorno obtido por cada unidade de óleo explotado;
Demonstra a influência dos rendimentos decrescentes de escala, o que possibilita uma informação importante para a empresa.
!" Desvantagens no uso da razão VPL/Np:
Não considera o quanto de investimento deve ser realizado para o Np que corresponde ao projeto;
O Np é o acumulo total de óleo, cujo valor só pode ser obtido com maior precisão em períodos de tempo mais avançados ou no final da exploração.
2.5 Cenários
A utilização dessa técnica representa um importante componente na determinação de eventos futuros. Eventos que poderão causar impacto na empresa ou no mercado no qual atuam. A maior proposta dos cenários é estimular a administração a refletir e preparar planos de contingência.
Para BATEMAN (1996), cenário representa a narrativa que descreve um conjunto particular de condições futuras.
WOILER & MATHIAS (1996), afirmam que a técnica de redigir cenários tem por objetivo estabelecer uma seqüência lógica de eventos, mostrando como um processo se desenvolve, sua inter-relação entre os diversos fatores envolvidos e onde o processo pode conduzir. Para isso é comum estabelecer uma seqüência temporal que facilita o processo iterativo de escrever o cenário. Como afirma DANEMBERG (2003), na construção de cenários são verificadas as interdependências existentes entre as variáveis que causam maior impacto no projeto, na qual cada cenário mostra o comportamento coerente de um conjunto de variáveis estimadas simultaneamente.
A técnica descrita acima só é possível graças ao julgamento de profissionais que conhecem bem o mercado ou através de análise de sensibilidade determinando quais variáveis impactam mais a empresa. Para KOTLER (1998), pessoas técnicas são selecionadas e solicitadas a atribuir importância e graus de probabilidade em relação a possíveis desenvolvimentos futuros.
Capítulo 3
Metodologia
Neste capítulo é realizada a descrição geral do método proposto e empregado na análise da influência de indicadores econômicos na escolha da estratégia de produção.
Ao longo da pesquisa são traçadas estratégias de produção empregadas em um reservatório de petróleo, que contemplam análises de desempenho de poços horizontais, tempo de produção, condições de operação e etc., associadas a um modelo econômico que, através de variações de seus componentes, poderá averiguar o impacto no desempenho medido por diferentes indicadores. Durante a execução foram realizadas simulações através do programa Eclipse, a fim de se chegar à obtenção dos dados de produção, tais como: produção de óleo, gás, água, razão gás óleo (RGO), entre outros. Já os dados econômicos foram calculados a partir desses resultados que forneceram os pré-requisitos de entrada para o programa OPTSIM7 que faz o cálculo de
7 Programa desenvolvido pelo UNISIM/DEP/FEM/UNICAMP para auxiliar na avaliação e otimização da estratégia
de exploração e produção de um campo de petróleo, baseado em considerações econômicas sobre dados de produção.
investimento realizado no campo e no poço, sendo o VPL o principal indicador medido nesse programa. Os outros indicadores econômicos foram calculados através de planilhas eletrônicas.
3.1 Etapas
Toda metodologia (Figura 3.1) foi construída para ser empregada na etapa de desenvolvimento de um campo de petróleo, precisamente no plano de desenvolvimento e operações, sendo que as etapas chaves da pesquisa serão descritas de forma mais detalhada para o melhor entendimento de cada uma delas, como, por exemplo:
!" Escolha de um caso base;
!" Testes de estratégia de produção; !" Cálculo de indicadores econômicos; !" Desempenho e Análise dos Indicadores; !" Análise dos resultados.
3.1.1 Escolha de um caso base
A escolha de um caso base nesta pesquisa foi determinada pelos seguintes procedimentos: !" Inicialmente foi definido um caso base, trata-se de um campo marítimo, logo os
investimentos e os custos de produção são elevados;
!" Nesse campo foram inseridos grupos de poços horizontais produtores e injetores, em número e posições variadas, cada um desses grupos possui uma configuração diferente, que representa uma estratégia de produção distinta;
!" As condições de operação do campo são estabelecidas visando obter o melhor gerenciamento das estratégias de produção para desempenho produtivo e conseqüentemente econômico;
!" Com embasamento nas informações acima, são utilizados programas dedicados à simulação numérica e os resultados obtidos alimentam os que fazem os cálculos econômicos.
Primeiro
Selecionar caso base ! Reservatório
o Características físicas do campo
Segundo
Aplicar simulação numérica
! Elaborar estratégias de produção ! Organizar os resultados da produção
das estratégias simuladas
Terceiro
Analisar o desempenho do caso base ! Expor resultados econômicos ! Aplicar indicadores econômicos
Quinto
Possíveis ajustes
Quarto
Aplicar análise de sensibilidade
! Empregar variáveis relevantes na
avaliação das estratégias de
produção, como: o Preço do óleo. o Investimento. o Lâmina d’água.
FIGURA 3.1 Fluxograma das etapas da metodologia.
3.1.2 Testes de estratégia de produção
A estratégia de produção é responsável pela explotação de óleo por meio de diversas possibilidades de posicionamento e quantidade de poços produtores e injetores empregados no campo de petróleo. A avaliação de uma estratégia de produção é feita pelo desempenho da produção de fluidos do campo de petróleo ao longo de sua vida produtiva.
Não há neste trabalho a intenção de realizar o processo de otimização para escolha da melhor estratégia de produção, mas sim o interesse de analisar várias estratégias com características diferentes para que os efeitos nos indicadores técnicos e econômicos sejam avaliados.
3.1.3 Cálculo de indicadores econômicos
Os indicadores econômicos permitem classificar e comparar as estratégias de produção empregadas no caso base, sendo que a melhor é aquela que está alinhada com o foco e o cenário vivido pela empresa. Por exemplo, em situações de altos preços, a maximização do Np é uma solução adequada, porém em casos de baixa do preço ou instabilidade de regras no setor de petróleo, o ROI é o mais apropriado. O cálculo desses indicadores é feito considerando-se a influência do tempo, taxa de juros empregada na atratividade do projeto, entre outras variáveis envolvidas, como, também, a alteração dessas variáveis que pode ser feita em cada cenário. Nessa parte do trabalho, no capítulo de aplicação, são descritas as condições de operação das estratégias, o modelo econômico e os valores adotados nos cenários.
3.1.4 Desempenho e análise de resultados
Ambos resultam das simulações executadas para um caso específico e são apresentados e interpretados no capítulo de desempenho e análise dos resultados. Nessas simulações algumas variáveis são consideradas fixas, como preço do óleo, investimento realizado, lâmina d’água e
royalties. Os objetivos são:
!" Demonstrar o desempenho dos resultados; !" Interpretar os possíveis resultados;
3.1.5 Análise dos resultados da sensibilidade do investimento
Nesta última etapa é feita a análise de sensibilidade, ou seja, as variáveis de maior impacto na realização de investimento são modificadas, como:
!" Preço do óleo: a receita bruta obtida no campo de petróleo é gerada através da venda do óleo. Qualquer projeto será muito sensível a essa variável, mesmo a pequenas variações negativas, quanto mais em um campo marítimo, onde os investimentos e custos fixos em equipamentos, plataformas e perfuração de poços são elevados;
!" Investimento ou CAPEX: todas as etapas de desenvolvimento de um campo exigem grandes quantias de capital, sendo que este investimento, na maioria das vezes, é feito no início das atividades e seu retorno é diluído ao longo do tempo de produção, o qual varia de médio a longo prazo;
!" Lâmina d'água8: a influência dessa variável no desempenho econômico dos indicadores é associada aos custos de perfuração e completação dos poços. Quanto maior a profundidade e o número de poços em uma estratégia, maior o capital envolvido, e conseqüentemente, na fase de produção, mais elevados são os custos de produção;
8 Segundo a classificação da Petrobrás, é considerada água ultra profunda aquela que se encontra partir da
profundidade de 1.500 metros. Entre 300 metros e 1.500 metros de profundidade, as águas são consideradas profundas. Profundidades menores que esta são denominadas de rasas.
!" Royalty: valor que incide na receita bruta de óleo, varia de 5 a 10 %. Em campos com baixa produção ou com altos custos fixos, o percentual a ser estabelecido pelo governo poderá inviabilizar economicamente o empreendimento. O valor estabelecido em todos os cenários para essa variável é fixado em 10%.
As alterações feitas nessas variáveis estão associadas à combinação e geração de prováveis cenários em que uma empresa pode estar inserida. Dessa maneira o processo de escolha será pela estratégia que obtiver maior resultado normalizado, ou mesmo por uma região que possuir maior desempenho.
Os resultados de todos os cenários são apresentados com os valores normalizados. Esse recurso é obtido por meio da divisão do valor máximo da variável em questão pelos valores abaixo dele da mesma variável, com isso a variação passa a ser de zero a um. O valor de referência é o máximo desse intervalo, ou seja, 1. Esse recurso é muito útil, pois possibilita inserir em um mesmo gráfico indicadores diferentes, sem que haja o problema de escalas. Outro ponto importante é que esse recurso permite visualizar a tendência no comportamento das variáveis. O indicador empregado como referência nos gráficos é o VPL normalizado, isso se deve à sua importância na avaliação econômica do projeto pela indústria de petróleo. É importante frisar que os valores reais estão inseridos nos respectivos anexos.
Na análise a ser feita nos resultados dos cenários, a empresa deverá estar preparada para as diversas possibilidades que não necessariamente ocorrerão em um ou outro cenário porque esses resultados poderão, por exemplo, comprometer as estratégias de produção, com maior número de poços. Uma maneira de contornar essas possíveis restrições se realiza através do uso de um ou mais indicadores econômicos na tomada de decisão.
Capítulo 4
Aplicação
4.1 Estudo de caso
Para o estudo de caso deste trabalho, foi utilizado um campo com características reais, ou seja, a partir do Campo Escola de Namorado9, localizado na Bacia de Campos, distante 80 km da costa, no Estado do Rio de Janeiro. Seu comportamento físico é descrito no cartão de entrada do programa de simulação numérica que possui informações importantes, como por exemplo: número de poços produtores e injetores horizontais; canais de alta permeabilidade; unidade de medida usada – métrica, números de blocos nas direções x (60), y(35), z(7); total de blocos 14.700; fases presentes no reservatório, óleo, água, gás e gás dissolvido; permeabilidade horizontal varia de 0 até 2000 mD10; permeabilidade11 vertical varia de 0 até 200 mD;
9 Algumas características do campo foram modificadas, principalmente a heterogeneidade do campo. 10 mD, milidarcy, unidade de medida da permeabilidade da rocha a passagem de um fluido.
porosidade12 de 26%; óleo leve valor de 28,2 º API; viscosidade de 1 cP; ponto de bolha de 207 BAR; pressão do reservatório de 330 BAR; e temperatura de 88ºC.
4.2 Estratégia de produção
A estratégia de produção adotada neste trabalho segue a lógica de posicionar os poços produtores em zonas com maior potencial de extração de óleo. O cumprimento dessa fase é possível graças à visualização do campo como um todo ou em camadas, que são imagens geradas no programa Eclipse. Os poços injetores são distribuídos na periferia do campo ou em aqüíferos, a completação desses poços sempre ocorre em camadas inferiores do reservatório em relação às dos poços produtores, buscando a maior eficiência no deslocamento do óleo. A FIGURA 4.1 apresenta a visualização do campo com a saturação de óleo (cor vermelha) e de água (cor azul) distribuídas ao longo das 7 camadas. Na FIGURA 4.2 é apresentada duas estratégias de produção, com as localizações dos poços produtores e injetores, no referido campo de petróleo.
FIGURA 4.1 Distribuição de óleo e água nas camadas do campo Namorado.
FIGURA 4.2 Estratégias de produção com poços produtores em branco e injetores em preto (mapa de saturação de óleo)
Em cada estratégia de produção existe a inserção de poços produtores e injetores, variando de apenas um poço produtor até 20 poços, divididos em produtores e injetores em um total de 25 estratégias de produção diferente. Cada uma dessas possui três configurações distintas de posicionamento de poços, com isso a quantidade é de 75 estratégias de produção. O programa de simulação numérica interpreta os dados através de um cartão de entrada e toda vez que há uma nova estratégia de produção, tal cartão deve ser alterado para incorporar os novos dados.
A nomenclatura empregada para designar as configurações de uma determinada estratégia é a seguinte: primeiro a quantidade de poços produtores, segundo a quantidade de poços injetores e, por último, há uma letra que pode ser a,b ou c que representa a variação de localização dentro da mesma configuração; por exemplo, 3p1ia, (3p) três poços produtores, (1i) um poço injetor, (a) primeira configuração. A TABELA 4.1 apresenta todos os detalhes expostos acima das estratégias de produção, configurações, número de poços produtores e injetores.
TABELA 4.1 Estratégias de produção, configurações, poços produtores e injetores.
Estratégias de produção Configurações Número total de poços Poço produtor Poço injetor 1 1p0ia 1 1 0 2 1p0ib 1 1 0 3 1p0ic 1 1 0 4 1p1ia 2 1 1 5 1p1ib 2 1 1 6 1p1ic 2 1 1 7 2p1ia 3 2 1 8 2p1ib 3 2 1 9 2p1ic 3 2 1 10 2p2ia 4 2 2 11 2p2ib 4 2 2 12 2p2ic 4 2 2 13 3p1ia 4 3 1 14 3p1ib 4 3 1 15 3p1ic 4 3 1 16 3p3ia 6 3 3 17 3p3ib 6 3 3 18 3p3ic 6 3 3 19 4p2ia 6 4 2 20 4p2ib 6 4 2 21 4p2ic 6 4 2
Estratégias
de produção Configurações Número totalde poços produtorPoço injetor Poço 22 6p2ia 8 6 2 23 6p2ib 8 6 2 24 6p2ic 8 6 2 25 5p3ia 8 5 3 26 5p3ib 8 5 3 27 5p3ic 8 5 3 28 7p3ia 10 7 3 29 7p3ib 10 7 3 30 7p3ic 10 7 3 31 6p4ia 10 6 4 32 6p4ib 10 6 4 33 6p4ic 10 6 4 34 9p3ia 12 9 3 35 9p31b 12 9 3 36 9p31c 12 9 3 37 7p5ia 12 7 5 38 7p5ib 12 7 5 39 7p5ic 12 7 5 40 10p4ia 14 10 4 41 10p4ib 14 10 4 42 10p4ic 14 10 4 43 8p6ia 14 8 6 44 8p6ib 14 8 6 45 8p6ic 14 8 6 46 10p5ia 15 10 5 47 10p5ib 15 10 5 48 10p5ic 15 10 5 49 8p7ia 15 8 7 50 8p7ib 15 8 7 51 8p7ic 15 8 7 52 11p5ia 16 11 5 53 11p5ib 16 11 5 54 11p5ic 16 11 5 55 12p4ia 16 12 4 56 12p4ib 16 12 4 57 12p4ic 16 12 4 58 14p4ia 18 14 4 59 14p4ib 18 14 4 60 14p4ic 18 14 4 61 13p5ia 18 13 5 62 13p5ib 18 13 5 63 13p5ic 18 13 5 64 14p6ia 20 14 6 65 14p6ib 20 14 6 66 14p6ic 20 14 6 67 12p8ia 20 12 8 68 12p8ib 20 12 8 Continuação
