Estimativa de reservas no E&P – Brasil
/Estimate of Reserves in E&P – Brazil
The process to estimate reserves in Petrobras has been strongly consol-idated as a corporate management tool along the last ten years. It places Petrobras among the great oil companies with good practices to appro-priate their reserves. Such process is based on criteria to incorporate reserves as defined by widely accepted and recognized technical societies, and aligns the company with internationally accepted standards to esti-mate reserves.
In 2005, the results Petrobras attained in terms of proven reserves, reach volumes of 13,2 billion barrels of oil equivalent (boe), as per the ANP/SPE criterion, and of 10,5 billion barrels of oil equivalent according to the Securities Exchange Commission (SEC) criteria. These results show that efforts directed to maintain and increase reserves, in an intended scenario of continuous growth, indicate that the adoption of good corporate prac-tices reflects itself on the main indicators for the oil industry, positioning Petrobras among the ten largest oil companies.
(Expanded abstract available at the end of the paper).
O processo de estimativa de reserva na Petrobras vem sendo fortemen-te consolidado como processo de gestão corporativa ao longo dos últimos dez anos. Ele coloca a empresa entre as grandes companhias de petróleo com boas práticas em suas apropriações de reservas. Tal processo é basea-do nos critérios de incorporação de reservas definibasea-dos por sociedades téc-nicas de notório reconhecimento e alinha a companhia às normas interna-cionalmente aceitas para a estimativa de reservas.
Em 2005, os resultados alcançados pela Petrobras atingem, em termos de reservas provadas, volumes estimados de 13,2 bilhões de barris de óleo
equi-PALAVRAS-CHAVE: estimativa reservas gestão indicadores de reserva reserva internacional KEYWORDS: estimates reserves management reserve’s indicators international reserves
resumo
abstract
valente (boe) para reservas provadas, critério ANP/SPE, e de 10,5 bilhões de óleo equivalente para as reservas
Securities Exchange Commission (SEC). Estes resultados
demonstram que os esforços na manutenção e no cres-cimento das reservas, em um cenário pretendido de au-mento contínuo da produção, indicam que a adoção de boas práticas corporativas se reflete nos principais indi-cadores da indústria de petróleo, posicionando a Petrobras entre as dez maiores companhias de petróleo.
introdução
Estimar reservas é fundamental para a indústria de óleo e gás.
Reservas de petróleo são considerados os ativos mais importantes de companhias que atuam de forma competitiva no segmento de Exploração e Produção (E&P). Com base nas informações de reservas, são edi-ficados os elementos de percepção do valor de merca-do de uma companhia.
A Petrobras, por estar definida como empresa de capital aberto, divulga anualmente informações sobre suas atividades e seu desempenho financeiro. As infor-mações publicadas devem ser suficientes para que o público em geral – acionistas, investidores, analistas de crédito e investimentos – possa avaliar apropriadamen-te o posicionamento da companhia na indústria petro-lífera, utilizando dentre as diversas informações corpo-rativas, as reservas provadas estimadas.
estimativa de
reservas
Para a indústria de petróleo, a definição de reservas e a metodologia de aplicação tornam-se fundamentais, pois permitem avaliar as companhias com base em pa-drões e regras mundialmente reconhecidos. Os papa-drões de classificação de reservas de petróleo internacional-mente aceitos baseiam-se nas definições estabelecidas pela Society of Petroleum Engineers (SPE), World
Petroleum Congress (WPC) e American Association of
Como reservas consideram-se as quantidades ou vo-lumes de petróleo recuperáveis de acumulações conheci-das de óleo, gás e condensado, avaliados sob condições econômicas favoráveis, a partir da data de avaliação até o seu abandono técnico-econômico, segundo critérios Agência Nacional de Petróleo (ANP). Segundo os critérios da Securities Exchange Commission (SEC), utiliza-se o prazo de concessão de 27 anos, uma vez que o Brasil não tem histórico de renovação dos prazos de seus contratos de concessão.
As estimativas de reserva estão associadas muitas vezes a graus de incertezas dos dados de geologia e de engenharia. Tais incertezas são definidas no momento da estimativa e interpretação. Associada às incertezas define-se, portanto, a classificação dos volumes em re-servas provadas, rere-servas não-provadas (prováveis e possíveis) e recursos.
Desde 1964, a Petrobras vinha estimando suas reservas utilizando critérios próprios. Em 2000, com a divulgação dos critérios da ANP, a companhia passou a adotar as orientações da ANP (portaria 009/2000).
No Brasil, a ANP definiu critérios de estimativas de vo-lumes de petróleo tendo como base os critérios definidos pela Society of Petroleum Engineers (SPE). A Agência Na-cional de Petróleo apenas reconhece reservas a partir da declaração de comercialidade. Tal declaração corresponde ao momento em que a companhia define o interesse em desenvolver a descoberta na área exploratória.
Com intuito de ampliar sua atuação internacional, a Petrobras passou a operar na Bolsa de Valores dos Estados Unidos no ano de 2000, adotando os critérios de estimativa de reservas da Securities Exchange
Commission (SEC). Com intuito de adequação a este
critério, foram estimadas as reservas desde o ano de 1996. Tal critério em muito se assemelha às orientações da SPE, em termos técnicos.
histórico de reserva
Após a adoção dos critérios ANP/SPE, a Petrobras alinhou suas informações de reserva do período entre 1964 e 1997.
Na figura 1 é mostrada a evolução das reservas da Petrobras desde 1964, em termos de reservas provadas.
Figura 1 – Histórico volumétrico (milhões de barris de óleo equivalente) de reservas, critério ANP/SPE, para as reservas provadas desde 1964.
Figure 1 – Volumetric history of proven reserves, as per the ANP/SPE criterion, since 1964 (millions barrels of oil equivalent).
Elas apresentam um crescimento significativo para o período analisado, intensificando-se ao final dos anos 80 e início dos anos 90.
Na figura 2 estão destacados os fatos mais relevan-tes que resultaram em crescimentos significativos de reservas provadas, ressaltando principalmente aquelas descobertas ocorridas ao longo do período mostrado.
Como destaque, pode-se ver que, até o inicio da década de 80, as atividades da Petrobras estavam cen-tradas, sobretudo, em campos de terra (bacias terres-tres) e em campos de água rasa (plataforma interna).
Na segunda metade dos anos 80, começa a fase de exploração de campos em águas profundas (lâmina d’água superior a 400 metros), na qual se inicia o gran-de salto da companhia em termos gran-de reservas provadas, com as descobertas dos campos de Albacora e Marlim. Nos anos 90, as principais descobertas foram os cam-pos de Barracuda e de Roncador e, na década que inau-gura o século XXI, as descobertas ocorreram na porção norte da Bacia de Campos – Jubarte, Cachalote, Baleia Franca e Golfinho.
Na região Nordeste, houve a descoberta do Campo de Piranema na Bacia de Sergipe-Alagoas. Na região abrangida geologicamente pela Bacia de Santos, foi descoberto o campo de gás de Mexilhão.
Figura 2 – Evolução das reservas prova-das (bilhões de barris de óleo equivalente) asso-ciadas às fases de exploração e às principais descobertas. Figure 2 – Evolution of proved reserves associated with exploration phases and main discover-ies (millions barrels of oil equivalent).
resultados de 2005
E&P Brasil
Em 31 de dezembro de 2005, as reservas provadas de óleo, condensado e gás natural, nos campos sob concessão da Petrobras no Brasil, atingiram 13,232 bi-lhões de barris de óleo equivalente (boe), segundo o critério ANP/SPE.
As reservas da Petrobras distribuem-se de forma aleatória em bacias sedimentares interiores e marinhas. Dentre as bacias produtoras, a mais prolífica é a Bacia de Campos que, somada às bacias do Espírito Santo e de Santos, detém cerca de 11,6 bilhões de boe. Não menos importante, principalmente pelo forte apelo his-tórico de descoberta e de produção, as bacias do Nor-te-Nordeste possuem reservas de 1,6 bilhões de boe.
Em relação à localização geográfica, considerando-se as bacias produtoras, cerca de 55% das reconsiderando-servas pro-vadas de óleo equivalente (critério ANP/SPE) situam-se em lâmina d’água entre 300 e 1.500 metros (fig. 3).
Os resultados do final do ano de 2005 demonstram que há um predomínio de reserva de óleo e de conden-sado com graus API médios e peconden-sados. Isto correspon-de a cerca correspon-de 87% das reservas provadas (fig. 4), se-gundo a escala adotada pela ANP na portaria 009/2000.
Segundo o critério SEC, as reservas provadas no Bra-sil, em 31 de dezembro de 2005, foram de 10,578 bi-lhões de boe, o que representa um acréscimo de 0,1% em relação à estimativa do ano anterior (10,569 bilhões de boe). Na figura 5 é mostrada a evolução das reservas SEC ao longo de uma década de adoção deste critério no processo de estimativa de reserva na Petrobras. Ao
Figura 3 – Distribuição percentual das reservas provadas em óleo equivalente por ambiente de ocorrência
(continente X plataforma).
Figure 3 – Percent distribution of proven reserves in barrels of oil equivalent per geo-graphic occurrence (onshore x offshore). Figura 4 – Distribuição percentual das reservas provadas por grau API.
Figure 4 – Percent distribution of proven reserves per API degree.
longo dos últimos quatro anos, as reservas SEC estima-das têm experimentado um crescimento a taxas meno-res do que as observadas no critério de estimativa SPE. Esta redução de ritmo deve-se ao crescimento da produ-ção e à diminuiprodu-ção progressiva dos anos de concessão definidos contratualmente.
indicadores de reserva
Além do valor da reserva provada, a companhia tam-bém apresenta seus resultados por meio de outros dois indicadores muito utilizados na indústria de petróleo que são: o índice de reposição de reservas (IRR) e a rela-ção reserva/produrela-ção (R/P). O índice de reposirela-ção de reservas (IRR) indica a relação entre a variação do volu-me de reservas provadas entre dois períodos e a pro-dução líquida deste mesmo período, ou seja, é a relação entre o volume apropriado e o volume produzido no período considerado. Já a relação R/P é a relação entre a reserva provada ao final do período e a produção líqui-da do período.
Os resultados em 2005, para o critério ANP/SPE, assinalam um crescimento na reserva provada de óleo, condensado e gás natural no Brasil de 1,5%, em rela-ção ao ano anterior. Durante o ano de 2005, foram apropriados 0,882 bilhões de boe às reservas provadas contra uma produção acumulada de 0,673 bilhões de boe. Para cada barril de óleo equivalente extraído no ano de 2005, foram apropriados 1,311 barris de óleo equivalente, o que resulta em um índice de reposição de reservas (IRR) de 131,1%. Por este mesmo critério, a relação reserva/produção (R/P) ficou em 19,7 anos.
Para o critério SEC, no ano de 2005, foram apropria-dos 0,682 bilhões de boe de reservas provadas contra uma produção de 0,673 bilhões de boe. Isto corresponde
Figura 5 – Evolução das reservas provadas (bilhões de barris de óleo equivalente), esti-madas segundo os critérios SEC.
Figure 5 – Evolution of proven reserves, as estimated per the SEC criteria (millions bar-rels of oil equivalent).
a um índice de reposição de reservas (IRR) de 101,3%, ou seja, para cada barril de óleo equivalente produzido, foram apropriados 1,013 barris. Por este mesmo critério, a relação reserva/produção (R/P) ficou em 15,7 anos.
Uma análise comparativa, para os indicadores IRR e R/P, entre as grandes companhias de petróleo
mun-diais e a Petrobras demonstra que esta apresentou o melhor resultado no índice R/P dentre as companhias analisadas (fig. 6). A mesma análise situa a companhia brasileira entre as três maiores empresas que tiveram índice de reposição de reservas (IRR) superior a 100% (fig. 6). Figura 6 – Princi-pais indicadores de reservas R/P e IRR para as grandes companhias de petróleo, em termos de reserva SEC, no ano de 2005. Figure 6 – Main indicators of reserves R/P and RRI for major oil companies, in terms of SEC reserves, in 2005.
Figura 7A – Evolução das reservas provadas e produção (bilhões de barris de óleo equivalente) para as regiões do Norte-Nordeste - NNE.
Figure 7A – Evolution of proven reserves and production (billions barrels of oil equivalent) for the North-Northeast - NNE regions.
reserva X produção
Comparando-se as reservas provadas com a produ-ção acumulada e a produprodu-ção anual, por região, tem-se a seguinte análise:
a) na região Norte-Nordeste, apesar de poucas in-corporações associadas a novas descobertas, o IRR mostrou-se um pouco acima do índice de 1 para 1, mantendo-se as reservas para região no patamar de 1,5 bilhões de boe nos últimos cinco anos (fig. 7a). Isto denota a capacidade de incorporação de reser-vas em campos maduros.
b) na região Sul-Sudeste têm ocorrido grandes in-corporações de reservas decorrentes de novas
des-cobertas nas bacias de Campos, do Espírito Santo e de Santos nos últimos anos. Para esta região, o IRR tem sido superior ao índice da Petrobras, devido à incorporação de cerca de 3,5 bilhões de boe nos últimos cinco anos contra uma produção de aproxi-madamente 2 bilhões de boe (fig. 7b).
Brasil e área internacional
Em 2005, as reservas provadas de óleo, condensa-do e gás natural atingiram 14,913 bilhões de boe, um acréscimo de 0,13% em relação ao ano anterior, se-gundo o critério SPE. Sese-gundo tal critério, foram apro-priados 0,785 bilhões de boe às reservas provadas e produzidos 0,767 bilhões de boe, o que resultou em um acréscimo de 0,018 bilhões de boe em relação às
reservas de 2004. Assim, para cada barril de óleo equi-valente produzido em 2005, foram apropriados 1,023 barris de óleo equivalente, resultando num índice de reposição de reservas de 102,3%. A relação reserva/pro-dução (R/P) ficou em 19,6 anos.
Pelos critérios da SEC, em 2005, as reservas pro-vadas atingiram 11,775 bilhões de boe, apresentando uma redução de 0,4% em relação ao ano anterior. Foram apropriados 0,722 bilhões de boe às reservas provadas contra uma produção de 0,767 bilhões de boe. Isto resultou num decréscimo de 0,045 bilhões de boe em relação às reservas de 2004, o que corresponde a um IRR de 94,13%: para cada barril de óleo equiva-lente produzido, foi apropriado 0,941 barril. A relação reserva/produção (R/P) ficou em 15,4 anos.
conclusões
O processo de estimativa de reservas da Petrobras, consolidado ao longo dos anos, na área de Engenharia de Produção da empresa, possui, e busca manter, ade-rência às práticas internacionais das companhias de E&P. A constante busca no aperfeiçoamento das práticas de gestão de processos, baseada em controles internos e confiabilidade dos dados, tem se traduzido no forte crescimento das reservas da Petrobras nos últimos anos, colocando a empresa entre as maiores compan-hias de petróleo de capital aberto do mundo.
Este posicionamento pode ser observado a partir de alguns dos principais indicadores de desempenho da indústria de petróleo, como o índice de reposição de reservas (IRR) e relação reserva sobre produção (R/P).
Figura 7B – Evolução das reservas provadas e produção (bilhões de barris de óleo equivalente) para as regiões Sul-Sudeste - SSE.
Figure 7B – Evolution of proven reserves and production (billions barrels of oil equivalent) for the South-Southeast - SSE regions.
Juan Antonio Molina
E&P Engenharia de Produção Gerência de Reservas e Reservatórios e-mail:jmolina@petrobras.com.br
Juan Antonio Molina é engenheiro de petróleo sênior, com 18 anos
de experiência na atividade de reservas. Engenheiro químico graduado pela Universidade do Estado do Rio de Janeiro (UERJ) foi admitido na Petrobras em 1984, onde no mesmo ano fez o curso de especialização em engenharia de petróleo. No período entre 1985 e 1995 atuou nas Unidades de Negócio do Espírito Santo e Bacia de Campos na atividade de reservas. Desde 1995 trabalha na sede da companhia na atividade de Reservas. É instrutor da Universidade Petrobras também desde 1995. Atualmente é gerente de Reservas do E&P no âmbito de atuação do Brasil.
a u t o r e s
Paulo César Vasconcelos Accioly
E&P Engenharia de Produção Gerência de Reservas e Reservatórios e-mail:paulo_accioly@petrobras.com.br
Paulo César Vasconcelos Accioly é graduado em geologia pela
Universidade Federal do Rio Grande do Norte (UFRN) em 1995 e Mestre em Geologia Costeira e Sedimentar pela Universidade Federal da Bahia (UFBA) em 1997, com enfoque em processos evolutivos quaternários e dinâmica costeira recente. Ingressou na Petrobras em 2003 e atual-mente trabalha na gerência Reservas e Reservatórios na coordenação nacional de estimativa de reservas. Atua no processo de estimativa e análise econômica de reservas, no processo de certificação de reservas e nos processos de auditorias interna e externa.
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DPR, 2004. 2 v.
ROSS, J. G.; GAFFNEY, C. The philosophy of reserve estimation. In : SOCIETY OF PETROLEUM ENGINEERS. HYDROCARBON ECONOMICS AND EVALUATION SYMPOSIUM, 1997, Dallas. Proceedings... [S.l.] : Society of Petroleum Engineers, 1997.
expanded abstract
Estimating reserves is of utmost importance for the oil and gas industry. Oil reserves are considered as the most important assets of companies that perform competitively in the Exploration and Production (E&P) segment. From these information, a company’s market value can be estimated. Petrobras, as a public compa-ny, i. e., owned by stockholders members of the gen-eral public and trading shares in the stock exchange, has to publish details on its activities and its financial performance every year. Information published must be sufficient for potential investors to properly assess the company’s position in the oil industry.
For the oil industry, the definition of reserves and the application methodology become fundamental, since they allow for assessing companies based on interna-tionally accepted standards and rules. The international-ly accepted criteria for the classification of oil reserves have as a basis definitions provided by the Society of Petroleum Engineers (SPE), the World Petroleum Congress (WPC) and the American Association of Petroleum Geologists (AAPG).
Petrobras reserves are estimated as per guidelines issued by Agência Nacional de Petróleo (ANP/SPE – National Petroleum Agency) since 2000. With the intent of enlarging its international performance, Petrobras started to adopt criteria provided by the Securities Exchange Commission (SEC) for estimating its reserves. After the adoption of the ANP/SPE criteria, Petrobras reviewed its information on reserves for the period between 1964 and 1997. Figure 1 shows the evolution of Petrobras’ reserves in terms of proven reserves, with a significant growth in years 1980 and 1990, resulting from new discoveries in the Campos Basin.
On December 31st, 2005, the oil, condensate and natural gas proven reserves in fields under Petrobras concession in Brazil reached 13.232 billions barrels of oil equivalent (boe), according to the ANP/SPE criteri-on. Petrobras reserves are randomly distributed in onshore and offshore sedimentary basins. The basins in the South-Southeast regions comprise around 11,6
regions have reserves of 1,6 billions boe. Approximately 55% of the proven reserves of oil equivalent (ANP/SPE criterion) are located at a water depth between 300 and 1.500 meters, mostly comprising oil and conden-sate reserves with API degrees from average to heavy, corresponding to around 87% of proven reserves.
According to the SEC criterion, the Brazilian proven reserves, on December 31st, 2005, were 10.578 bil-lions boe, representing a 0,1% increase in relation to the previous year estimate – 10.569 billions boe.
Besides the proven reserves, the company also pres-ents its results by means of other two parameters, quite used in the oil industry, which are: the reserve reposi-tion index (RRI) and the reserves/producreposi-tion ratio (R/P). Results in 2005, according to the ANP/SPE criterion, show an increase in proven oil, condensate and natural gas reserves in Brazil of 1,5% in relation to the previ-ous year. For each barrel of oil equivalent extracted in year 2005, 1.311 barrels of oil equivalent were appro-priated, resulting in a reserve reposition index (RRI) of 131,1%, and in a R/P of 19,7 years. According to the SEC criterion, for year 2005, the RRI was 101,3%, while the R/P was 15,7 years.
Taking into account E&P-Brasil and International data, in 2005, the proven oil, condensate and natural gas reserves reached 14.913 billions boe. This repre-sents an increase of 0,13% in relation to the previous year, according to the SPE criterion, representing an RRI of 102,3% and an R/P of 19,6 years. As per the SEC cri-terion, the proven reserves reached 11.775 billions boe, resulting in an RRI of 94,13% and an R/P of 15,4 years. A comparative analysis of the RRI and the R/P indi-cators of the major oil companies in the world and of Petrobras, for SEC reserves, in 2005, shows that the brazilian company had the best result for the R/P index among the companies under analysis and has joined the three largest corporations with reserve reposition indexes (RRI) above 100%.
Comparing the proven reserves with the yearly accumulated production, per region, we have the fol-lowing analysis:
expanded abstract
a) in the North-Northeast region, regardless of appropriations associated to new discoveries, RRI is a little above the 1 to 1 index, keeping the region reserves at a level of 1,5 billions boe in the last five years. This demonstrates the capacity to incorporate reserves from mature fields.b) in the South-Southeast region, there has been major appropriations of reserves resulting from new discoveries in the Campos Basin, in Espírito Santo and in Santos in the last few years. For this region, RRI has been above the Petrobras index, due to the appropriation of some 3,5 billions boe in the last five years, against a production of approximately 2 billions boe.
