Universidade Federal do Ceará Centro de Tecnologias Engenharia de Petróleo “Economia e Gerenciamento da Produção de Petróleo e Gás”
Helano Maciel Brilhante Professor Alisson José Maia Melo Direito do Petróleo
Resumo Este trabalho tem por objetivo apresentar a evolução de um termo mundial da Indústria do Petróleo, Reservoir Management , tratado aqui no Brasil por Gerenciamento de Reservatório ou Gerenciamento de Campo de Petróleo. O Gerenciamento de Reservatório tem sido reconhecido nos últimos anos como uma importante ferramenta para as operações de produção de petróleo. Não é por coincidência também que esse interesse maior tenha surgido justamente durante os períodos de crise da economia do petróleo, que começaram por volta da década de 80 e que resultaram em margens de lucro significativamente mais baixas. Dessa forma, as técnicas para se gerenciar reservatórios de uma maneira mais eficiente vêm com o intuito de reverter esses resultados negativos.
Introdução O desenvolvimento de uma acumulação de óleo ou gás é um empreendimento com características de alto custo, principalmente em mar aberto. Além disso, as incertezas são muito grandes. Por exemplo, um típico investimento de capital para um campo de petróleo mediano em mar aberto – supondo 100 milhões de barris em reservas recuperáveis – seria da ordem de um bilhão de dólares, e o nível de incertezas quanto a reservas recuperáveis pode girar em torno de 25% antes que se firme compromisso com o desenvolvimento. Para um investimento de nível tão elevado, uma falha técnica ou comercial seria catastrófica em termos financeiros. Por isso, é uma atividade que demanda muito esforço a fim de entender e quantificar as incertezas e, assim, levantar os níveis de possíveis riscos e benefícios relativos a propostas de investimento. A economia do petróleo fornece, portanto, ferramentas que auxiliam avaliar e quantificar os riscos financeiros envolvidos na exploração, nas estimativas e no desenvolvimento do campo, sendo base sólida para comparar investimentos alternativos. As técnicas são aplicadas para assessorar a gestão quanto a atratividade das oportunidades de investimento, ajudar na escolha das melhores opções, identificar a exposição financeira e determinar como maximizar o valor dos ativos existentes.
Economia do Petróleo – Noções Básicas A análise econômica de oportunidades de investimento demanda a coleta de uma série de informações, como custos de capital, custos operacionais, perfis antecipados de produção de hidrocarbonetos, termos de contrato, estruturas de tributos fiscais, prognósticos de preços de óleo/gás, temporização do projeto e expectativa dos interessados quanto ao investimento. A coleta desses dados provém de departamentos e organismos variados – engenharia de petróleo, tributação e legislação, governo anfitrião – e cada conjunto de dados carrega consigo uma grande margem de incertezas. Normalmente, a fim de lidar com essas incertezas, um modelo econômico para avaliação de oportunidades de investimento é produzido. Para lidar com as incertezas nos dados de entrada do modelo, estabelece-se um caso base (utilizando as melhores estimativas de valores das variáveis de entrada), em seguida investigando-se o impacto das variações dos valores de entrada-cave em uma analise de sensibilidade. Dessa forma, a modelagem desse conjunto de dados, principalmente a partir de softwares específicos, permite a viabilização de um plano inicial para produção no campo petrolífero. De um ponto de vista econômico global, sabemos que a viabilidade de um empreendimento está diretamente relacionada à sua capacidade de absorver capital injetado e, a partir de seu desenvolvimento, gerar receitas que, no mínimo, paguem os gastos iniciais. Onde, o balanço residual obtido (lucros) pertence aos acionistas que, por sua vez, o recebem em forma de dividendo ou reinvestimento na empresa. Tomando como exemplo o investimento em relação ao desenvolvimento de um campo de petróleo. Durante todo o tempo de vida do projeto, trabalharemos com o conceito de Fluxo de Caixa que é o prognostico de todos os recursos absorvidos e originados pelo projeto. Inicialmente, o fluxo de caixa dependerá diretamente dos custos iniciais (CAPEX) necessários para construção, concepção e ativação do projeto da parte física do projeto. Por exemplo, plataforma, tubulações, poços, instalações de compressão, entre outros. A partir do inicio da produção, cerca de três a oito anos após os primeiros custos iniciais, receitas brutas serão recebidas da venda dos hidrocarbonetos. Estas serão utilizadas para pagar os custos operacionais (OPEX) do projeto (manutenção, mão de obra, custos de funcionamento dos equipamentos, custos de suporte), e proporcionar a tomada do governo anfitrião, o que pode, no caso mais simples, ser sob a forma de tributos e pagamentos de direitos de exploração, os royalties. Então, do ponto de vista da empresa de petróleo, o balanço dos recursos absorvidos pelo projeto (CAPEX e OPEX) e os recursos gerados (a participação da empresa após retirar os tributos sobre o lucro) libera o fluxo de caixa liquido do empreendimento, que pode ser calculado em base anual, muitas vezes referido de modo simplificado como “fluxo de caixa do projeto”.
A construção de um fluxo de caixa do projeto requer informações de muitas fontes distintas. Além disso, é importante, ao coletar esses dados, que a faixa de incerteza dos mesmos seja também requerida. Por exemplo, na estimação de custos operacionais é desejável que os engenheiros estimem o custo dessas atividades com base nas instalações especificas e tipos de equipamentos sendo operados. Os principais elementos de um fluxo de caixa são:
Engenharia de Petróleo – Reservas e prognósticos de produção; Engenharia de Perfuração – Custos de perfuração e Completação; Engenharia de Instalações – Custos de capital, Estrutura da plataforma; Engenharia de Operações e Manutenção – Custos operacionais, Manutenção de equipamentos, Recondicionamento de poços; Recursos Humanos – Custos de mão de obra, Pessoal Técnico, Pessoal de Suporte; Governo Anfitrião – Royalties de exploração, Acordo de partilha de produção, Termos de Licença, Requisitos de Desativação; Planejamento Empresarial – Prognósticos de Preço de Petróleo e Gás, Taxas de cambio, Prognósticos de Inflação, Riscos Políticos, Obrigações Sociais;
Na maioria dos casos, as receitas obtidas são frutos da venda de hidrocarbonetos. Entretanto, podemos considerar também tarifas recebidas e pagamentos por venda total ou parcial de um projeto. Determinar as receitas envolve supor preços de óleo ou gás. O prognostico de preço do petróleo frequentemente baseia-se em um preço de termos reais uniformes, preço do dinheiro horizontal do dia (Money of the day – MOD). Além disso, um prognóstico de preço pode ser indexado ao preço de mercado do petróleo bruto ou tomado como resultado de um preço negociado com um cliente especifico. No caso das despesas, o governo anfitrião desempenha papel fundamental, pois a partir do sistema fiscal especificado pelo mesmo será designado o tratamento das despesas. Um clássico exemplo seria definir despesas sobre itens cuja vida útil ultrapassa um ano como despesas de capital (CAPEX), custos de plataformas, tubulações e poços. Itens cuja vida útil seja inferior a um ano – produtos químicos, serviços, manutenção, despesas gerais, custos de seguro – seriam, então, classificados como custos operacionais (OPEX). Além disso, devemos ressaltar que qualquer estimativa de Opex não deve ignorar o custo de despesas gerais que o projeto atraia especialmente o custo de pessoal de suporte e aluguel de escritórios que possam formar fração significativa das despesas totais, por exemplo, e não necessariamente diminui conforme a produção cai.
Opex Anual = [A (%) x Capex Acumulada ($)] + [B($/Barril) x Produção (Barris/Ano)]
Nesse contexto, o papel desempenhado pelo governo anfitrião esta, principalmente, relacionado ao Sistema Fiscal, que nada mais é do que a maneira pela qual o governo afirma seu direito á renda de produção e á venda de hidrocarbonetos em seu nome. O mais simples de todos, e um dos mais tradicionais sistemas ficais, é o esquema de tributo e pagamento por direitos de exploração, ou seja, os Royalties. Normalmente, é cobrado como percentual das receitas brutas
da venda de hidrocarbonetos, e pode ser pago em espécie ou em gênero (por exemplo, petróleo). O preço utilizado é o do petróleo. Dessa forma, temos:
Royalties = Taxa sobre os Royalties (%) x Produção (barris) x Preço do petróleo ($/barris);
O pagamento dos royalties é cobrado desde o inicio da produção, mas o imposto só é pago quando há rendimento positivo tributável. Por exemplo, no inicio de um novo projeto, os subsídios fiscais podem ultrapassar as receitas, dando origem a uma renda tributável negativa. A seguir um exemplo de calculo do Fluxo de Caixa liquido para 1 ano de projeto. Suponha que em um ano qualquer tenhamos:
Produção = 15 milhões de barris Preço do Petróleo = 50 U$$/barril Taxa de Royalties = 15% Taxa de Tributo = 60% Capex = U$$ 100 milhões Opex = U$$ 20 milhões
Suponhamos, também, que o único custo inicial anterior tenha sido 120 milhões de dólares, despendido no ano anterior, com 25% de margem fiscal para investimento de capital de linha; assim, a marguem fiscal para investimento de capital do presente ano é (0,25 x $ 120 milhões) + (0,25 x $ 100 milhões) = $ 55 milhões.
Receitas = 15 milhões de barris x $ 50/barril = 750 milhões Capex = U$$ 100 milhões Opex = U$$ 20 milhões Custo Técnico = U$$ 95 milhões Royalties = U$$ 750 milhões x 0,15 = U$$ 112,5 milhões Subsídios Fiscais = U$$ 122,5 milhões + U$$ 20 milhões + U$$ 50 milhões (Margem fiscal para investimento de capital) = U$$ 182,5 milhões Rendimentos Tributáveis = U$$ 750 milhões – U$$ 182,5 milhões = U$$ 567,5 milhões Tributo = 0,5 x U$$ 567,5 = U$$ 283,75 milhões Fluxo de Caixa Liquido do Projeto = U$$ 750 milhões – U$$ 100 milhões – U$$ 20 milhões – U$$ 112,5 milhões – U$$ 283,75 milhões = U$$ 207,5 milhões Tomada do Governo Anfitrião = U$$ 207,5 milhões + U$$ 112,5 milhões = U$$ 267,5 milhões;
Na pratica, o fluxo de caixa é calculado para cada ano previsto de projeto. Aqui exemplificamos apenas para um ano. Além dos royalties, outro sistema fiscal de tributo existente, e bastante utilizado, é o CPP (Contrato de Partilha de Produção). Neste arranjo, o investidor, empresa de petróleo, firma
acordo com o governo anfitrião para explorar e potencialmente avaliar e desenvolver uma área. O investidor atua como um contratado para o governo anfitrião, que retém a propriedade de quaisquer hidrocarbonetos produzidos.
Gerenciamento do Campo em Produção Durante a vida produtiva de um campo de petróleo, o operador aplicará técnicas de gerenciamento visando, pincipalmente, maximizar a lucratividade do projeto e realizar a recuperação econômica dos hidrocarbonetos, enquanto cumpre todas as obrigações contratuais e trabalha atendendo a certas diretrizes, muitas impostas pelo governo anfitrião. Além disso, a empresa deve administrar fatores interno como mão de obra, fluxo de caixa, estrutura da organização e fatores externos como acordos com empresas locais, legislação ambiental e forças de mercado.
Fatores Externos – Gerenciamento
Metas de produção fruto de acordo, demanda de mercado, nível de demanda de mercado para um produto em particular, acordos com contratantes e legislação são alguns dos principais fatores externos que influenciarão diretamente os níveis de produção de um reservatório. Basicamente, seu gerenciamento inclui o planejamento das taxas de produção o controle direto das operações de produção. Por exemplo, uma meta de produção pode ser estabelecida entre a empresa de petróleo e o governo. Uma taxa media de produção anual pode ser instituída fruto de acordo, por exemplo, em 30 mil barris/dia, e , assim, as taxas reais de produção serão criticamente revistas a cada três meses. Penalidades poderão incidir se a meta não for cumprida dentro de um nível de tolerância de, geralmente, 5%. Além disso, a empresa de petróleo também será convocada a periodicamente submeter relatórios á NOC (National Oil Companie) ou ao governo e a sócios do empreendimento.
Fatores Internos – Gerenciamento
Uma etapa fundamental para a empresa petrolífera é a estruturação de suas operações a fim de gerenciar uma série de fatores internos. Por exemplo, estrutura organizacional e mão de obra; planejamento e cronograma; requisitos de relatórios; revisões criticas e auditorias e financiamento de projetos. Assim, a estrutura organizacional deve tornar o fluxo de informações para desenvolvimento e gerenciamento do campo o mais fácil possível. As principais informações necessárias são:
Restrições externas sobre taxas de meta de produção; Paradas programadas de produção; Exequibilidade de orçamento; Cronogramas de entrega ao cliente; Requisitos de injeção;
Operações de recondicionamento e manutenção; Cronogramas de inspeção de rotina; Prazos de entrega para equipamentos e suprimentos; Cronogramas de mão de obra e arranjos de transporte;
Cabe, aqui, ressaltarmos que não existe uma única e absoluta forma para gerenciamento da estrutura organizacional interna da empresa. Sabendo disso, as empresas, normalmente, mudam suas organizações a fim de tentar melhorar a eficácia de sua produção. Em posse de todos esses dados, podemos partir para o gerenciamento da subsuperficie, ou seja, a analise e manipulação do desempenho dos reservatórios. No estagio de plano de desenvolvimento será construído um modelo de reservatório, usado para determinar o método ótimo de recuperação de hidrocarbonetos. Inicialmente, o modelo possui uma gama limitada de dados, geralmente, levantamento sísmico, alguns poços de avaliação e exploração que constituem, assim, uma aproximação de que será o real campo de produção. À medida que tem inicio a perfuração e a produção, dados adicionais serão coletados e utilizados na atualização do modelo geológico e descrição do reservatório sob condições dinâmicas do modelo de reservatório. Onde houver incoerências entre o procedimento previsto e o observado, será feita uma revisão crítica no modelo, ajustando-o até que o novo cotejamento histórico seja atingido, ou seja, ate que os dados reais possam ser equiparados àqueles experimentais obtidos a partir do estudo da formação geológica.
Gerenciando o Declínio do Campo A determinação do declínio de um campo de produção ocorre quando a taxa de produção cai de seu platô. Entretanto, observamos que, em muitos casos, as taxas de poços individuais podem declinar muito antes que a do campo como um todo. Nesse contexto, o mais importante é a determinação do declínio econômico do campo que ocorre quando a renda estiver em queda (declínio de produção) ou os custos aumentarem; em muitos casos estes processos ocorrem de forma simultânea. Então, basicamente, uma boa gestão de declínio busca alternativas que possam estender a vida produtiva do campo, mantendo sua rentabilidade econômica. Citaremos, agora, algumas técnicas utilizadas a fim de prolongar a vida produtiva do reservatório.
Perfuração de Enchimento
Perfuração de enchimento significa poços adicionais, frequentemente entre os poços do desenvolvimento original, cujo principal objetivo é produzir óleo ainda não recuperado. Algumas das principais razões que resultam na inabilidade da produção de óleo são, por exemplo, óleo de compartimentos que são deixados em cima (ou abaixo) de poços de produção; óleo ou gás pode ser armazenado em camadas ou blocos de falhamentos isolados; óleo pode
ser desviado por inundação de agua ou de gás; poços podem estar afastados demais para possível acesso a todas as reservas. A economia de um poço incremental de preenchimento pode ser muito direta: uma simples comparação de custos de poções contra a renda das reservas incrementais. Então, para decidir perfurar ou não poços adicionais é necessário estimar as reservas extras recuperadas, bem como o valor das reservas em aceleração existentes.
Recondicionamento de Poços
O principal objetivo do recondicionamento é aumentar a produção, reduzir custos operacionais ou reestabelecer suas respectivas integridades técnicas. Economicamente falando, descartando a segurança, um recondicionamento poderá ser justificado se o VLP (Valor Presente Liquido) da operação for positivo. As principais restrições que levam a queda de produção real são, por exemplo, danos mecânicos à tubulação; insuficiência de produtividade da formação em torno do furo do poço; restrição de fluxo devida a produção de areia ou de cera; fluxo transversal no poço ou por detrás do revestimento. Em qualquer um desses casos, é possível que a técnica de recondicionamento seja utilizada.
Recuperação Melhorada de Óleo
Na grande maioria dos casos, a recuperação de hidrocarbonetos não esta totalmente associada a métodos primários – Energia do próprio reservatório –, nem a métodos secundários – Injeção de agua, por exemplo. Então, parte do óleo remanescente após aplicação desses métodos, será recuperada através de EOR e pode potencialmente desacelerar o período de declínio. Contudo, o custo do barril da maioria dos métodos EOR é consideravelmente mais elevado do que os das técnicas convencionais de recuperação. Métodos EOR podem ser divididos em quatro tipos básicos. Vejamos:
Injeção de Vapor; Combustão in situ; Deslocamento de Fluido Miscível; Inundação de Polímeros;
Descongestionamento de Produção
O congestionamento é ocasionado quando qualquer parte do equipamento se torna sobrecarregada e limita o ganho, podendo ocorrer em qualquer estagio da vida produtiva do campo. Nos anos iniciais da vida produtiva, a produção será muitas vezes limitada pela capacidade das instalações de processamento tratarem hidrocarbonetos. A medida que o campo amadurece, congestionamentos podem aparecer em outras áreas, como processos de tratamento de água
ou de compressão de gás, tornando-se, assim, fatores limitantes de produção. Já no final da vida do campo, os tipos de congestionamento dependem do reservatório, do esquema de desenvolvimento e das instalações presentes no local.
Desenvolvimento Incremental
No inicio da vida produtiva de campo, é normal que, primeiramente, os maiores reservatórios sejam explorados, pois, estes são, em geral, de mais fácil descoberta. O desenvolvimento da área geralmente envolve instalações de infraestrutura considerável de equipamentos de produção, sistemas de transferência e planta de processamento. Contudo, após o declínio dos campos maiores, é possível haver considerável vida útil deixada na infraestrutura, que pode ser explorada a fim de desenvolver campos menores, que seriam economicamente inviáveis em base autônoma.
Desativação do Campo Petrolífero Mais cedo ou mais cedo, todo campo desenvolvido atingirá o fim de sua vida econômica. Quando as operações para estender a vida produtiva do campo forem exauridas, ou a produção não for mais considerada estratégica para o operador da concessão, ou, ainda, após um acidente que antecipe o fim das operações exigindo sua desativação, o concessionário de um campo de produção de petróleo ou gás natural procederá a desativação através do planejamento de todas as etapas, como a obtenção de permissão, a realização da remoção dos equipamentos, o fechamento dos poços, a reabilitação e o monitoramento da área afetada pela atividade de produção. Cada projeto de desativação tende a possuir sua singularidade. Os objetivos podem variar muito dependendo do ambiente em questão. Por exemplo, em operações Off Shore devem ser considerados manguezais, aguas rasas, profundas, ultra profundas, etc. Além disso, devemos levar em conta o porte e o tipo de operação executada, as leis e tratados em vigor, e, principalmente, a percepção da sociedade em relação a todas as alternativas. Basicamente, as variáveis criticas para o processo decisório da desativação de campos de petróleo e gás são: 1. 2. 3. 4. 5.
Impactos Ambientais; Seguranças; Viabilidade Técnica; Custos; Aceitabilidade Publica;
A maior parte dos regimes regulatórios de concessão exige que, no ato da solicitação de uma licença de produção, o plano de desativação do campo seja também apresentado. Serão desativados equipamentos e estruturas que tiverem sido construídas ou montadas e serão reabilitadas áreas que sofreram intervenção a fim de viabilizar os processos de produção.
O custo de desativação pode ser considerável, e surgira, certamente, no ponto em que o projeto se comportar de forma marginal ou economicamente inviável. Os recursos para custear a desativação são reservados ao longo da vida produtiva do campo, pois, nos anos finais o campo não produzirá receitas suficientes para custear os gastos. Por exemplo, custos de desativação em operações Off Shore podem ser muito significativos e menos facilmente distribuídos, pois plataformas não podem ser removidas de forma fragmentada. Principais Métodos de Desativação 1. Abandono de Poços: Poços podem ser abandonados (fechados) temporária ou permanentemente. Quer seja em mar aberto ou em terra firma, um efetivo programa de abandono de poço deve abranger as seguintes questões: Isolamento de todos os intervalos de produção de hidrocarbonetos; Contenção de todas as zonas de excesso de pressão; Proteção de aquíferos subjacentes; Remoção de equipamentos de cabeça de poço; 2. Oleodutos: Todos os oleodutos serão limpos por circulação de água e os que estiverem enterrados no assoalho oceânico serão preenchidos com água ou cimento. Tubulações superficiais normalmente são cortadas e removidas. 3. Instalações Off Shore: As principais variáveis do modelo de tomada de decisão para o processo de descomissionamento off shore são, o tipo de estrutura, o tamanho, a distancia da costa, as condições de oceano e climáticas, a complexidade da remoção, as questões de segurança e, logicamente, viabilidade econômica.
Referências
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Ferreira, Doneivan.; Graham, Mark.; Cook, Mark.; Jahn, Frank.; “ Introdução á Exploração e Produção de Hidrocarbonetos” 2ª edição – Editora Campus, Rio de
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