Fundamentos de Exploração & Produção

Conheça as informações essenciais para compreender os aspetos teóricos e práticos da exploração e produção de petróleo e gás natural.

Ciclo de vida de um projeto

A Galp está presente ao longo do ciclo de vida de um projeto de Exploração & Produção. Consulte as atividades que desenvolvemos neste negócio e nos vários países onde estamos presentes.

O ciclo de vida envolve as seguintes etapas:

Conquistar acesso

Esta fase envolve análises técnicas, políticas, económicas, sociais e ambientais às possíveis áreas de interesse.

Associado a estes aspetos deverá ser incluída uma análise da competitividade da Empresa, verificando se esta terá alguma vantagem competitiva, que poderá ser o caso se a Empresa já possuir uma presença em determinado país, mesmo que em outra área de negócio.

Exploração

Habitualmente, os investimentos em exploração são realizados anos antes do início de produção, pelo que é essencial existir, pelo menos, um cenário que a produção prevista justifica o investimento realizado.

Durante a fase de exploração é estudado o historial geológico da área e a probabilidade de ocorrência de hidrocarbonetos quantificada.

A preparação de um programa de trabalhos e estudos magnéticos, gravimétricos e sísmicos é igualmente efetuada.

Prospeção

Na prospeção de jazigos de petróleo utilizam-se, entre outros, métodos geofísicos como, por exemplo, os métodos sísmicos que permitem investigar a estrutura da terra em profundidade.

No caso de se efetuar a prospeção em terra, podem usar-se equipamentos que produzem sismos de pequena intensidade.

As vibrações produzidas atravessam as camadas das rochas e refletem-se quando passam de umas camadas para outras.

As vibrações refletidas nas camadas profundas são detetadas na superfície por uns aparelhos chamados geofones e registadas em equipamentos próprios muito sofisticados.

Perfuração

Quando os estudos sugerem a existência de uma jazida de petróleo de dimensão económica faz-se uma sondagem de pesquisa.

Para isso monta-se numa plataforma adequada uma sonda capaz de fazer furos no subsolo até grandes profundidades.

Na extremidade de uma coluna de tubos, uma broca especial fura a rocha e vai abrindo um poço.

Os materiais que vão sendo moídos pela broca são arrastados para a superfície pela lama de perfuração que, ao mesmo tempo, arrefece a broca e serve também de lubrificante.

Avaliação

A fase de avaliação tem como objetivo avaliar o potencial identificado durante a fase de exploração.

O objetivo da avaliação é reduzir as incertezas, nomeadamente as relacionadas com os níveis de volumes recuperáveis existentes num reservatório. Isto é, o objetivo desta fase não é encontrar volumes adicionais, mas sim, confirmar os que já foram encontrados.

Após agregada a informação necessária para a estimativa inicial de reservas e recursos, o próximo passo é verificar quais as opções existentes para desenvolver o campo.

O objetivo do estudo de viabilidade é documentar as opções técnicas disponíveis, das quais pelo menos uma deverá ser economicamente viável.

O estudo deverá incluir:

  • O design do processo;
  • A dimensão dos equipamentos;
  • As localizações e os sistemas de elevação e exportação de petróleo.

Deve incluir, desde cedo, uma estimativa de custos e um cronograma de implementação.

Nesta fase devem ser consideradas quatro alternativas:

  1. Proceder com o desenvolvimento;
  2. Prosseguir um plano de avaliação com o objetivo de otimizar o desenvolvimento técnico;
  3. Vender a descoberta. Muitas empresas são especializadas em aplicar as suas competências na área da exploração sem intenção de investir na atividade de desenvolvimento;
  4. Abandonar a área.

Desenvolvimento

Com base nos resultados dos estudos de viabilidade, e assumindo que pelo menos uma opção é viável, um plano de desenvolvimento conceptual do campo (CDP) pode ser formalizado e executado, passando à fase de desenvolvimento.

O principal objetivo do plano de desenvolvimento é servir como especificação conceptual do projeto no que diz respeito a instalações de superfície e subsea e aos princípios operacionais e de manutenção necessários para suportar uma proposta para o investimento que será necessário no futuro.

Produção

A fase de produção começa assim que as primeiras quantidades de hidrocarbonetos comercializáveis (primeiro óleo ou primeiro gás) começam a fluir na cabeça do poço.

Tipicamente a fase de produção tem três fases distintas:

  1. Fase de ramp-up, com o início de produção dos primeiros poços;
  2. Fase de plateau: nesta fase as instalações de produção estão a funcionar em plena capacidade, com uma taxa de produção constante;
  3. Fase de declínio, geralmente a fase mais longa, durante a qual todos os poços entraram em decréscimo da produção.

Abandono

Normalmente existem duas opções para deferir a fase de abandono: através da redução dos custos operacionais ou através do aumento da produção.

Quando a produção do reservatório já não é suficiente para cobrir os custos, mas as infraestruturas ainda estão na sua vida útil, a oportunidade de desenvolver reservatórios vizinhos, que pela sua dimensão não seriam economicamente viáveis numa base stand alone, poderá surgir. Em última instância, todas as reservas economicamente viáveis serão produzidas e o campo será abandonado. O desafio será minimizar os impactos ambientais sem custos avultados.

O processo de abandono do campo é acordado com as autoridades governamentais locais. Normalmente os poços são encerrados com cimento e as infraestruturas à superfície serão removidas e algumas eventualmente reutilizáveis.

Os equipamentos de subsea, como é o caso das completações dos poços, podem ser totalmente ou parcialmente removidos dependendo do acordado com as autoridades.

Nas operações onshore, as instalações podem ser desmanteladas faseadamente, evitando um pico de custos elevado coincidente com o fim da produção do campo. Já nas operações offshore, os custos poderão ser bastante mais significativos, e mais dificilmente faseados.

Origem e composição do petróleo

O petróleo resulta da decomposição, ao longo do tempo, de matéria orgânica - resíduos vegetais e animais marinhos, entre outros. Esta matéria orgânica vai-se transformando à medida que é exposta a diferentes pressões e temperaturas, dependendo da profundidade a que se encontra.

Com o passar do tempo as deposições de matéria orgânica vão sendo sujeitas a um aumento de temperatura e pressão, originado pelo peso das camadas de sedimentos depositadas em camadas sucessivas.

A transformação da matéria orgânica está assim dividida em quatro fases distintas:

Migração primária

A rocha-mãe é uma rocha sedimentar na qual se dá a transformação da matéria orgânica. Com o aumento da pressão e fratura da rocha-mãe, o petróleo flui para as formações geológicas superiores. Chama-se a isto migração primária.

Após a saída do petróleo e consequente diminuição da pressão da rocha-mãe, as fraturas são novamente fechadas.

Migração secundária

Após a migração primária, o petróleo movimenta-se através de formações permeáveis até encontrar uma formação impermeável ou armadilha. A esta movimentação dá-se o nome de migração secundária.

A armadilha consiste na presença de uma camada rochosa selante de baixa permeabilidade que impede a migração de petróleo até à superfície, sobreposta a uma rocha reservatório que pode ou não conter uma acumulação de petróleo.

As armadilhas podem ser classificadas como estruturais ou estratigráficas:

  • Armadilhas estruturais - Originadas por deformação estrutural da litologia;
  • Armadilhas estratigráficas - Causadas por uma alteração de litologia em que rochas selantes, tais como o sal, se depositam sobre a rocha reservatório.

Origem do Petróleo

Os processos de evolução geológica, que são muito lentos, fizeram com que se fossem depositando nos fundos das bacias sedimentares sucessivas camadas de sedimentos. Este processo deu origem a sequências muito espessas com as camadas mais recentes cobrindo as mais antigas.

À medida que as camadas vão sendo cobertas por outras, o peso destas vai fazer com que as mais antigas sofram pressões cada vez maiores ao mesmo tempo que se verifica um aumento da sua temperatura.

Com o passar dos anos, a matéria orgânica transformou-se em compostos ricos em carbono, utilizando o oxigénio dissolvido nos sedimentos.

Quando uma rocha sedimentar tem muita matéria orgânica em condições de produzir grandes quantidades de hidrocarbonetos chama-se rocha mãe.

Os hidrocarbonetos gerados nas rochas mãe deslocam-se através de rochas mais porosas para outras superfícies que se designam por rochas reservatório.

Quando as rochas reservatório, devidamente cobertas por rochas com baixa permeabilidade, estão deformadas por movimentos tectónicos, podem reter os hidrocarbonetos formando acumulações ou jazigos de petróleo.

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Classificação dos volumes de hidrocarbonetos

De acordo com as definições aprovadas pela SPE e pelo WPC, as reservas provadas são as quantidades de petróleo que, por análise dos dados geológicos e de engenharia, podem ser estimadas com certeza razoável como sendo, a partir de uma determinada data, comercialmente recuperáveis de jazidas conhecidas e nas atuais condições económicas, métodos operacionais e regulamentos governamentais.

No caso de ser utilizada metodologia determinística, o termo “certeza razoável” destina-se a exprimir um elevado grau de confiança de que as quantidades serão recuperadas.

No caso de ser utilizada metodologia probabilística, deverá existir uma probabilidade mínima de 90% de as quantidades recuperadas de fato serem iguais à estimativa ou de a excederem.

A definição das condições económicas atuais deve incluir preços históricos do petróleo e os custos associados.

Normalmente, as reservas são consideradas provadas se a capacidade de produção da jazida for suportada pela produção atual ou por testes de formação. Neste contexto, o termo “provada” refere-se às quantidades reais de reservas de petróleo e não apenas à produtividade do poço ou jazida. A área da jazida considerada como provada inclui (1) a área delineada por perfuração e definida por contactos fluidos, se aplicável, e (2) as partes não perfuradas de reservatório que podem ser razoavelmente consideradas comercialmente produtivas com base nos dados geológicos e de engenharia disponíveis.

As reservas podem ser classificadas como provadas se as instalações de processamento e transporte dessas reservas para o mercado se encontrarem operacionais no momento da estimativa, ou se houver uma expetativa razoável de essas instalações virem a ser criadas.

As reservas 2P correspondem à soma das reservas provadas (1P) e prováveis.

De acordo com as definições aprovadas pela SPE e pelo WPC, as reservas prováveis são uma categoria de reservas não provadas.

As reservas não provadas baseiam-se em dados geológicos ou de engenharia semelhantes aos utilizados nos cálculos das reservas provadas, mas em relação aos quais incertezas técnicas, contratuais, económicas ou reguladoras impedem que essas reservas sejam classificadas como provadas.

As reservas prováveis são as quantidades de petróleo que, por análise dos dados geológicos e de engenharia, têm menor probabilidade de ser recuperadas do que as reservas provadas, mas maior probabilidade do que as reservas possíveis.

No caso de ser utilizada metodologia probabilística, deverá existir uma probabilidade mínima de 50% de as quantidades recuperadas de facto serem iguais à estimativa 2P ou de a excederem.

As reservas 3P correspondem à soma das reservas provadas, prováveis e possíveis. De acordo com as definições aprovadas pela SPE e pelo WPC, as reservas possíveis são uma categoria de reservas não provadas.

As reservas não provadas baseiam-se em dados geológicos ou de engenharia semelhantes aos utilizados nos cálculos das reservas provadas, mas em relação aos quais incertezas técnicas, contratuais, económicas ou reguladoras impedem que essas reservas sejam classificadas como provadas.

As reservas possíveis têm uma probabilidade de recuperação menor do que as reservas prováveis.

No caso de ser utilizada metodologia probabilística, deverá existir uma probabilidade mínima de 10% de as quantidades recuperadas de fato serem iguais à estimativa 3P ou de a excederem.

Recursos contingentes referem-se a quantidades de petróleo estimadas, numa determinada data, como sendo potencialmente recuperáveis a partir de jazidas conhecidas, mas que ainda não são comercialmente recuperáveis.

Tal pode verificar-se por várias razões, como, por exemplo, as relacionadas com a maturidade do projeto (a descoberta precisa de mais avaliações no sentido de apoiar o plano de desenvolvimento), as tecnológicas (é necessário desenvolver e testar nova tecnologia que permita explorar comercialmente as quantidades estimadas), ou as de mercado (os contratos de venda ainda não estão em vigor ou é necessário instalar infraestruturas para levar o produto até aos clientes).

As quantidades classificadas nesta categoria não podem ser consideradas reservas.

Recursos prospetivos referem-se a quantidades de petróleo estimadas, numa determinada data, como sendo potencialmente recuperáveis a partir de jazidas desconhecidas, pela aplicação de projetos de desenvolvimento futuro.

A estimativa dos volumes de determinado prospeto está sujeita a incertezas comerciais e tecnológicas. As quantidades classificadas nesta categoria não podem ser classificadas reservas nem recursos contingentes.

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