análise da evolução de custos na indústria petrolífera e o ... · custo/benefício de...
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Análise da Evolução de Custos na Indústria Petrolífera e o Impacto nos Planos de Desenvolvimento dos
Campos
Wadson Carvalho de Almeida
Dissertação para obtenção do Grau de Mestre em
Engenharia Geológica e de Minas
Júri
Presidente: Prof. Dr. Amílcar de Oilveira Soares Orientador: Prof. Dr. António José da Costa Silva Vogal: Prof.ª Drª. Maria Matilde Mourão de Oliveira Carvalho Horta Costa e Silva
Dezembro 2010
“Não basta ensinar ao homem uma especialidade, porque se tornará assim uma máquina utilizável e não uma personalidade. É necessário que adquira um sentimento, senso prático daquilo que vale a pena ser empreendido, daquilo que é belo, do que é moralmente correcto”.
Albert Einstein
Agradecimentos
Quero em primeiro lugar agradecer os meus pais, ao meu irmão Adriano Almeida pelo apoio
demonstrado ao longo destes anos, sem os quais não me seria possível chegar até aqui.
À minha namorada Deolinda dos Santos, pelo amor, carinho, dedicação que sempre me tem
acompanhado e pela paciência demonstrada nos momentos de ausência.
Quero também agradecer ao meu orientador, o Prof. Dr. António Costa Silva, pelo tema
proposto, a orientação e o apoio prestado.
Os meus agradecimentos estendem-se também à fantástica equipa da Partex Oil & Gas,
nomeadamente à Drª. Teresa Ribeiro, ao Dr. Paulo Bizarro, ao Dr. Freddy Leon e
especialmente à Engª. Laura Soares, pelos apoios recebidos, pela disponibilidade na obtenção
de dados e pela simpatia demonstrada ao longo destes últimos meses.
Os meus mais profundos agradecimentos aos colegas “mineiros”, nomeadamente, Pedro
Correia, Júlio Caineta, Catarina Matos, Pedro Nunes, Ana Carina Veríssimo, João Carneiro,
Miguel Almeida, José Pedro Baptista, Fausto Reduto.
Uma dedicação bastante especial, sentida e profunda para a colega e amiga, Ágata de Sousa,
que embora estando distante, permanecerá sempre nos meus pensamentos e coração.
Resumo
A temática desenvolvida neste projecto incide sobre um campo petrolífero na Ásia Central e
procura contribuir para a adopção de uma metodologia estratégica, para a análise
custo/benefício de produção de óleo, comparando os custos dos poços verticais e horizontais.
Servindo-se da componente geológica e económica, como parte de um projecto de análise do
desempenho dos poços existentes nesse campo.
Para uma melhor compreensão dos estudos desenvolvidos, fez-se uma resenha sobre a
localização dos poços e abordou-se também o historial dos poços, o tipo de testes de produção
realizados e estabeleceu-se finalmente a análise custo/benefício (produção) dos poços.
Neste trabalho é apresentado também os resultados de optimização dos testes de produção
dos poços dos campos e seus custos associados. A optimização foi baseada no critério
económico para a escolha dos poços.
Palavras-chave: petróleo, Ásia Central, custo/benefício, poços, económico.
Abstract
The theme developed in this project is mainly focused on a Oil camp located in Central Asia and
it tries to contribute for the adoption of a strategically methodology for the cost/benefits analysis
of oil production, comparing the cost prices for the verticals and horizontals wells.
Based on the geological and economic component as the result for a part for the performance
project analysis of the existing wells in such oil field.
As support for understanding of the developed studies, it was done a description about the wells
location together with their history, production tests types done and finally the cost/benefits
analysis of the wells.
It is also showed in this work the results for the optimization of the oil field wells production tests
and their cost, based on the economic criteria for the wells choice.
.
Key-words: oil, Central Asia, cost/benefits, wells, economic.
Lista de Abreviaturas
Bopd – Barrels Oil Per Day (barris de óleo por dia)
Bwpd – Barrels Water Per Day (barris de água por dia)
MMstb – Million Stock Tank Barrels (milhões de barris)
MMUSD – Million of Dolars (milhões de dólares)
Drag reducer – Redutor
LPG – Liquified Petroleum Gas
CAPEX – Capital Expenditure (custos iniciais)
OPEX – Operating Expenditure (custos operacionais)
STOIIP – Stock Tank Oil Initially in Place
SCFT – Standar Cubic Feet
P90 – Proven Reserve
MMscft – Million Standard Cubic Feet
Operator Overhead – Custos adicionais suportados apenas pela operadora
FDP – Field development Plan
Geo-steering – orientação dada à broca durante a perfuração
GR – Gamma Ray
SurgiFrac – Técnica utilizada para provocar fracturação contínua dos poços
Work-over – Trabalhos de manutenção e assistência
ESP – Electrical Submersible Pump (Bomba Eléctrica Submersível)
TD – Total Depth (Profundidade Total)
MDRT – Modular Dynamic True Resistivity
GOR – Gas Oil Ratio (Rácio Gás/Oleo)
PSA – Production Sharing Agreement
De-bottlenecking – desobstrução
P50 – Proben and Probable Reserve
NYMEX – New York Mercantile Exchange
TVD – True Vertical Depth
TVDss - True Vertical Depth sub-sea
PVT – Pressure, Volume Temperature
G&A – General & Administrative
MWD – Measurement While Drilling
PDC – Polycrystaline Diamond Compact
SPE – Society of petroleum Engineers
Upside – Mais-valia
Índice
Introdução ...................................................................................................................................... 1
Objectivos ...................................................................................................................................... 3
Enquadramento histórico e previsões futuras ............................................................................... 4
Análise de Mercado ....................................................................................................................... 8
1.Consumo e produção ............................................................................................................. 8
2.Preço e produção ................................................................................................................... 9
3.Principais Intervenientes ....................................................................................................... 11
4.Aspectos políticos e sociais .................................................................................................. 12
Enquadramento metodológico .................................................................................................... 14
Introdução ................................................................................................................................ 14
As Operações .......................................................................................................................... 14
Perfuração ............................................................................................................................ 14
Circulação de Lamas ........................................................................................................... 14
Os Poços ................................................................................................................................. 15
Tipos e Números .................................................................................................................. 15
Poços Horizontais: ............................................................................................................... 16
Custos dos Poços ................................................................................................................ 18
Exploração ................................................................................................................................... 19
Onshore ................................................................................................................................... 19
Offshore ................................................................................................................................... 20
Testes de Produção .................................................................................................................... 21
Reservatórios .............................................................................................................................. 22
Avaliação do reservatório ........................................................................................................ 22
Gestão do reservatório ............................................................................................................ 22
Descrição do reservatório ........................................................................................................ 22
Plano de Desenvolvimento do Campo Cafu ............................................................................... 23
Proposta de Desenvolvimento ................................................................................................. 23
Geologia do Cafu: ....................................................................................................................... 25
Geofísica do Cafu ........................................................................................................................ 26
Petrofísica do Cafu ...................................................................................................................... 29
Estimulação dos poços ............................................................................................................... 30
Perfis de Produção ...................................................................................................................... 31
Poço vertical vs horizontal ........................................................................................................... 32
O design dos poços ..................................................................................................................... 35
Engenharia de reservatório do campo Cafu ............................................................................... 35
A área de desenvolvimento ......................................................................................................... 38
Actividades de reconhecimento .................................................................................................. 39
A Produção do Cafu e a Injecção de água ................................................................................. 41
A expansão das Infra-estruturas e das Instalações .................................................................... 41
A utilização do gás: ..................................................................................................................... 44
Custo do Projecto e Perfil de Produção ...................................................................................... 45
Conclusões: ................................................................................................................................. 48
Bibliografia ................................................................................................................................... 49
Índice de figuras
Figura 1 - Consequências ambientais de incidentes de derrames petrolíferos. ......................... 13
Figura 2 - Maiores regiões produtoras com instalações offshore (RigZone, 2009). ................... 20
Figura 3 – Esquema de um separador trifásico utilizado em testes de produção (McCutchin,
2010) ........................................................................................................................................... 21
Figura 4 - Esquema do modelo "five spot pattern" aplicado no desenvolvimento do campo Cafu.
..................................................................................................................................................... 23
Figura 5 - Resumo da Estratigrafia para a maioria dos poços do campo Cafu. ......................... 26
Figura 6 - Perfil do modelo estocástico das fácies. ..................................................................... 27
Figura 7 - Perfil do modelo estocástico de porosidade. .............................................................. 27
Figura 8 - Perfil do modelo estocástico de permeabilidade. ....................................................... 28
Figura 9 - Comparação do desempenho dos poços horizontais e verticais. .............................. 31
Figura 10 - Esquema de um casing para dois cenários distintos. .............................................. 32
Figura 11 - Esquema do modelo five spot pattern. ..................................................................... 33
Figura 12 - Caracterização das fácies e upscaling das diagrafias dos poços. ........................... 36
Figura 13 - Mapeamento dos poços de reconhecimento. ........................................................... 40
Índice de Gráficos
Gráfico 1 - Consumo do carvão na União Europeia. .................................................................... 2
Gráfico 2 - Cronologia dos preços do crude desde 1960 a 2009 com principais acontecimentos
mundiais evidenciados a vermelho. .............................................................................................. 5
Gráfico 3 - Comparação entre o índice NYMEX e o preço do crude desde o ano de 1986. ........ 6
Gráfico 4 - Previsão do aumento ou decréscimo da utilização de diferentes fontes de energia
por diferentes agrupamentos de nações (International Energy Agency, 2010). ........................... 7
Gráfico 5 - Produção de petróleo segundo o cenário enunciado pela Agência Internacional de
Energia (International Energy Agency, 2010). .............................................................................. 7
Gráfico 6 - Comparação entre a produção e consumo desde 1980 a 2009 (British Petroleum,
2010). ............................................................................................................................................ 8
Gráfico 7 - Relação do preço com a curva de produção e consumo (British Petroleum, 2010). .. 9
Gráfico 8 - Relação entre o preço do crude e índice NYMEX (Barchart.com Inc., 2010). .......... 10
Gráfico 9 - Reservas provadas dos diferentes grupos económicos (British Petroleum, 2010). . 11
Gráfico 10 - Relação entre a produção da OECD e OPEC entre 1980 e 2009 (British Petroleum,
2010). .......................................................................................................................................... 11
Gráfico 11 - Comparação das produções dos poços horizontais e verticais. ............................. 46
Gráfico 12 - Custos de cada um dos poços. ............................................................................... 46
Gráfico 13 - Custo total dos poços, desenvolvidos no campo e que foram objectos para o
estudo da análise económica. ..................................................................................................... 47
Índice de Tabelas
Tabela 1 - Produtos derivados do fraccionamento do petróleo a diferentes temperaturas. ......... 1
Tabela 2 - Tabela de especificações do CAPEX. ....................................................................... 24
Tabela 3 - Sumário da localização, os objectivos e os custos estimados para os poços de
avaliação. .................................................................................................................................... 39
Tabela 4 – Resumo dos principais custos das instalações e infra-estruturas. ........................... 42
Tabela 5 -Capacidades para a instalação depois do de-bottlenecking e da expansão das
instalações. .................................................................................................................................. 42
Tabela 6 - Valores médios de custos de cada poço e as suas respectivas produções. ............ 47
1
Introdução
O petróleo tem sido uma matéria-prima essencial para o progresso e manutenção das
sociedades como as que conhecemos hoje nas quais boa parte dos produtos produzidos tem
por base derivados do petróleo. Esta afirmação não é, de todo, exagerada.
O crescimento na utilização de polímeros (produtos essencialmente constituídos por carbono),
recorrem regularmente à utilização de derivados de petróleo para sua produção, substância
onde o carbono abunda (mais de 80 % do seu peso).
A dependência da humanidade deste fluido e o número de intervenientes neste mercado global
fazem com que o mesmo tenha características muito particulares em comparação com outros
sectores igualmente essenciais como a exploração de água potável, a título de exemplo.
A Tabela 1 indica, uma gama de produtos que se pode obter pelo fraccionamento do petróleo a
temperaturas variadas.
Temperatura (ºC) Produtos
25-100 gás propano e gasolina
100-180 gasolina pesada
160-250 parafina
220-350 diesel
360-400 óleo para lubrificação e aquecimento
>400 asfalto, alcatrão e óleo parafina Tabela 1 - Produtos derivados do fraccionamento do petróleo a diferentes temperaturas.
Consegue-se obter a partir da parafina outros produtos tais como: o óleo de parafina, a
parafina, a cera da parafina, vaselina, plásticos, solventes, tecidos, substâncias aromáticas
para alimentos e perfumes, e muito mais. (fonte:
Verifica-se então, as diferentes aplicações e utilidades dos derivados do petróleo e a sua
importância no nosso dia-a-dia.
Para analisar este contexto a fundo é necessário não só considerar a realidade da procura e da
oferta como também o subjacente panorama político e ideológico acerca desta matéria.
Poderá ser a escassez a verdadeira razão da oscilação do preço do crude? Mesmo uma rápida
análise faz antever uma resposta negativa dado que dificilmente faria o preço variar tanto como
o faz mesmo num curto espaço de tempo como é o ano.
2
O petróleo é hoje uma fonte energética e também um activo financeiro, o que explica a sua
volatilidade .
Por outro lado cada vez mais, principalmente nos países europeus e norte-americanos, o
petróleo é visto como produto que deve ser utilizado apenas onde é necessário (por exemplo
nos sistemas de transportes aéreos).
O investimento feito em fontes alternativas (muitas vezes chamadas energias limpas) tem sido
considerável e a utilização de recursos hídricos, solares, eólicos e nucleares é cada vez maior.
A União Europeia é talvez o exemplo mais eminente desta mudança. Não só a única região, de
dimensão considerável, do mundo que tem diminuído o uso de carvão (a título de exemplo),
para cumprir o protocolo de Quioto, como é também o maior investidor do projecto ITER
(reactor termonuclear de fusão).
Gráfico 1 - Consumo do carvão na União Europeia.
Neste contexto a indústria do petróleo necessita analisar a sua posição no mercado actual e
considerar o esforço e custo necessário às operações necessárias para a exploração de
petróleo. A tecnologia cumpre um papel de elevada importância neste ponto dado que o
progresso na mesma pode viabilizar a manutenção da estabilidade destes mercados.
0.0
10.0
20.0
30.0
40.0
50.0
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90.0
100.0
1999
2001
2003
2005
2007
2009
Consumo do Carvão na União Europeia (million tonnes oil equivalent)
3
O que seria uma taxa de aproveitamento de hidrocarbonetos aceitável há meio século atrás
(RF ≈ 30%), é hoje considerada baixa, porque o investimento necessário para se inicializar as
operações num novo reservatório, acarreta de longe, custos mais elevados.
A motivação para o desenvolvimento das tecnologias necessárias para um real aproveitamento
do potencial de um reservatório urge em aparecer e deverá ser seguro afirmar que cada vez o
investimento na mesma é maior, pois os novos reservatórios (desenvolvidos principalmente em
explorações offshore) são cada vez mais complexos e com custos bem mais elevados.
Objectivos
Esta dissertação tem como objectivo a análise do actual mercado petrolífero, a inserção no
contexto energético, a influência do progresso tecnológico para a manutenção deste essencial
sector económico e de exploração.
Do ponto de vista prático, a tese aborda uma metodologia de análise de custo/benefício dos
poços horizontais em comparação com os verticais. Isto levará a comparações, tendo como
base o caso de estudo no qual se consideraram a utilização de poços verticais ou horizontais,
uma metodologia cada vez mais usada nos planos de desenvolvimento e produção de
reservatórios petrolíferos.
4
Enquadramento histórico e previsões futuras
A introdução desta temática deverá passar primeiro pela compreensão dos eventos mundiais
que ocorreram nas últimas quatro décadas e das suas consequências no mercado petrolífero.
Para enquadrar estes acontecimentos é importante reconhecer a importância da OECD
(Organization for Economics Co-operation and Development) e da OPEC (Organization of
Petroleum Export Countries), as duas maiores organizações económicas no sector de consumo
e exploração de petróleo. Fazem parte da OECD, resumidamente, as nações europeias, norte-
americanas e a Austrália, as quais representam a maior fatia do consumo mundial desta
matéria.
A OPEC por outro lado tem na sua génese países do Médio Oriente, África do Norte e Oeste e
a Venezuela entre outros.
Em 1973 a OPEC operou um embargo petrolífero com consequências gravosas, especialmente
na economia dos Estados Unidos da América. No ano seguinte o embargo terminava mas algo
teria mudado definitivamente. A capacidade dos EUA para estipular os preços do petróleo
transaccionados a nível internacional. A OPEC por oposição ganhou influência crescente no
mercado.
O segundo choque petrolífero não tardou a ocorrer, em 1979, com o início da revolução
islâmica no Irão, o 2º maior exportador do mundo (na altura) e responsável por 5% da produção
mundial. Isto teve como consequência a subida em flecha do preço do crude (cerca de 150%).
Mais tarde em 1980, Saddam Hussein, líder político do Iraque invadiu o Irão, fez das refinarias
e portos Iranianos alvos militares e isso paralisou a produção de petróleo do País. A retaliação
Iraniana não tardou e foram bem sucedidos no encerramento de quase todos os oleodutos
Iraquianos. Mais uma vez isto resultou na redução da produção de quase 8 % do petróleo
existente no mercado e nova subida em flecha do preço.
Os acontecimentos dos anos anteriores deram origem (devido à escassez), ao forte
desenvolvimento na exploração e perfuração de reservatórios petrolíferos, com o
aperfeiçoamento da tecnologia, especialmente em offshore.
A recessão mundial provocada pela subida de preços do petróleo e os anos de instabilidade no
mercado, fez diminuir a procura mundial do mesmo e no fim de 1985, meados de 1986, o preço
do crude desceu dando origem a uma superabundância que iria durar 15 anos.
5
Esta época de estabilidade foi interrompida pela guerra do Golfo no qual os EUA invadiram o
Iraque iniciando a operação “Tempestade do deserto”. Deste evento, apesar de haver uma
ligeira subida de preços, levou a médio prazo a sua baixa e assim permaneceu para o resto da
década de 90.
A estabilidade do mercado apesar de tudo, existiu até ao ataque de 11 de Setembro de 2001,
de movimentos islâmicos em território dos EUA. Isto desencadeou uma invasão do Afeganistão
e Iraque e a queda de ambos os regimes que se encontravam no poder nesses Países.
A moeda norte-americana, que há muito se considerava uma das mais fortes e estáveis a nível
mundial, começou a sofrer uma erosão da sua influencia devido a estes acontecimentos
combinados com a emergencia do euro (moeda da União Europeia) e hoje, principal
concorrente ao dólar.
Em 2003 o presidente Hugo Chávez da Venezuela (que abastece os EUA com 12%) do
petróleo que estes consomem, aplica uma série de políticas de nacionalização fazendo com
que a produção de petróleo diminuisse consideravelmente.
Em 2004 o preço de petróleo voltou a registar subidas em flecha, provocadas por um aumento
da procura mundial, levou a expansão industrial e ao crescente consumo da China. Entre 1999
e 2004 as importações de petróleo da China duplicaram. Hoje, o mercado de petróleo
encontra-se numa situação em que se verifica alguma volatilidade.
Gráfico 2 - Cronologia dos preços do crude desde 1960 a 2009 com principais acontecimentos mundiais evidenciados a vermelho.
0.00
10.00
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1960 1965 1970 1975 1980 1985 1990 1995 2000 2005
Do
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or
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Ano
Preço do crude
1º Embargo da OPEC
Invasão ao Irão
Recessão Mundial Guerra do
Golfo
11 de Setembro
6
No Gráfico 2 podemos observar a oscilação do preço do crude (Spot Prices), em função dos
acontecimentos mundiais que se sucederam segundo a descrição acima feita. Repare-se na
estabilidade do preço do crude até 1973 (1º embargo da OPEC) que iniciou um período de forte
instabilidade do qual ainda hoje parece haver consequências.
O Gráfico 3 mostra-nos a relação do petróleo a moeda norte americana, o dólar. Como se pode
observar, há uma dependência muito grande do preço do petróleo e a variação do dólar.
Normalmente quando o dólar aprecia-se nos mercados internacionais, o preço do petróleo
baixa e vice versa. Isso acontece pelo facto dos investidores optarem sempre por uma coisa ou
outra.
Gráfico 3 - Comparação entre o índice NYMEX e o preço do crude desde o ano de 1986.
De realçar também a importância da cotação das outras matérias-primas (em particular o preço
do aço), por se tratar do metal bastante utilizado na indústria petrolífera.
A título de previsões futuras estima-se que entre 2008 e 2035, (segundo o cenário base da
Agência Internacional de Energia), a procura primária de fontes energéticas deverá aumentar
cerca de 36%, sendo que 93% deste aumento virá de países fora da OECD.
Em termos de combustíveis fósseis, aumento será de 50% (International Energy Agency,
2009). Este cenário pode levar ao aumento de preço do petróleo e a consolidação do papel de
outras fontes fósseis que possam ser consideradas como alternativas, nomeadamente o gás
natural. É natural que, no intervalo de tempo acima considerado, o petróleo seja o combustível
fóssil que maior fatia vai ocupar na percentagem de energia produzida e consumida no mundo.
7
Esta previsão de aumento do consumo virá não dos países da OECD mas sim dos que se
encontram fora. Com o aumento da utilização de combustíveis não fósseis nos países mais
industrializados (coincidentes com os da OECD), admite-se o decrescer na utilização dos
mesmos nestes países, excepção feita ao gás natural.
Por outro lado prevê-se que países fora da OECD (sobretudo a China), continuem a aumentar
o seu consumo de combustíveis fósseis.
Gráfico 4 - Previsão do aumento ou decréscimo da utilização de diferentes fontes de energia por diferentes agrupamentos de nações (International Energy Agency, 2010).
No caso particular do petróleo, o gráfico abaixo ilustra o que se passa neste cenário, onde
podemos observar a diminuição da produção de petróleo nos campos actualmente em
produção e o crescimento ou manutenção da produção de gás natural. A maior fatia está
representada pelos campos ainda para serem desenvolvidos e os campos ainda por descobrir.
Gráfico 5 - Produção de petróleo segundo o cenário enunciado pela Agência Internacional de Energia (International Energy Agency, 2010).
8
Análise de Mercado
O sector de produção e venda de petróleo é complexo e requer que vários pontos sejam
abordados de maneira a compreender as diferentes implicações desta temática bem como os
intervenientes envolvidos.
Para começar este estudo chamo a atenção para a relação entre o consumo e a produção.
1.Consumo e produção
Fazendo a análise de comparação entre a produção e consumo nas últimas décadas é
observável que ambas as curvas têm forte relação (coeficiente de correlação, r2, de 99 %) e
que dificilmente se atinge um ponto de excedente ou carência, como ilustra Gráfico 6.
Gráfico 6 - Comparação entre a produção e consumo desde 1980 a 2009 (British Petroleum, 2010).
Entre o ano de 1984 e 2007 houve uma quase linearidade na subida do consumo o que deverá
ter uma equivalência com o crescimento económico dos países industrializados. Repare-se que
no final desta série o consumo começou a decrescer, possivelmente com a inclusão no
mercado de novas fontes energéticas.
O contexto político esbate-se com a escassez do petróleo em relação à disponibilidade de
alternativas embora algumas nações afirmarem conseguir assegurar a produção por várias
décadas (caso da Arábia Saudita). Por este motivo se estima o aumento na produção de
petróleo não convencional e possível investimento em tecnologias para aproveitamento dos
actuais campos em produção. Isto vai de encontro à ideia de Daniel Yergin1 a qual refere que
1 Presidente da Cambridge Energy Research Associates e autor do The Prize: “the Epic Quest for Oil, Money and Power”
2.5
2.7
2.9
3.1
3.3
3.5
3.7
3.9
4.1
4.3
1980 1985 1990 1995 2000 2005
Dif
ere
nça
pe
rce
ntu
al (
%)
Ano
Produção
Consumo
9
“o maior obstáculo ao desenvolvimento de novas reservas de hidrocarbonetos não tem a ver
com as questões ao nível de reservatórios mas sim com o que se passa a superfície: a política,
o investimento e a tecnologia”.
2.Preço e produção
Tal como referido anteriormente a dada altura, o preço do petróleo passou a ser influenciado
por outros factores quando se cingem só ao mercado clássico da oferta e da procura.
A volatilidade existe de facto, mas causada por factores externos ao próprio sector (sendo que
ainda assim podemos assumir que muitos dos acontecimentos mundiais foram motivados, não
só mas também, pela procura deste combustível).
Ao inserirmos a curva do preço (também em diferença percentual de maneira a ser possível a
comparação) no anterior gráfico da produção e consumo podemos ver que a sua relação com
as variáveis anteriores é fraca (Gráfico 7, os coeficientes de determinação entre preço e
produção e preço e consumo são de cerca 0.3).
Gráfico 7 - Relação do preço com a curva de produção e consumo (British Petroleum, 2010).
Desde 1983 que os futuros petrolíferos são negociados tanto no IPE futuros exchange no
NYMEX2. Assumindo que existem condições eficientes de mercado, os futuros são os melhores
indicadores dos preços do barril do futuro.
O IPE3 (agora incorporada no ICE
4), reivindica que mais de 65% de todas as transacções de
crude são feitas com referências ao preço do petróleo Brent5.
2 New York Mercantile Exchange.
3 International Petroleum Exchange.
4 Inter Continental Exchange (www.theice.com).
5 Classificação de petróleo.
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
1980 1985 1990 1995 2000 2005
Dif
ere
nça
pe
rce
ntu
al (
%)
Ano
Produção
Consumo
Preço do crude
10
A tendência futura é validada mensalmente por consenso entre a maioria dos Traders
mundiais, não tendo havido discussões de relevo. A análise de dados históricos dos últimos 20
anos indicam que o desvio padrão entre o preço previsto e o preço real um mês depois é cerca
de 10%, enquanto que para os 12 meses, o desvio padrão é de cerca de 30%.
A análise histórica da relação entre o preço do crude e o índice NYMEX pode ser vista no
Gráfico 8.
Gráfico 8 - Relação entre o preço do crude e índice NYMEX (Barchart.com Inc., 2010).
No caso das estimativas das reservas, especialmente as que são controladas por contratos
PSA (Production Sharing Agreement), o preço do barril tem um papel decisivo, pois esses são
contratos baseados na definição da partilha do lucro entre as companhias e os estados,
resultando as reservas que as companhias podem declarar independentes dos lucros e do
preço do barril, normalmente com base num cálculo feito a valores do final de cada ano do
calendário. Assim, o valor das reservas que as companhias podem declarar tem de ser
estimado na melhor estimativa do preço do barril: os preços do Brent no ICE ou no NYMEX.
As reservas identificadas por cada companhia petrolífera, dependem em cada momento do
preço de petróleo no mercado, pois é ele que define a viabilidade económica. O SPE (Society
of Petroleum Engineers), criou uma metodologia standard para a avaliação das reservas
petrolíferas que é seguida pela maior parte das companhias.
11
Gráfico 9 - Reservas provadas dos diferentes grupos económicos (British Petroleum, 2010).
É neste cenário de incertezas que as companhias gerem os seus negócios, com a agravante,
ainda em relação as reservas declaradas, das dificuldades que as regras muito rígidas da SEC,
o órgão controlador ao nível dos mercados financeiros, estabelecem para o que as companhias
podem declarar como reservas provadas. Estão ainda bem presentes na memória os
problemas recentes que a Shell e a Repsol tiveram com a necessidade de rever as suas
reservas.
3.Principais Intervenientes
Os principais intervenientes neste mercado são a OECD e a OPEC e a análise da produção
feita pelos dois trás alguma luz à compreensão deste mercado. No Gráfico 10 podemos ver a
relação da curva de produção da OPEC com a da OECD.
Gráfico 10 - Relação entre a produção da OECD e OPEC entre 1980 e 2009 (British Petroleum, 2010).
90.8
1029.4
180.9
122.9
Reservas provadas 2009
OECD
OPEC
Non-OPEC
Ex-URSS
109 bbl
1.75
2.25
2.75
3.25
3.75
4.25
4.75
1980 1985 1990 1995 2000 2005
Dif
ere
nça
pe
rce
ntu
al (
%)
Ano
OPEC - Production
OECD - Production
12
Repare-se que até ao ano de 1997 a OECD era a maior produtora. A partir deste ponto a
OPEC passou para o primeiro lugar na produção. Isto faz sentido com a expectativa de
aumento de consumo nos países fora da OECD. Faz sentido que o consumo feito fora da
OECD provenha de produção também ela fora da OECD. Note-se também que quando uma
cresce a outra decresce, parecendo haver cumplicidade nos papéis destas duas organizações
de produção de petróleo.
Por agora podemos assumir que boa parte do controlo sobre este mercado tanto actualmente
como futuramente, será feita pelos países inseridos na OPEC. Se considerados os dados
anteriormente analisados, nomeadamente o preço de petróleo, vemos que a mudança de maior
produtor da OECD para OPEC é coincidente com o inicio do período de maior aumento do
preço do crude e curiosamente também do inicio das maiores diferenças entre o preço do
crude e o respectivo índice NYMEX.
A interpretação destes factos é, no mínimo, contestável e a relação entre estes dados não é de
fácil compreensão, no entanto parece evidente que o aparecimento da OPEC como maior
organização de produção, veio trazer dificuldade na previsão e com isso, uma natural
instabilidade (também ela coincidente de certa maneira, com o enquadramento histórico deste
sector).
4.Aspectos políticos e sociais
Dado o especial interesse que a população civil tem vindo a dar a esta temática começaram a
surgir factores éticos, sendo ele de grande significância para o contexto do mercado do
petróleo.
O sec XXI vai ser o palco de grandes decisões de produção e consumo de energia. Decisões
dessas que serão tomadas entre os países consumidores e os produtores bem como a
expectativas da própria sociedade.
A actividade da indústria petrolífera do ponto de vista ambiental não tem sido bem vista, devido
às emissões gasosas de dióxido de carbono provenientes da queima para produção de
energia. O protocolo de Quioto pretendeu criar limites e condições para investimentos dirigidos
para o desenvolvimento de tecnologias destinada a redução das emissões, sem por em causa
a sustentabilidade do fornecimento de energia. O sucesso deste protocolo não foi, no entanto,
total visto que alguns dos maiores países consumidores não entraram neste acordo (caso dos
EUA e da China).
Passos importantes foram dados ao longo dos tempos na redução das emissões, as mais
relevantes sendo talvez a proibição total por praticamente todos os países da queima do gás
13
associado ao petróleo nos projectos de desenvolvimento petrolífero e a obrigação da utilização
do gás, especialmente em projectos de produção de energia e na indústria petroquímica.
A indústria petrolífera tem feito algum esforço para melhorar a prestação ambiental. A
legislação em muitos países é hoje muito mais apertada. No entanto, continuam a existir
acidentes, como o Exxom Valdez (que foi derrame de navio), ocorrido na Alaska em Março
1984 e o da BP (Poço Macombo), ocorrido recentemente, no Golfo do México em 2010.
Figura 1 - Consequências ambientais de incidentes de derrames petrolíferos.
Estes acidentes, tiveram como consequências, uma maior regulação, planos de emergência
mais adequados, standards para segurança e um aumento de custos nas explorações offshore.
14
Enquadramento metodológico
Introdução
Depois da análise do mercado petrolífero e da sua inserção no contexto energético, os
capítulos seguintes expõem a metodologia de avaliação do Plano de Desenvolvimento dos
Campos e a importância da optimização dos custos nas operações de perfuração. Além disso,
este capítulo abordará a influência da tecnologia na solução dos problemas técnicos e na
redução de custos. Abordaremos também, o caso de estudo, Campo Petrolífero na Ásia
Central (Onshore).
As Operações
Perfuração
Movimento rotativo: dependendo do tipo de poço, esse movimento é gerado principalmente
pelos tres métodos seguintes:
1 – transmissão das (sondas de rotação) rotary motion por um tubo, denominado “Kelly”,
gerado â superfície por uma mesa rotativa.
2 – transmissão pelo swiver electric ligado directamente até ao último poço seco
3 – por uma turbina ou motor de perfuração no fundo do próprio poço (turbo-drilling)
Hoje em dia, com a introdução de materiais e tecnologias novas, especialmente a nível de
equipamento de superfície MWD (Measurement While Drilling) e motores de fundo de poço
steerable motors, e brocas especiais (PDC bits), as rotary sondas são máquinas poderosas e
versáteis com capacidade para perfurar quase todo o tipo de formação e com várias
trajectórias em tempos record e dentro das melhores condições de segurança.
Circulação de Lamas
A lama circula no poço durante o processo de perfuração e a mesma é bombeada por bombas
próprias através do furo da string de perfuração (drill-string), sai a superfície, passando pelo
espaços existentes entre os tubos de perfuração e o poço.
O objectivo das lamas é de limpar o fundo dos poços, limpar e lubrificar as brocas de
perfuração, consolidar a parede do poço e exercer uma determinada pressão para conter o
fluxo do óleo, gás ou água da formação.
15
Normalmente começa-se os trabalhos de perfuração com uma broca maior anexada ao drill-
collar e a tubo de perfuração. Quando se alcança uma determinada profundidade, são
colocados novos tubos de perfuração e os mesmos são juntos a string de perfuração. Este
procedimento é repetido até que se alcance a profundidade desejada. Em seguida, faz-se o
casing do poço e a cimentação in situ para controlar a fuga dos fluidos.
Para o próximo estágio, é colocada uma broca de menor diametro que é levada dentro do
casing e segue-se o mesmo procedimento anteriormente descrito e a medida que se avança,
utiliza-se brocas menores e o diametro do casing diminui.
As brocas tem de ser substituidas regularmente e isso envolve remover todo a string de
perfuração. A medida que se avança com os trabalhos de perfuração, faz-se também testes de
diagrafias para se acompanhar a profundidade da perfuração, a natureza da rocha e os fluidos
encontrados, ferramentas cruciais aos geólogos e geofísicos.
Esse tipo de diagrafia é conhecida na indústria como Open Hole Logging.
Os Poços
Tipos e Números
Para a elaboração de um bom plano de desenvolvimento, é preciso ter-se em conta a maneira
mais adequada para se trazer o óleo da formação a superfície e para a execução dessa tarefa,
conta-se os poços.
A execução de um poço, é algo que requer investimentos bastantes elevados, logo é
importante ter em conta os aspectos técnicos e económicos mais adequados.
Como se está lidar com incertezas, os poços desempenham também um papel preponderante
na redução das mesmas pois permite-nos ter acesso a dados cruciais que não temos acesso a
superfície.
Os poços podem ser classificados como poços de desenvolvimento, poços de exploração,
poços de reconhecimento, poços produtores e poços injectores.
Os poços de desenvolvimento são efectuados durante a fase de desenvolvimento e são
bastantes importantes no apoio as decisões sobre o plano estabelecido. Com os mesmos
conseguimos ter amostras de rocha e fluidos do reservatório assim como podemos realizar
testes de produção e analisar o comportamento dos reservatórios.
16
Os poços de exploração são os que permitem descobrir o campo, dão-nos as localizações
baseadas no potencial de existencia de estrutura geológica, rocha-mãe, reservatório, trajecto
de migração ou seja, diz-nos se temos potencialidade de encontrar óleo.
Os poços de reconhecimento, através de aquisição de dados, permitem saber a espessura e
características do reservatório, da recolha de amostras de rocha e de fluidos do reservatório,
tornando assim possível quantificar ou calcular o volume de óleo existente.
Normalmente, estes poços são efectuados antes do plano de desenvolvimento, pois constituem
uma ferramenta crucial para a elaboração do plano de desenvolvimento.
Os poços produtores são efectuados para se começar a produção do óleo e os injectores
ajudam-nos nessa tarefa, aumentando assim a pressão do reservatório devido a quebra de
pressão que se verifica. Podem ser poços injectores de água ou gás.
É comum acontecer poço produtor ser transformado em injector, quando a sua produção
decresce significativamente e isso pode ter um impacto positivo junto dos poços subjacentes.
Para se determinar o número de poços a serem efectuados, é fundamental estabelecer-se a
relação entre o perfil de produção esperado e a produtividade de teste dos poços e essa
mesma relação depende, das características, propriedades e heterogeneidade do reservatório.
Podemos então concluir que, o reservatório do campo, tem um papel importante mas há que
considerar também o aspecto económico, nomeadamente o custo das instalações de produção
e dos próprios poços.
Poços Horizontais:
Geralmente, estes poços assumem ângulos de 90º dentro de reservatório, caso sejam
perfurados numa direcção paralela as curvas de nível (contornos estruturais). Estes poços já
requerem uma tecnologia de perfuração mais avançada com recurso por vezes a tecnologia de
orientação RSA (Rotary Steerable Assemblies) e equipamento de sondagem apropriado,
designado por top drives.
Com equipamentos especiais consegue-se fazer poços horizontais com comprimentos
acentuáveis. A companhia petrolífera Maersk Oil, a operar no offshore do Qatar (médio
oriente), possui o record mundial em poços horizontais. Conseguiu fazer um poço horizontal
com uma extensão de 26735 pés (8148 m) de comprimento à uma profundidade de 3100 pés
(945 m).
17
Os poços horizontais podem ainda ser classificados em short radius, medium radius e long
radius, dependendo do grau de curvatura entre a sua posição a superfície e a entrada no
reservatório. Os poços com short radius atingem a horizontalidade a pouca distancia da
vertical.
Os primeiros poços horizontais concebidos nos meados dos anos 80, foram efectuados com
dois objectivos principais:
1 – intersectar e ligar redes naturais de fracturas presentes em reservatórios
fracturados;
2 – evitar a sucção de água (water coning) e expansão de gás (gas cusping) em
reservatórios com pequenas colunas (espessuras) de petróleo. Com o decorrer dos anos, a
tecnologia dos poços horizontais foi melhorando e, hoje em dia, as aplicações desses poços
são muito mais variadas.
Há quem use a tecnologia dos poços horizontais para desenvolver reservatórios poucos
espessos, reservatórios com baixa permeabilidade, reservatórios com petróleos pesados, bem
como para produzir reservas remanescentes (attic oil, bypassed oil, cellar oil), e para extrair
líquidos ricos na parte inferior de reservatórios de condensados de gás. Uma outra aplicação,
também muito comum na indústria, é a execução de poços horizontais como injectores de
água. O facto de os poços serem horizontais faz com que a dispersão lateral da água (areal
sweep efficiency) no reservatório aumente significativamente, melhorando os factores de
recuperação.
A experiência mundial em poços horizontais indica que a produção de um poço horizontal e,
em média, duas a quatro vezes superior a um poço vertical no mesmo reservatório. Por esta
razão, o facto de as despesas operacionais com um poço horizontal serem mais elevadas, não
pode ser considerado um factor limitativo na sua execução. É que, em termos económicos, a
rentabilidade do poço, como fonte de hidrocarbonetos, é maior. É por esta razão, simplesmente
económica, que muitas companhias petrolíferas estão hoje a embarcar numa filosofia de
sondagem que, contempla obrigatoriamente, a execução de poços horizontais e só em casos
especiais, devidamente justificados, é que se faz o desenvolvimento dos campos com poços
verticais.
18
Custos dos Poços
Os custos dos poços dependem principalmente da taxa de aluguer diário das sondas de
perfuração, dos serviços extras requeridos para o drilling dos poços, da duração do programa
do poço (incluindo tempos apertados e condições atmosféricas) e a localização remotas
(custos de fornecimento para a logística).
As taxas de aluguer diário das sondas de perfuração em explorações offshore, variam em
função das suas capacidades e das disponibilidades do mercado e custam quase o dobro no
caso das flutuantes e o triplo no caso das jackup fleet.
Com as sondas jackup de alta performance com o custo de 150,000 USD e custos de serviços
similares, os poços de alta pressão e temperatura com a duração de 100 dias, podem custar
cerca de 30 milhões de dólares.
Os poços onshore podem ser considerados os mais baratos, particularmente se o campo
estiver a uma profundidade shallow depth, onde os custos variam entre menos de 1 milhão de
dólar a 15 milhões de dólares para os poços mais profundos e complicados.
19
Exploração
Onshore
As primeiras fases na procura por reservatórios petrolíferos passam por encontrar o tipo
correcto de rocha e as estruturas em profundidade com potencial para armazenar quantidades
significativas de petróleo. A significância destas quantidades armazenadas não são estáticas
mas sim dependentes do “esforço” necessário para obtê-las quer a nível financeiro ou
tecnológico. Assim, a comparação entre os dois grandes tipos de exploração, onshore e
offshore, torna-se óbvia dada a complexidade do segundo caso.
Regra geral apenas companhias de elevada dimensão ou capacidade de investimento têm
explorações a serem feitas offshore. Muita embora este tipo de exploração tenha para cima de
100 anos acarreta dificuldades tecnológicas que estão fora do alcance da maioria dos bolsos.
O custo empreendido numa operação onshore é, na maioria dos casos, considerado mais
seguro e a rentabilização destes reservatórios dependente de estudos com muito menor
incertezas.
Os motivos tecnológicos que fazem das explorações onshore investimentos de menor risco
encontram-se espalhados em quase todas as fases do aproveitamento do reservatório. As leis
que regem a incerteza da sísmica produzida é bem conhecida e o estudo posterior que isso
permite pode facilmente ser comparado à geologia observada à superfície. Para além disso a
furação é feita em terra onde as operações são facilitadas pela existência mais comum de
infra-estruturas necessárias às mesmas. Apenas em fases posteriores no desenvolvimento do
plano de exploração começam a surgir escolhas de ordem técnica e económica tais como o
número de poços a construir ou a tecnologia a usar, por exemplo furação horizontal em
oposição a somente vertical. Mais tarde operações de recuperação secundária e
posteriormente terciária tornam-se necessárias para adequar a produção.
Praticamente todos os desenvolvimentos tecnológicos aplicados a onshore têm equiparável
em offshore pelo que normalmente apenas o custo de uma operação dessa dimensão em
primeira instância e o rácio custo/lucro em segunda são factores decisivos na aposta em
procurar fazer exploração onshore ou offshore. A título de exemplo nos EUA a produção
onshore equivale a mais de 80% da produção global do país (US Energy Information
Administrarion, 2010)6. Este exemplo é semelhante em muitas das maiores nações produtoras
do mundo. Prevê-se que a exploração de reservatórios de petróleos não convencionais vá
crescer consideravelmente no decorrer das próximas duas décadas. As localizações
6 http://www.eia.doe.gov/
20
conhecidas para jazigos de óleos não convencionais são maioritariamente onshore pelo que
não será expectável que exista um decréscimo na relação entre produção onshore/offshore.
Offshore
As operações de perfuração offshore tem um constrangimento adicional, como a profundidade
da água, as condições climáticas e a logística. A principal diferença entre a exploração onshore
e offshore tem a ver como a plataforma é suportada. As operações de perfuração offshore são
conduzidas em plataformas flutuantes ou que se fixam no fundo do oceano (sea bed).
Normalmente é também instalado nas instalações offshore, suporte para mergulho e estações
meteorológicas.
A mobilização de uma sonda onshore (dentro do mesmo campo), é muito mais rápida do que a
mobilização de uma sonda offshore. Também em ambiente offshore é necessário fazer-se o
reconhecimento do fundo marinho antes de se mobilizar a sonda (jackup por exemplo), o que
acarreta despesas adicionais.
As exigências de impacto ambiental e segurança em ambiente offshore são na maior parte dos
casos, muito mais rigorosas do que em ambientes onshore. Também as despesas com
transporte de pessoas e bens são muito maiores em ambiente offshore. As pessoas e os bens
essenciais mais urgentes são transportados por helicóptero, enquanto que os consumíveis de
sondagem e restante equipamento pesado terão de ser transportados por via marítima. Em
ambiente onshore, estas operações são muito mais facilitadas
A figura abaixo, indica a distribuição dos sondas pelo mundo.
Figura 2 - Maiores regiões produtoras com instalações offshore (RigZone, 2009).
21
Testes de Produção
São testes efectuados aos poços para se acompanhar o desempenho dos mesmos, ao nível da
produção e os output final são os caudais de óleo, de água e do gás que saem durante um
período de tempo. Estes testes são feitos, recorrendo-se a um equipamento ``Separador
Trifásico´´ e normalmente são efectuados durante 24h, podendo no entanto ser por um período
de 1 a 1 mês e meio, designados assim de Long Term Production Tests, pois as vezes não se
consegue em apenas 24h saber ou conhecer o comportamento dos reservatórios nesse
período tão curto de tempo.
Através das flowlines, que se estendem até as Gathering Station, o líquido, que tem na sua
composição, o gás, o óleo e a água, a uma determinada Pressão e Temperatura, passam pelo
tal Separador onde estão calibrados a uma determinada Pressão e Temperatura já pré-
definidas, e o mesmo faz depois a separação dos tres fluidos, onde o gás sai por cima, a água
por baixo e o óleo continua o seu percurso através dos mesmos flowlines.
A Figura 3, mostra-nos um separador trifásico utilizado nos testes de produção.
Figura 3 – Esquema de um separador trifásico utilizado em testes de produção (McCutchin, 2010)
Durante os testes de um poço, a resposta do reservatório é monitorizada pelas condições de
mudança da produção (ou injecção). A resposta é um indicador das características das
propriedades do reservatório.
22
Reservatórios
Avaliação do reservatório
Tomar a decisão de como melhor produzir o óleo de um dado reservatório ou mesmo se é
viável a sua produção é uma tarefa muito difícil e depende de inúmeros factores tais como: as
propriedades do reservatório, as dimensões, a facilidade de produção de óleo, etc. Portanto, é
conveniente determinar a condutividade do reservatório (ou permeabilidade da espessura
produtiva), a pressão inicial do reservatório e os limites do mesmo. Ao mesmo tempo,
analisam-se os fluidos e medem-se as suas propriedades físicas em laboratório.
A condutividade indica quão rápido o fluido pode fluir para o poço. Portanto este é um
parâmetro muito importante e de conhecimento indispensável na definição do spacing ou
espaçamento entre os poços e o numero de poços necessários.
A pressão do reservatório indica o potencial de energia que o mesmo contem e permite prever
quanto tempo pode ser mantida de forma estável a produção do reservatório.
A análise dos limites do reservatório permite determinar a quantidade de fluidos presentes no
reservatório (seja este óleo, gás, agua ou vapor, etc.).
Gestão do reservatório
Durante o ciclo de vida de um reservatório torna-se indispensável monitorizar a performance e
condição dos poços. Monitorizar a mudança na performance é fundamental no planeamento
das actividades futuras que permitirão manter a pressão do reservatório de acordo com as
previsões para performance futura.
Descrição do reservatório
As formações geológicas apresentam gás, óleo e agua e podem conter diferentes tipos de
rochas, interfacies estratigráficas, falhas, barreiras, etc. Algumas dessas falhas, podem
influenciar o comportamento da pressão numa determinada extensão e muitas afectarão a
performance do reservatório. Entretanto, a caracterização do reservatório pode ser útil no plano
de desenvolvimento da produção.
23
Plano de Desenvolvimento do Campo Cafu
Proposta de Desenvolvimento
O desenvolvimento do projecto será feito sobre os reservatórios do Aptiano Cafu A e B, onde
serão efectuados 198 poços verticais.
A perfuração dos poços será feita baseado no modelo five spot pattern, onde 99 serão poços
injectores e os outros 99 poços produtores, com um espaçamento de 800m e cobrirão uma
área classificada pelas autoridades locais como reservas C1 no Aptiano A e reservas C2 no
Aptiano B e a mesma reserva terá de ser actualizada para a C1 antes de se começar a
produção efectiva. A Figura 4 indica, mostra a localização dessa classificações.
Figura 4 - Esquema do modelo "five spot pattern" aplicado no desenvolvimento do campo Cafu.
Os poços verticais serão concebidos somente para a produção dos reservatórios nos Aptianos
A e B e não irão desempenhar o duplo papel (reconhecimento/produção). O casing de
produção será de 5 ½ polegada e o tubing de 2 7/8
polegadas.
Os poços serão inicialmente completados com bombas Beam Pump ou bombas ESP de 1¾
polegadas e os com altas taxas de rendibilidade serão posteriormente adaptados com bombas
ESP para assegurar que a produção seja optimizada. Todos os poços serão estimulados pela
técnica SurgiFrac para maximizar os seus desempenhos. Para os trabalhos de perfuração dos
198 poços verticais, prevê-se utilizar quatro sondas e o mesmo começará a ser executado no
2º trimestre de 2011. Espera-se que os mesmos estejam completados no 1º trimestre de 2014.
24
A redução de furos, permitirá mover mais fácil e rapidamente a sonda utilizada nos trabalhos
de perfuração e estimulação. O tempo de perfuração será optimizado com a experiência
adquirida durante as operações.
Espera-se recuperar cerca de 71 MMstb de produção cumulativa adicional, com o plano de
desenvolvimento proposto e alcançar-se-á o pico de produção em 2013, aos 18.500 bopd.
O pico da produção total para o campo (incluindo a produção existente e a planeada para o
poço horizontal carbonatado), será de 22.500 bopd.
Está contemplado no plano, uma expansão das instalações de superfície que, só será
executado caso se justifique, a construção de novos oleodutose a actualização da estação de
bombagem. O uso de drag reducer poderá evitar a construção de oleodutos adicionais.
A manutenção da pressão dentro dos reservatórios será feita através de injecção de água e
toda a água produzida será re-injectada enquanto que a água deficitária para a injecção será
trazida do mar Cáspio através das estações de bombagens ali existentes.
O LPG em excesso será re-injectado no reservatório. Os componentes mais pesados do gás
serão misturados no óleo produzido e vendidos juntamente com o mesmo.
A tabela seguinte mostra a especificação do CAPEX.
Descrição Capital Investido
Trabalhos de Pefuração 435
Infraestruturas 154
Trabalhos de Expansão das Instalações e Construção de Oleodutos 106
Custos G&A 73
Estudos 18
Operator Overhead 13
Formação dos Trabalhadores 8 Tabela 2 - Tabela de especificações do CAPEX.
Paralelamente ao plano de desenvolvimento, serão também executados quatro poços de
reconhecimento para provar as novas reservas no reservatório do Aptiano e para
complementar o plano de desenvolvimento futuro. Esses poços serão também usados para
avaliar o Carbonato Valangiano e os reservatórios clásticos do Jurássico. O custo estimado
desses poços será de (40 MMUSD) e esse valor será suplementar ao orçamento do plano de
desenvolvimento já apresentado.
25
Geologia do Cafu:
Fez-se uma perfuração de dezoito (18) novos poços que serviram de suporte ao estudo do
FDP 2006, da seguinte maneira: dois (2) horizontais e dois (2) verticais foram efectuados no
Cafu Test Industrial Development Project (38H; 39H; 36V e 40V), como piloto. Seis (6)
horizontais e oito (8) verticais foram efectuados no Cafu Technological Scheme (41H; 50H;
51H; 52H; 53H; 54H; 42V; 43V; 44V; 45V; 46V; 47V; 48V e 49V).
Segundo os resultados dos testes de produção efectuados para o FDP de 2006, verficou-se
que o reservatório apresentava boa porosidade e as análises efectuadas na recolha de
testemunhos mostram que estamos perante argilas dolomíticas com macro porosidades e
vugs. Constatou-se também boa mobilidade segundo o MDT (Mud Log Test) e as litofáceis, a
porosidade variam lateralmente.
Fez-se um novo estudo sedimentar com recolhas de testemunhos (cores) nos poços 26D-V,
34V, 36V, 40V e 45V. A interpretação em ambiente deposicional do Aptiano é semelhante ao
mesmo apresentado no FDP de 2006.
Efectuou-se também análises convencionais as amostras dos poços 36V, 40V e 45V com
especial atenção a análise efectuada ao poço 45V, onde se fez um estudo de SCAL (Special
Core Analysis).
Foram redefinidas as litofáceis e a estratigrafia foi actualizada, baseado nos dados obtidos nos
novos poços verticais (40V, 42V a 49V) e foram feitos pequenas alterações ao modelo
geológico do FDP de 2006.
Os depósitos do campo Cafu acreditam-se serem depósitos marinhos superficiais. Fez-se uma
revisão a resistividade recorrendo-se a imagens em alta resolução. Observou-se também a
existência de gás livre no reservatório do Aptiano A no poço 42V e viu-se que o mesmo estava
localizado na crista do reservatório. Esse mesmo gás livre é difícil de ser identificado a partir
dos wireline logs, feitos nos poços 43V, 42V e 40V (high GOR wells).
O modelo volumétrico estático manter-se-á inalterado (constante) com um P50 STOIIP de 794
MMSTB, P90 STOIIP de 602 MMSTB para o valor mais baixo e um P10 STOIIP de 1,013
MMSTB para o valor mais alto. O contacto óleo - água permanecerá inalterado comparando ao
FDP de 2006, que se situava nos 1,670 m TVDSS.
26
Figura 5 - Resumo da Estratigrafia para a maioria dos poços do campo Cafu.
Geofísica do Cafu
Entre Setembro de 2006 a Janeiro de 2007, foram adquiridos novos dados através de estudos
da sísmica 3D, ao longo da área de concessão e verificou-se um melhoramento em relação
aos estudos da sísmica 2D efectuados no FDP de 2006.
O estudo sobre a inversão elástica e a caracterização do reservatório não teve sucesso,
sobretudo a natureza das camadas finas do reservatório e as propriedades elásticas das
litologias do reservatório. Estes mesmos estudos permitiram também detectar falhas na
estrutura do campo e isso foi evidente devido às mudanças repentinas observadas nas
camadas mais estreitas do reservatório.
27
Figura 6 - Perfil do modelo estocástico das fácies.
Figura 7 - Perfil do modelo estocástico de porosidade.
28
Figura 8 - Perfil do modelo estocástico de permeabilidade.
29
Petrofísica do Cafu
Foi revisto os estudos petrofísicos do Aptiano com base nos novos dados obtidos com a
realização de logs para os poços verticais e verificou-se que os mesmos apresentavam
resultados similares quando comparados aos obtidos no FDP de 2006.
Os logs em muitos dos poços horizontais não permitem interpretar a saturação em água pois
foi usado para o teste neutrão-densidade, o geo-steering, a fim de reduzir os custos dos
mesmos enquanto que os efectuados para os poços verticais são em geral afectados pela
heterogeneidade do reservatório e não se verificou nenhuma diferença material nas respostas
dos logs efectuados em relação ao do FDP de 2006.
O volume de argilas foi calculado através de GR (raio gama) ou pela separação neutrão-
densidade. A formação da porosidade foi calculada pela leitura da densidade da formação,
usando uma densidade média do grão de 2.68 g/cc. A densidade do fluído foi derivada a partir
da resistividade da lama filtrada.
O efeito das argilas manifesta-se na sua maioria pelo cálculo do net to gross ao invés das
propriedades das areias que contêm o crude. Fez-se também uma actualização da base de
dados das diagrafias com os novos dados.
30
Estimulação dos poços
A estimulação dos poços efectuadas nas recentes campanhas de drilling foram revistas e
chegou-se as seguintes conclusões mais importantes:
a) a produção pelas fracturas nos poços horizontais é mais baixa do que pelos poços
verticais;
b) poços de rápida produção pela qual podem indicar menos do que fracturas...
os dados das fracturas a partir dos poços horizontais, indicam que essas fracturas
podem não ter sido adequadamente packed com os proponentes em direcção ao fim
da estimulação orientada para fracturas de baixa permeabilidade;
c) as fracturas são melhores efectuadas nos poços verticais;
d) as fracturas feitas pelo método SurgiFrac nos poços horizontais poderão ter de ser
substituídas;
e) é questionável que o SurgiFrac crie fracturas múltiplas em vez de uma única fractura. É
recomendável a cimentação da (linha) liner para melhorar a estimulação horizontal dos
poços;
f) o uso de um packer e de uma linha led leva-nos a um melhoramento significativo e
eficiente nas operações de estimulação das fracturas.
Deve ser criado um procedimento para a fracturação hidráulica, designada de UFD (unified
fracture design) e faz-se uma avaliação económica para enfatizar de que a evolução da
produção requer a optimização tanto física como económica.
Baseando-se então nas performances operacionais dos dados das estimulações das fracturas
e dos êxitos das produções, conclui-se então que, os poços verticais apresentam de facto um
melhor desempenho no influxo dos reservatórios para os poços.
31
Perfis de Produção
Com os poços verticais consegue-se uma recuperação de cerca de 800.000 bbl (barris) de óleo
com a produção a começar em 2011 até ao final do período de licença do Cafu enquanto que
para os poços horizontais consegue-se uma produção cumulativa de 1,625,000 bbl durante o
segundo trimestre de 2011 até ao final do período de licença do Cafu (2024). Fazer um gráfico
com a produção/desempenho dos poços e fazer as respectivas comparações.
Figura 9 - Comparação do desempenho dos poços horizontais e verticais.
Teoricamente, os poços horizontais produzem muito mais que os verticais. A questão que se
coloca a seguir, tem a ver com os custos adicionais que os mesmos acarretam, causados pela
necessidade de trabalhos constantes de work-over,
0
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
Oil Rate (BOPW) BSW (%) Gas Ratio (Mscf) GOR (scf/bbl)
Horizontais
Verticais
32
Poço vertical vs horizontal
O design dos poços foi feito para um poço horizontal genérico e para um poço vertical
genérico, juntamente com os dois cenários de desenvolvimento.
O poço horizontal genérico é similar ao que foi perfurado na campanha de drilling de 2008/2009
(fig. 8) mas, tem uma secção horizontal de 2,500 m de reservatório ao invés de 2,000 m e essa
expansão é justificada pela performance alcançada na recente campanha de drilling. O poço é
completado com um casing de 2 7/8
” e será estimulado pela técnica ou tecnologia SurgiFrac e
por uma bomba ESP (Electrical Submersible Pump).
O custo médio de um poço horizontal é de aproximadamente de 6.6 MMUSD (excluindo as
taxas) e inclui os benefícios das experiências adquiridas ao longo da campanha de drilling e o
tempo médio para as operações de drilling, estimulação e completação será de 32 dias,
incluindo a deslocação dos sondas.
O poço vertical genérico baseia-se no design de um pequeno furo ou de um furo estreito do
furo vertical efectuado nas campanhas anteriores, permitindo assim o uso de um rig menor
para os operações de drilling, melhorando ou encurtando o tempo desperdiçado nas suas
deslocações entre os poços. A Figura 10 ilustra o esquema de uma casing para dois cenários
distintos.
Figura 10 - Esquema de um casing para dois cenários distintos.
33
O custo médio de um poço vertical é de 2.1 MMUSD (excluindo as taxas) e inclui os benefícios
das experiências adquiridas ao longo da campanha de drilling. O tempo médio de drilling,
estimulação e a completação de um poço é de 21 dias, incluindo a deslocação das sondas.
Foram criados dois cenários de desenvolvimento para a área a ser desenvolvida. O
desenvolvimento dos poços verticais foi feito segundo o modelo “five spot pattern”, com um
espaçamento de 800 m entre os poços produtores.
Figura 11 - Esquema do modelo five spot pattern.
O desenvolvimento dos poços horizontais será feito com um espaçamento de 460 m,
semelhantes as linhas orientadoras do padrão existente.
Serão concebidos cerca de 198 poços para o desenvolvimento da área através de poços
verticais e 50 poços horizontais.
O custo de drilling para o desenvolvimento de poços verticais é de 434 MMUSD enquanto que
o custo do mesmo para o desenvolvimento de poços horizontais é de 330 MMUSD.
De acordo as performances históricas dos poços deste campo, veirifica-se que para o
desenvolvimento com os poços verticais, consegue-se ter uma maior recuperação.
34
Para o desenvolvimento dos poços verticais utilizou-se quatro sondas para os trabalhos de
perfuração enquanto que para o horizontal, foram dois.
A curva genérica de declínio para cada tipo de poço foi associada aos poços na fase de
desenvolvimento. O desenvolvimento para os poços horizontais preve a recuperação de 40.5
MMstb, enquanto que para os poços verticais é de 60.0 MMstb.
Foram identificados algumas vantagens e desvantagens para os dois cenários de
desenvolvimento e produção, onde se pode destacar uma maior flexibilidade para mitigar os
riscos geológicos no desenvolvimento de poços verticais, um possível upside na produção
para os poços horizontais pelo melhoramento da técnica de estimulação SurgiFrac e constatou-
se que os poços verticais requerem um rig menor na execução dos trabalhos.
Baseando-se nos perfis de produção acima descritos e nos custos para o desenvolvimento do
campo, foi proposto desenvolver poços verticais, pois levar-nos-á a uma maior recuperação do
que se se optar pelos poços horizontais, para a mesma área de cobertura.
35
O design dos poços
Foi proposto o design de um poço estreito para ser utilizado nas operações de perfuração dos
poços verticais em 2008-2009 e isso permitiu poupar em média cerca de 2.1 MMUSD
(excluindo os impostos) e não compromete a estimulação dos mesmos que efectivamente,
controlam a performance da produção de todos os poços do campo.
O design do poço vertical é baseado no seguinte:
a) surface conductor de 11 ¾ polegadas;
b) drilling até mais ou menos 700 m com um hole cased de 10 ¾ polegadas e um casing
de 8 5/8 polegadas;
c) drilling de 7 3/8 polegadas para a profundidade total até 1,750 m MDRT cased off com
um casing de produção de 5 ½ polegadas.
O poço será completado com um tubing de 2 7/8 polegadas. Inicialmente o poço será
completado com uma sucker rod pump de 1 ¾ polegadas e a haverão a superfície 912
unidades de Beams Pumps.
Os trabalhos de completação com as bombas ESP garantem uma taxa de fluxo de mais de mil
(1000) barris por dia (bblpd).
Os poços serão estimulados por duas fracturações convencionais, uma no Aptiano A e outra no
Aptiano B. Poderá existir um upside para alocar uma única mas grande fractura no Aptiano B
mas com propagação ao Aptiano A. Está planeado para se fazer um teste usando a técnica
estimulação por fracturação usando água.
A concepção de furos mais estreitos vão permitir movimentos mais rápidos das sondas para
serem usados nos trabalhos de drilling, estimulação dos poços e trabalhos de work-over e isso
vai-se reflectir nos custos e no tempo dessas operações.
Fazendo-se então uma comparação as campanhas de perfuração feitas no projecto
Technological Scheme 1, houve uma poupança nos custos das mesmas e isso deveu-se
porque conseguiu-se efectuar os trabalhos de perfuração mais rapidamente; o aluguer do rig foi
mais baixo; o casing e tubing foram reduzidos; os custos dos serviços, números de
trabalhadores por rig, a realização das diagrafias forma reduzidas e houve melhoramentos das
operações obtidos pela optimização de experiência adquiridas.
Engenharia de reservatório do campo Cafu
36
Foi encontrada uma amostra de gás livre no poço 42V e a mesma foi adquirida a uma pressão
de 1,800 psia, ou seja, muito acima do bubble point (ponto de bolha) do óleo saturado do
Aptiano. Isso indica que apesar do reservatório do Aptiano ter pouca permeabilidade e zonas
impermeáveis, existe uma grande comunicação ao longo de grandes distâncias horizontais.
A injecção de água foi revista com êxito. O período em que ela foi analisada é ainda muito
curto e os dados disponíveis são limitados. Contudo, a injectividade é relativamente boa e é
alcançada nos poços 45V, 46V e 50H, indicando que a injecção de água pode providenciar
ajuda na manutenção da pressão no reservatório do Aptiano.
Os dados revistos do PVT indicam que o bubble point e o GOR do campo é mais baixo do que
o estimado no FDP de 2006. Os dados recolhidos no poço 47V, mostram que os Aptianos A e
B tem propriedades semelhantes (Pb = 800 -- 900 psia e GOR = 275 -- 290 scf/bbl). Foi usado
como valor GOR de referência de 290 scf/bbl para estimar a produção do gás.
Figura 12 - Caracterização das fácies e upscaling das diagrafias dos poços.
A existência do gás livre e do óleo saturado é melhor explicado pela presença de uma barreira
no campo, prevenindo os fluidos do reservatório de atingirem o equilíbrio e sua expansão está
estruturalmente controlada.
A presença de gás livre no desenvolvimento proposto é expectável que influencie a produção
em alguns dos 8 ou 10 poços situados a sul dos dois modelos padrão (five spot pattern). O
efeito da alta taxa do GOR no desempenho dos poços e os seus benefícios não estão incluídos
37
nos perfis de produção apresentados. Em geral, a produção nos poços com altas taxas de
GOR é boa e o gás extra afecta possivelmente a produtividade dos mesmos.
Foi criado o modelo sectorial 3D, usando para o efeito dados de nove novos poços verticais.
Esse modelo foi criado para fazer análises de sensibilidades e foi gerado usando correlações
diferentes de propriedades para diferentes camadas. A maioria desses testes foi realizado
próximo do contacto óleo-água, ao tamanho das fracturas de estimulação e a injecção de água.
Será injectado no poço 45V, o LPG como meio auxiliar da sua pressão. O poço 46V será
convertido a um poço de injecção LPG e espera-se que um ou dois novos poços sejam
propostos ao mesmo.
Revista os dados para a injecção do LPG no poço 45V, constatou-se que a injectabilidade é
boa com um índice de injecção de 1.6 bbl/psi.
As amostras do gás LPG retiradas do separador LT e a cabeça do poço, indicam que a
composição é consistente com os resultados do processo de simulação usados no design das
infra-estruturas do gás.
Baseando-se nos êxitos alcançados no poço 45V, os poços injectores LPG podem providenciar
igualmente um bom ou melhor auxílio de pressão para o reservatório do que a água mas
devido a sua pouca quantidade vai-se optar pelos poços injectores de água uma vez que a
água do mar Cáspio tem características ou propriedades semelhantes a água do reservatório.
Os benefícios do EOR para a injecção do LPG, não foram incluídos no perfil de produção.
38
A área de desenvolvimento
Foi estabelecido uma área para o desenvolvimento proposto e a mesma está limitada as
reservas C1 marcadas nos Aptianos A e B e estima-se que a mesma contém cerca de 745
MMstb STOIIP (Stock Oil in Place).
O modelo 5 spot pattern proposto, com um espaçamento de 800 m entre os poços produtores,
está estimado para conter em média 6 MMstb de STOIIP.
Os poços de delineação vão servir também para diminuir o risco do desenvolvimento das áreas
com menos controlo, comparando com a zona central do campo.
O desenvolvimento das possíveis reservas fora da zona de exploração, é diferido para depois
do desenvolvimento dos 198 poços propostos, pois o mesmo requer a actualização do relatório
das reservas de 1973. Está planeado alojar esta área seguindo o programa de reconhecimento
e reprocesso da sísmica 3D em 2011. O desenvolvimento desta área está perspectivado para o
início de 2014, seguindo-se a completação dos 198 poços propostos no plano de
desenvolvimento.
A zonas que estão fora da área de concessão Cafu Mining Allotment foram excluídos do plano
de desenvolvimento, uma vez que algumas dessas áreas, segundo o Ministério de Energia
local, já não pertencem a PSA devido a falta de actividade. Parte das actividades de
reconhecimento (dentro da área de concessão), tem como objectivo o estabelecimento de base
para expandir a zona de exploração a algumas dessas áreas.
39
Actividades de reconhecimento
Estão planeados o drilling de quatro poços de reconhecimento para avaliar a zona de
exploração do campo (fig 21). Serão perfurados dois poços na base da zona de exploração a
altura de 2,500 m TVDSS e um no fundo do carbonato Valangiano a uma altura de 1,950 m
TVDSS e ou último será dedicado ao reconhecimento dos Aptianos A e B, a uma altura de
1,750 m.
Os objectivos dos poços de reconhecimento neste projecto são:
a) provar as reservas a Este da falha limite Cafu de 1973;
b) avaliar as reservas do Carbonato a volta do poço 9D e a Este da falha limite de
1973;
c) avaliar as reservas do Aptiano A e B a SE da área da reserva C1 e testar a presença
de óleo nos flancos (1,600 m TVDSS);
d) avaliar as areias do Jurássico para os hidrocarbonetos a Este da falha limite de
1973.
A Tabela 3 sumariza a localização, os objectivos e os custos estimados para os poços de
avaliação.
Nome Localização e Objectivo Custo (MMUSD)
AP-1: Fronteira com a zona de exploração – Aptiano, Valangiano, Jurássico 13
AP-2: Espelisai 4E alta – Aptiano, Valangiano, Jurássico 13
AP-3: Área SE - Aptiano 5.5
AP-4: Acumulação 9D - Carbonatos 8.5
TOTAL 40
Tabela 3 - Sumário da localização, os objectivos e os custos estimados para os poços de avaliação.
Os poços de avaliação AP-1 e o AP-3 estão já garantidos enquanto que os poços AP-2 e o AP-
4, ainda estão a espera.
AP-1: este poço está localizado junto a fronteira da zona de exploração e pode ser usado para
estender a formação do hidrocarboneto para a parte da área Espelisai. Está planeado testar
ambos os Aptianos (A e B), o reservatório carbonatado do Valangiano e os arenitos do
Jurássico Médio.
40
AP-3: será usado para provar as reservas nos Aptianos A e B, a sul da área corrente C1. O
poço será perfurado no flanco da estrutura do Cafu e pode estabelecer-se a um comprimento
de óleo mais profundo do que alguma vez visto.
AP-2: terá como alvo o Aptiano horizontal, o Valangiano horizontal e os arenitos do Jurássico
médio. Este poço estará a espera dos resultados do poço AP-1 e caso se chegue a resultados
não expectáveis, a sua execução não se efectuará.
AP-4: este poço terá como alvo o reservatório do Valangiano na área 9D. Este poço também
estará a espera de um resultado positivo dos poços AP-1 ou AP-2.
As actividades de reconhecimento estão planeadas para começar no quarto trimestre de 2010,
recorrendo-se a um rig maior para os trabalhos de drilling desses poços. As actividades de
reconhecimento, são independentes das actividades de drilling dos poços do Aptiano, que
estão no plano de desenvolvimento.
Estima-se que o custo destes quatro poços ronde os 40 MMUSD. O custo inclui os trabalhos de
drilling e testes dos poços. Os trabalhos de testes serão efectuados com as sondas fixos e
serão aproveitados os resultados formarão a base para futuros planos de desenvolvimento em
qualquer dos reservatórios.
A Figura 13 mostra a localização dos poços de reconhecimento (appraisal wells).
Figura 13 - Mapeamento dos poços de reconhecimento.
41
A Produção do Cafu e a Injecção de água
O incremento da recuperação para o projecto de desenvolvimento é de 71 MMbbl. A
recuperação da produção existente no campo é de 13.1 MMbbl para os planos de
desenvolvimento existentes nos Aptianos e 4.7 MMbbl (arriscado) para o plano de
desenvolvimento dos Carbonatos do Valangiano.
O incremento do pico da produção é de 18,500 bopd em 2013. Começarão a ser usados em
Abril de 2011, dois sondas para os trabalhos de perfuração e mais dois em Julho de 2011. É
assegurado que os poços injectores de água estarão de volta a produção durante seis meses
antes de serem convertidos a injectores de água.
A produção do gás é baseada numa média de produção GOR de 290 scf/bbl. É de salientar
que alguns 8 a 10 poços localizados na zona da crusta, apresentam valores significativamente
altos de GOR. Este excesso de gás poderá ser na ordem dos 3 MMscf/d. O pico da taxa do gás
é expectável que chegue a 8 a 12 MMscf/d em 2013, na qual inclui a produção dos poços com
maiores taxas de produção GOR.
A produção da água será aumentada com o drilling de poços adicionais e começará a
aumentar da primeira water breakthrough em 2019 para um total de 14,000 bwpd em 2024.
Toda a água produzida será re-injectada para o reservatório.
O desenvolvimento será baseado substituição parcial.em 80%. Toda a água produzida será
renjectada. Será trazida água adicional para a injecção de água no reservatório, do mar
Cáspio, em estações de serviços ou tanques de água do mar existentes no local para o efeito.
Poderá ser necessária a actualização das linhas de abastecimento suplementar de água das
estações de serviços a CGF.
A expansão das Infra-estruturas e das Instalações
As actuais instalações estão preparadas para suportar a produção existente no Aptiano e
também aos poços do Carbonato, estimados numa produção de cerca de 18,500 blpd. Será
necessária a expansão dos mesmos para o incremento da produção do gás e do óleo para
cerca dos 35,000 blpd.
Para as operações de drilling dos 198 novos poços, será necessário a construção de uma infra-
estrutura considerável, bem como oleodutos para a exportação do óleo e do gás e para o
fornecimento de água, a partir das estações de bombagens.
42
O processo de expansão das instalações e infra-estruturas é o que consome maior
investimento no plano de desenvolvimento, avaliado em cerca de 261 MMUSD.
A tabela abaixo, indica um resumo dos principais custos das instalações e infra-estruturas:
Expansão Custos (MMUSD)
Processos para a instalação 44
Sites dos poços, linhas de fluxo e infraestrutura 155
Instalação do gás 34
Utilidades e oleodutos 28
Tabela 4 – Resumo dos principais custos das instalações e infra-estruturas.
Os processos de instalação serão actualizados para albergar cerca de 35,000 blpd. O sistema
de injecção de água será actualizado para uma capacidade operacional de 30,000 bwpd. A
compressão do gás será actualizada para uma capacidade operacional de cerca de 12
Mmscf/dia.
Na Tabela 5 pode-se observar as capacidades para a instalação depois do de-bottlenecking e
da expansão das instalações.
Operações Unidades De-bottlenecking Expansão das instalações
Separação líquida bruta bbl/d 18000 35000
Aquecimento bbl/d 18000 35000
Water produced handling bbl/d 10000 15000
Injecção de água bbl/d 5000 40000
Fornecimento da água do mar Cáspio bbl/d 6500 20000
Capacidade admíssivel para a cmpressão do gás MMscfd 6 18
Tratamento do gás MMscfd 10 10
Exportação de óleo bbl/d 18000 36000
Capacidade para exportação de gás MMscfd 5 12 Tabela 5 -Capacidades para a instalação depois do de-bottlenecking e da expansão das
instalações.
Será instalado um separador V-311 numa segunda fase, em adição ao primeiro já instalado, o
V-211, como parte da fase de bottlenecking. Todos os fluidos serão transportados através
deste sistema de separação. Serão utilizados os separadores mais antigos (V-201 e V-301)
para os testes de produção dos poços.
Serão também instalados dois tanques de 5.000 m3 para assegurar a capacidade de
armazenagem suficiente para o aumento da produção do óleo. Os tanques serão equipados
43
com unidades de recuperação de vapor para segurança e redução em óleo vaporizado
(causados pelas variações de P e T que as mesmas submetem ao óleo).
Será necessário novas bombas de transferência de óleo entre os tanques de armazenagem e
também um novo tanque de água para fogos.
As instalações para injecção de água serão alargadas a 30.000 bwpd para a capacidade
operacional de injecção. A expansão destas instalações vai incluir duas novas bombas FMC
(2.000 bwpd) como complemento às três (3) já existentes e às três novas bombas
centrifugadoras (10,000 bwpd) todas elas equipadas com três (3) bombas booster.
A capacidade de injecção máxima é de 40,000 bwpd ou 30,000 bwpd com qualquer uma das
bombas atrás descritas (pump down).A água produzida será re-injectada no reservatório. Será
instalado um separador API adicional em paralelo ao que foi planeado para a fase de-
bottlenecking. O volume de água adicional exigido para a injecção de água será trazida das
estações de estocagem de água de mar.
Dois caissons adicionais e um novo oleoduto com 6” de diâmetro será instalado para assegurar
o fornecimento de água. Os filtros para a injecção de água e uma torre de de-areation serão
instalados com o objectivo de reduzir o consumo dos químicos e assegurar uma boa qualidade
de água a ser injectada.
O sistema de exportação do óleo será actualizado para uma capacidade total de 36,000 bopd.
A expansão inclui uma nova bomba para a exportação, em unidades de metro e duplicação dos
oleodutos de exportação existentes. Em simultâneo, o uso dos drag reducer será analisado,
para que se optimize a capacidade dos oleodutos existentes. A construção de um segundo
oleoduto, estará dependente dos resultados da utilização dos drag reducer.Um oleoduto
adicional será construído do campo ao oleoduto do operador, incluindo uma unidade de medida
e operará a uma pressão de 40 bar. Serão instalados dois compressores booster a 50% para
lidar ou trabalhar com as operações de alta pressão nos oleodutos.
As instalações de gás serão actualizadas com mais duas unidades de compressores
capacitados para a compressão máxima do gás a 18 MMscf/d. Serão adicionadas bombas
booster e de injecção adicionais para a injecção do LPG. Está planeado converter o poço 46V
para um poço injector de LPG. O mesmo processo será feito para mais um ou dois poços.
Baixando a temperatura do separador LT, permitirá acrescentar cerca de 50% ao volume de
LPG. Poderá ser preciso um ou dois poços adicionais para a injecção do LPG. Será também
instalado uma turbina de gás dupla (LPG/gás para venda) para gerar electricidade ao campo e
44
isso levará a uma poupança substancial no OPEX. Espera-se com esta medida poupar cerca
de 6 MMUSD por ano.
O processo de de-bottlenecking das instalações segue como modificação ou alteração de uma
parte do projecto Cafu Technological Scheme 1 e Valagiano Carbonatado. A expansão para
35,000 blpd será incrementada ao actual projecto de de-bottlenecking. As infra-estruturas do
campo fazem parte de um custo bastante significativo. Serão gastos cerca de 151 MMUSD em
oleodutos, poços injectores de água, cabos eléctricos, vias de comunicação e cabos de fibra
óptica para a comunicação entre os poços.
A utilização do gás:
De acordo as leis locais, é requerido a utilização total do gás de todos os campos da região e
as instalações de gás no campo poderão ser expandidas ou alargadas para albergar possível
incremento na produção do gás.
O gás associado tem de ser processado de acordo as especificações GOST antes de
distribuído através das linhas de gás. Isto só é conseguido fazendo a compressão e depois
fazer (flashing) com que o gás atinja o dew point requerido.
O gás (sobretudo a fracção mais leve), será exportado e comercializado nos mercados de gás
locais enquanto que os mais pesados serão produzidos como condensados com o óleo
vaporizado.
A fracção intermédia será parcialmente utilizada como energia usada no campo enquanto que
o remanescente será re-injectado na formação. As turbinas podem funcionar tanto a LPG como
a gás normal de acordo as especificações de venda. Estima-se uma poupança de cerca de 6
MMUSD nos custos OPEX da electricidade. A utilização tanto dos LPG como de gás para
venda para gerar electricidade, reduzem os riscos operacionais associados a uma fraca
procura de gás para venda na região e possíveis alterações para a injecção do LPG.
No trabalho para a actualização das instalações, será construído um compressor de gás
adicional. Assume-se que dois ou três poços adicionais possam ser convertidos a poços
injectores de LPG e os seus custos já estão incluídos nos custos totais da expansão das
instalações.
Será incluído no orçamento das instalações um oleoduto adicional para exportação de gás e
espera-se um aumento da procura nos meses de verão onde o consumo local ao norte é baixo
45
e todo o gás para venda terá de ser exportado pelos oleodutos através do Aktau e dos
oleodutos X-over.
Está também planeado a concepção para um oleoduto extra e o mesmo só será construído um
segundo oleoduto se a exportação de gás exceder significativamente a capacidade da rede dos
oleodutos existentes.
Essa aproximação é feita ou seguida porque o consumo actual no norte é desconhecido e a
produção de gás a uma larga escala poderá ser regulada by shutting nos poços com altas
taxas GOR durante o verão com perdas limitadas a produção do campo ou o uso do mesmo
para a electricidade.
Custo do Projecto e Perfil de Produção
O CAPEX total é de cerca de 848 MMUSD, excluindo os impostos e a maior parte dessa
quantia vai para as despesas com as instalações (isso inclui os oleodutos, o expansão das
instalações e das infra-estruturas) em cerca de 261 MMUSD. Foram gastos cerca de 435
MMUSD nos trabalhos de drilling, estimulação e completação dos 198 poços e 91 MMUSD em
estudos e custos G&A.
É estimado que cerca de 9% do CAPEX será disponibilizado para o projecto de
desenvolvimento, o que perfaz cerca de 76,3 MMUSD e cerca de 3,2 MMUSD será para o caso
base.
O OPEX incremental do projecto de desenvolvimento está avaliado em cerca de 441 MMUSD,
isto é, 6 USD por cada barril de óleo recuperado. Serão gastos cerca de 153 MMUSD nos
trabalhos de workover dos poços. Serão necessários dois trabalhos de workover para cada
poço no primeiro ano e um trabalho subsequente de workover para cada poço nos anos
seguintes. O incremento para o OPEX variável será feito baseado nos 2 USD por cada barril de
óleo produzido e nos 0.25 USD por cada barril de água injectado. Fez-se um perfil de produção
de óleo utilizando quatro (4) sondas para o cenário de desenvolvimento e espera-se atingir
uma produção de cerca de 71 MMbbl de óleo.
46
Gráfico 11 - Comparação das produções dos poços horizontais e verticais.
Foram escolhidos 10 poços verticais e 8 horizontais e calculou-se o custo de cada, conforme o
gráfico abaixo indicado.
Gráfico 12 - Custos de cada um dos poços.
O gráfico que se segue mostra o custo total dos poços, desenvolvidos no campo e que foram
objectos para o estudo da análise económica.
0
10000
20000
30000
40000
50000
60000
Oil Rate (BOPW) BSW (%) Gas Ratio (Mscf) GOR (scf/bbl)
Produção dos poços
Horizontais
Verticais
0
2000000
4000000
6000000
8000000
10000000
12000000
14000000
38H39H41H50H51H52H53H54H36V 40V 42V 43V 44V 45V 46V 47V 48V 49V
Cu
sto
(U
SD)
Poços
Custo de cada poço
Horizontais
Verticais
47
Gráfico 13 - Custo total dos poços, desenvolvidos no campo e que foram objectos para o estudo
da análise económica.
Como podemos observar, a diferença de custos entre os dois poços não é muito grande e para
se ter uma ideia mais pormenorizada, construi-se uma tabela com valores médios de custos de
cada poço e as suas respectivas produções.
Custo médio dos poços verticais (USD) 5079287.600
Custo médio dos poços horizontais (USD) 8877349.625
Produção média dos poços verticais (BOPW) 12021.800
Produção média dos poços horizontais (BOPW) 40589.000 Tabela 6 - Valores médios de custos de cada poço e as suas respectivas produções.
0.00
10000000.00
20000000.00
30000000.00
40000000.00
50000000.00
60000000.00
70000000.00
80000000.00
Total
Custo total dos poços
Horizontais
Verticais
48
Conclusões:
Para que haja uma rápida recuperação do investimento efectuado e os hidrocarbonetos sejam
explorados eficientemente, tendo em conta as características da rocha reservatório deste
campo, seria melhor que para a fase de desenvolvimento se optasse pelos poços verticais do
que pelos horizontais.
Tendo em conta o tipo de litologia do reservatório deste campo (com alta percentagem de
componentes finos) como a silte e analisando os parâmetros económicos, os poços horizontais
muito extensos não foram uma boa opção.
As formações do reservatório são muito finas e a área drenada é grande, fazendo com que se
demore muito mais tempo a ser recarregada, tendo como consequência que, o volume de óleo
retirado é muito superior ao recarregado.
Na produção dos poços horizontais muito extensos, não há qualquer poço injector que possa
apoiar na manutenção da pressão do reservatório, o que poderia melhorar a produção dos
mesmos.
É recomendado então, a utilização de poços verticais pelas razões acima mencionadas.
49
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