anÁlise preliminar de viabilidade econÔmica de uma...
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ANÁLISE PRELIMINAR DE VIABILIDADE ECONÔMICA DE UMA
ALTERNATIVA SUBSEA TO SHORE PARA PRODUÇÃO DE PETRÓLEO.
Marco Diogo Montenegro Cordon
Projeto de Graduação apresentado ao Curso de
Engenharia Naval e Oceânica da Escola
Politécnica, Universidade Federal do Rio de
Janeiro, como parte dos requisitos necessários à
obtenção do título de Engenheiro Naval.
Orientador: Floriano C. M. Pires jr.
Co-orientador: Marcelo Igor Lourenço de Souza
Rio de Janeiro
Fevereiro de 2017
ANÁLISE PRELIMINAR DE VIABILIDADE ECONÔMICA DE UMA
ALTERNATIVA SUBSEA TO SHORE PARA PRODUÇÃO DE PETRÓLEO.
Marco Diogo Montenegro Cordon
PROJETO FINAL SUBMETIDO AO CORPO DOCENTE DA ESCOLA
POLITÉCNICA DA UNIVERSIDADE FEDERAL DO RIO DE JANEIRO COMO
PARTE DOS REQUISITOS NECESSÁRIOS PARA A CONCLUSÃO DO CURSO
DE ENGENHARIA – HABILITAÇÃO NAVAL E OCEÂNICA.
Banca Examinadora:
_______________________________________________
Prof. Floriano Carlos Martins Pires Junior, D.Sc.
_______________________________________________
Prof. Marcelo Igor Lourenço de Souza, D.Sc.
_______________________________________________
Prof. Segen Farid Estefen, Ph.D.
_______________________________________________
Prof. Jean David Job Emmanuel Marie Caprace, Ph.D.
RIO DE JANEIRO, RJ – BRASIL
FEVEREIRO DE 2017
III
Cordon, Marco Diogo Montenegro
Análise Preliminar de Viabilidade Econômica de uma
Alternativa Subsea to Shore para Produção de Petróleo / Marco
Diogo Montenegro Cordon. – Rio de Janeiro: UFRJ/ Escola
Politécnica, 2017.
XIII, 121 p.: il.; 29,7 cm.
Orientador: Floriano Carlos Martins Pires Junior,
Co-orientador: Marcelo Igor Lourenço de Souza
Trabalho de Conclusão do Curso (Graduação) – UFRJ/Escola
Politécnica/ Bacharel em Engenharia Naval e Oceânica, 2017.
Referências Bibliográficas: p. 117
1. Avaliação Econômica sob Incerteza. 2. Sistema Subsea to
Shore de Produção de Petróleo. 3. Método de Monte Carlo. 4.
Flexibilidade Gerencial. I. Junior, Floriano Carlos Martins Pires,
orient. II. Souza, Marcelo Igor Lourenço de, coorient. III.
Universidade Federal do Rio de Janeiro, Escola Politécnica, Curso
de Engenharia Naval e Oceânica. IV. Título.
IV
AGRADECIMENTOS
Ao professor Floriano C. M. Pires jr. pela orientação, prontidão e incentivo à elaboração
deste trabalho, principalmente nos momentos de incerteza.
Ao professor Marcelo Igor Lourenço de Souza pela prontidão em orientar sempre que
possível.
Um agradecimento em especial à minha amada mãe Norma que esteve sempre comigo e
disposta a oferecer o que estivesse ao seu alcance para ajudar.
Um agradecimento em especial à minha amada esposa Marcelle que me deu todo o
apoio e não se ausentou do meu lado durante todo o caminho.
Um agradecimento em especial à minha sogra Amélia que me deu todo apoio e
incentivo.
V
Resumo do Projeto de Graduação apresentado à Escola Politécnica/UFRJ como parte dos
requisitos necessários para a obtenção do grau de Engenheiro Naval.
Análise Preliminar de Viabilidade Econômica de uma Alternativa Subsea to Shore para
Produção de Petróleo.
Marco Diogo Montenegro Cordon
Fevereiro/2017
Orientador: Floriano Carlos Martins Pires Junior
Co-orientador: Marcelo Igor de Souza Lourenço
Curso: Engenharia Naval e Oceânica
Este trabalho consiste fundamentalmente na análise preliminar de viabilidade econômica de
uma alternativa subsea to shore ao sistema de produção convencional com Unidade Estacionária
de Produção do tipo FPSO mediante a modelagem destes dois sistemas de produção petrolífera
no software IHS QUE$TOR.
Através do QUE$TOR, foram estimados o CAPEX e o OPEX de todo o projeto e reconhecidos
discriminadamente cada componente destes custos de acordo com suas naturezas, a fim de se
tratar adequadamente as incertezas associadas às estas estimativas através de distribuições
probabilísticas.
Para obtenção das receitas, a simulação da evolução de preços do petróleo foi tratada com a
utilização do processo estocástico de Movimento Browniano Geométrico (MGB). Distribuições
do Valor Presente Líquido foram obtidas através do método do fluxo de caixa descontado
(FCD) para 100.000 iterações realizadas no software @RISK, segundo a aplicação do método de
Monte Carlo, em seu caráter estatístico.
Por fim, foram considerados seis cenários de abandono da produção cujo propósito é reconhecer
a influência da flexibilidade gerencial em cada modelo e, com base na teoria das opções reais,
reconhecer os impactos da opção ao longo do tempo sobre projetos de maior capital afundado e
menores custos operacionais em relação a modelos opostos.
Palavras-chave: CAPEX, Valor Presente Líquido, Produção de Petróleo, Subsea to Shore,
Método de Monte Carlo.
VI
Abstract of Undergraduate Project presented to POLI/UFRJ as a partial fulfillment of the
requirements for the degree of Engineer.
Preliminary Economic Feasibility Analysis of a Subsea to Shore Alternative for Petroleum
Production
Marco Diogo Montenegro Cordon
Fevereiro/2017
Advisor: Floriano Carlos Martins Pires Junior
Co-advisor: Marcelo Igor Lourenço de Souza
Curse: Naval and Ocean Engineering
This work consists basically in the modeling of two oil exploration and production systems in
the software QUE$TOR, that is, the subsea to shore system and the conventional production
system with Stationary Production Unit of the FPSO type.
Through the software QUE$TOR, the CAPEX and OPEX of the entire project were estimated
and each component of these costs was recognized in a discriminatory way according to their
nature, in order to adequately deal with the uncertainties associated with these estimates through
probabilistic distributions.
In order to obtain the revenues, the simulation of oil price evolution was treated with the
stochastic process of Geometric Brownian Movement (GBM). Net Present Value distributions
were obtained through the discounted cash flow method (FCD) for 100,000 iterations performed
in @RISK software, according to the Monte Carlo method, in its statistical character.
Finally, six production abandonment scenarios were considered, whose purpose is to recognize
the influence of managerial flexibility in each model and, based on the theory of real options, to
recognize the impacts of the option over time on projects with higher sunk and lower capital
Operational costs compared to opposite models.
Keywords: CAPEX, Net Present Value, Oil Production, Subsea to Shore, Monte Carlo Method.
VII
ÍNDICE
1 Introdução................................................................................................................ 14
2 Revisão da Bibliográfica ......................................................................................... 17
2.1 Sistemas de Produção Offshore ....................................................................... 17
2.1.1 Unidades Estacionárias de produção ........................................................ 17
2.1.2 Sistemas Submarinos ................................................................................ 23
2.2 Métodos de Simulação Utilizados ................................................................... 30
2.2.1 Movimento Browniano Geométrico ......................................................... 30
2.2.2 Método de Monte Carlo ............................................................................ 32
2.3 Métodos de Análise de Investimento Utilizados ............................................. 33
2.3.1 Fluxo de Caixa Descontado ...................................................................... 33
2.3.2 Teoria das Opções Reais........................................................................... 35
3 Metodologia de Pesquisa ......................................................................................... 36
4 Modelagem dos Cenários de Interesse .................................................................... 38
4.1 Modelagem do Campo ..................................................................................... 38
4.2 Modelagem do Reservatório ............................................................................ 38
4.3 Perfil da Produção ............................................................................................ 39
4.4 Modelagem do Sistema Convencional com UEP ............................................ 40
4.4.1 Geometria das Instalações Submarinas .................................................... 42
4.5 Modelagem do Sistema Subsea to Shore ......................................................... 44
VIII
4.5.1 Geometria das Instalações Submarinas .................................................... 46
4.6 Modelagem da Perfuração ............................................................................... 47
5 Descrição dos Componentes e Custos ..................................................................... 49
5.1 Descrição e Apresentação dos Custos.............................................................. 50
5.1.1 Cenário Convencional com UEP .............................................................. 51
5.1.2 Sistema Subsea to Shore ........................................................................... 75
6 Incertezas do Projeto de Desenvolvimento e Produção .......................................... 89
6.1.1 Tratamento do CAPEX sob Condições de Incerteza ................................ 91
6.1.2 Custo de Descomissionamento sob Incerteza ........................................... 93
6.1.3 Tratamento do OPEX sob Condições de Incerteza .................................. 94
6.1.4 Simulação dos Preços Futuros do Petróleo............................................. 101
7 Simulação e Análise de Resultados ....................................................................... 103
7.1 Premissas Adotadas ....................................................................................... 103
7.2 Simulações do Fluxo de Caixa Descontado ................................................... 104
7.2.1 Análise do Cenário Econômico de Interesse .......................................... 106
7.2.2 Impacto do CAPEX e OPEX na Irreversibilidade do Projeto ................ 107
7.2.3 Influência da Evolução do Fluxo de Custos na Opção do Abandono .... 110
8 Conclusões e Discussões ....................................................................................... 113
9 Referências Bibliográficas .................................................................................... 117
ANEXO A .................................................................................................................... 118
IX
Lista de Figuras
Figura 2-1: Plataforma do tipo Jaqueta. Fonte: www.isiengenharia.com.br .................. 18
Figura 2-2: Plataforma do tipo Jaqueta. Fonte: www.isiengenharia.com.br .................. 19
Figura 2-3: Modelo de uma plataforma tipo TLP. ......................................................... 20
Figura 2-4: Plataforma do tipo Spar Buoy. (Fonte: www.isiengenharia.com.br) .......... 21
Figura 2-5: Plataforma semi-dubmersível. ..................................................................... 22
Figura 2-6: Modelo de FPSO P-50 [4]. .......................................................................... 23
Figura 2-7: Árvore de Natal Molhada. ........................................................................... 25
Figura 2-8: Representação de um Manifold. (Fonte: www.fishsafe.eu ) ........................ 26
Figura 2-9: Estrutura interna de uma BCSS. .................................................................. 27
Figura 2-10: Arranjo com os vários módulos no sistema SRWI.Fonte:[7]. ................... 28
Figura 2-11: Vista do SSAO instalado no Campo de Marlim.[7] .................................. 29
Figura 4-1: Layout da modelagem do sistema convencional. (Fonte: Software IHS
QUE$TOR). .................................................................................................................... 42
Figura 4-2: Layout do sistema submarino no cenário convencional. (Fonte: Software
IHS QUE$TOR). ............................................................................................................. 43
Figura 4-3: Layout da modelagem do sistema subsea t o shore. (Fonte: Software IHS
QUE$TOR). .................................................................................................................... 45
Figura 4-4: Layout do sistema submarino no subsea to shore. (Fonte: Software IHS
QUE$TOR). .................................................................................................................... 47
X
Lista de Tabelas
Tabela 5-1:Descrição do CAPEX so sistema Convencional. ......................................... 53
Tabela 5-2:Custo de materiais de perfuração de poços. ................................................. 54
Tabela 5-3: Custo de instalação de perfuração de poços. ............................................... 55
Tabela 5-4: Custo de equipamentos de perfuração de poços.......................................... 55
Tabela 5-5: Custos com design e gerenciamento de projetos ......................................... 56
Tabela 5-6:Custo dos equipamentos sistema submarino ................................................ 57
Tabela 5-7: Custo dos mateiais sistema submarino ........................................................ 58
Tabela 5-8: Custo instalação sistema submarino ............................................................ 58
Tabela 5-9: Custos de design e gerenciamnto de projetos sistema submarino ............... 59
Tabela 5-10: Custo de materiais pipeline de gás ............................................................ 60
Tabela 5-11: Custo de instalçao sistema submarino ....................................................... 60
Tabela 5-12: Custos de design e gerenciamnto de projetospipeline de gás.................... 61
Tabela 5-13: Custo de equipamentos FPSO ................................................................... 62
Tabela 5-14: Custo de materiais FPSO .......................................................................... 62
Tabela 5-15: Custo de fabricação FPSO ........................................................................ 63
Tabela 5-16: Custo de instalação FPSO ......................................................................... 63
Tabela 5-17: Custo de HOOK-UP FPSO ....................................................................... 64
Tabela 5-18: Custo de design e gerenciamento de projeto FPSO .................................. 64
Tabela 5-19: Custo de equipamento Topside ................................................................. 65
XI
Tabela 5-20: Custo equipamento Topside ...................................................................... 66
Tabela 5-21: Custo de materiais topside ........................................................................ 66
Tabela 5-22: Custo de fabricação topside ...................................................................... 67
Tabela 5-23: Custo de instalção topside ......................................................................... 67
Tabela 5-24: Custo de HOOK-UP topside ..................................................................... 68
Tabela 5-25: Custo de gerenciamento de projetos topside ............................................. 68
Tabela 5-26: Descrição do OPEX. ................................................................................. 72
Tabela 5-27: Descrição do custo de descomissionamento por grupos no sistema
convencional. .................................................................................................................. 75
Tabela 5-28: Resumo do CAPEX do sistema subsea to shore. ...................................... 77
Tabela 5-29: Custo de equipamento sistema submarino subsea to shore ....................... 79
Tabela 5-30: Custo de materiais subsea to shore ............................................................ 79
Tabela 5-31: Custo de instalação sistema submarino ..................................................... 80
Tabela 5-32: Custo de materiais linha de exportação ..................................................... 81
Tabela 5-33:Custos de materiais linha de metanol ......................................................... 81
Tabela 5-34: Custo de intalação linha de exportação ..................................................... 82
Tabela 5-35: Custo de instalação linha de metanol ........................................................ 82
Tabela 5-36: custo de materiais cabo de potência .......................................................... 83
Tabela 5-37: Custo de intalação cabo de potência ......................................................... 83
Tabela 5-38: Custos de design e gerenciamento cabo de potência................................. 84
Tabela 5-39: Divisão do OPEX ...................................................................................... 86
Tabela 5-40:Custos de descomissionamento por grupos. ............................................... 88
XII
Tabela 7-1: Valores esperados para o custo total e desvio padrão no cenário subsea to
shore. ............................................................................................................................ 111
Tabela 7-2: Valores esperados para o custo total e desvio padrão no cenário
convencional. ................................................................................................................ 111
XIII
Lista de Gráficos
Gráfico 4-1: Perfil de produção de óleo em MM barris por ano. ................................... 40
Gráfico 6-1: Distribuição Triangular para risco sistemático do CAPEX no sistema
convencional. .................................................................................................................. 92
Gráfico 6-2: Distribuição de probabilidades do CAPEX no ano 2018 do sistema
convencional. .................................................................................................................. 93
Gráfico 6-3: (a) Distribuição Uniforme no fator de correção; (b) distribuição do custo de
mão de obra em 2024...................................................................................................... 96
Gráfico 6-4: Distribuição normal aplicada ao fator de correção em dado ano da
simulação. ....................................................................................................................... 98
Gráfico 6-5: Distribuição de probabilidades do custo industrial no ano 2024. .............. 98
Gráfico 6-6: Distribuição do custo offshore sob risco assistemático no ano 2024 ......... 99
Gráfico 6-7: Comportamento correlacionado das séries de erros para dada iteração da
simulação. ..................................................................................................................... 100
Gráfico 6-8: Distribuição de probabilidade do custo offshore no ano de 2024 para uma
dada iteração. ................................................................................................................ 101
Gráfico 6-9: Curva de evolução do preço do petróleo por MGB. ................................ 102
Gráfico 7-1: Distribuição do VPL no cenário convencional(a esquerda) e subsea (a
direita). .......................................................................................................................... 105
Gráfico 7-2: Curva de fluxos de custos descontados no sistema subsea to shore. ....... 109
Gráfico 7-3:Curva de fluxo de custos descontados no sistema convencional. ............. 109
Gráfico 7-4: Diferença dos valores esperados dos custo totais entre os sistemas ao longo
dos cenários. ................................................................................................................. 112
14
1 Introdução
A exploração petrolífera nos dias atuais é, em sua maior parte, concentrada em alto
mar. Cada vez mais, são descobertos reservatórios em regiões mais distantes da costa
sob lâminas d’água cada vez mais profundas, exigindo assim, tecnologias ainda mais
modernas para exploração e produção no campo.
Neste contexto, a utilização de unidades estacionárias de produção (UEP) eleva
significativamente os custos operacionais do projeto devido a operações de manutenção
e reparo de componentes na planta de processo do topside, aluguel de embarcações de
apoio para suprimento de consumíveis, custos de mão de obra com a tripulação fixa da
plataforma, suporte de helicópteros, dentre outros.
O conceito de subsea to shore consiste na operação de todos os sistemas sobre o leito
marinho, de modo que o escoamento seja realizado diretamente para um a planta de
processo na costa, contrastando com o sistema convencional, onde a exportação é
comumente realizada por navio aliviador.
Os desafios impostos por barreiras tecnológicas para a implantação de um sistema
inteiramente submarino são grandes e espera-se que a eliminação da UEP reduza
significativamente os custos operacionais, além de aumentar a segurança da operação
devido redução de pessoal no mar.
Na atualidade, a implantação de um sistema de produção de petróleo inteiramente
operacional no fundo do mar ainda não é viável, todavia os estudos realizados no
sentido do desenvolvimento deste cenário como o futuro da produção petrolífera no
mundo trazem grandes contribuições concretas em termos de sistemas híbridos de
produção, onde o processamento primário é realizado no leito marinho e a produção
escoa para outro campo para realização do restante do processamento na planta de
processo em uma plataforma, demandando menor complexidade dos módulos produção
e reduzindo a ocupação de espaço no topside.
Esta monografia objetiva propor um estudo preliminar de viabilidade econômica sob
condição de incerteza do sistema de produção de petróleo subsea to shore como
alternativa ao sistema convencional com unidade estacionária de produção do tipo
15
FPSO. Adicionalmente, buscou-se avaliar e discutir a importância que a flexibilidade de
projetos de desenvolvimento e produção de óleo exercem na opção do abandono e sua
influência no desempenho do projeto.
Diante deste contexto, não faz parte do escopo deste trabalho concluir qual é o
sistema mais viável economicamente para a implantação em outros campos como
consolidação do sistema subsea to shore, uma vez que as análises de viabilidade
realizadas nesta monografia são dadas sob premissas e hipóteses que desconsideram um
número de particularidades que naturalmente diferenciam estes cenários de produção e
interferem no processo decisório do investidor, além de não se possuir elementos
suficientes para tal. Neste sentido, características do campo como lâmina d’água e
distância à costa são determinantes para a decisão de um sistema em detrimento a outro,
portanto mesmo que um cenário se mostre economicamente mais interessante ao
investidor, certamente sua implantação em outras condições levaria a diferentes
resultados.
No capítulo 2 foi elaborada a revisão bibliográfica abordando os elementos de
interesse para melhor entendimento do estudo realizado nesta monografia. Inicialmente
foram expostas as principais características dos equipamentos e componentes mais
relevantes em ambos os sistemas. Em seguida foram abordados métodos de simulação e
de análise de investimentos utilizado neste trabalho.
No capítulo 3 foi descrita a metodologia da pesquisa, apresentando de forma
simplificada as etapas e procedimentos na seqüência com que foram executados.
No capítulo 4 foi caracterizada a modelagem dos cenários de interesse através do
software IHS QUE$TOR mediante a descrição física do campo modelo, reservatório e
os dois sistemas de produção, incluindo o funcionamento das instalações submarinas e
sistema de perfuração.
No capítulo 5 são descritas as bases de estimativa dos componentes de custos
operacionais e de capital de ambos os sistemas estimados quase em sua totalidade pelo
QUE$TOR.
16
No capítulo 6 são tratadas as incertezas do CAPEX, OPEX e descomissionamento,
além da simulação da evolução dos preços futuros do petróleo que compõe o fluxo de
receitas dos projetos.
No capítulo 7 são realizadas as simulações no fluxo de caixa dos cenários de
incerteza pelo Método de Monte Carlo mediante utilização do software @RISK para
obtenção das distribuições do Valor Presente Líquido em ambos os cenários de
produção.
No capítulo 8 estão presentes a conclusão e considerações do estudo realizado, bem
como as sugestões para trabalhos futuros que possam dar continuidade às contribuições
dadas por este trabalho.
Por fim, no capítulo 9 são apresentadas as referências bibliográficas utilizadas nesta
monografia.
17
2 Revisão da Bibliográfica
A revisão bibliográfica deste trabalho será abordada sob duas vertentes. A primeira
diz respeito à descrição dos principais sistemas que compõem o cenário de
desenvolvimento e produção de óleo e gás em campos offshore. A segunda aborda
conceitos de análise de investimento com a teoria das opções reais e fluxo de caixa
descontado, além de conceitos de natureza estatística como o Método de Monte Carlo e
Método do Movimento Browniano Geométrico como bases ferramentais para o estudo
realizado neste trabalho.
2.1 Sistemas de Produção Offshore
2.1.1 Unidades Estacionárias de produção
A Unidade estacionária de Produção (UEP) é um componente de grande relevância
em um cenário convencional de produção de óleo e gás, tanto sobre a ótica de natureza
tecnológica quando econômica. A decisão do tipo de plataforma a ser utilizada esta
intimamente ligada a fatores como: localização do campo principalmente devido à
distância à costa, lâmina d’água, condições ambientais como estado de mar, número de
poços, capacidade requerida de processamento no topside, profundidade do reservatório,
tempo de desenvolvimento, segurança operacional e o custo relacionado.
Todos estes fatores carecem de avaliações minuciosas para auxiliarem na tomada de
decisão. Nas seções seguintes são detalhados sucintamente os principais tipos de
plataforma.
2.1.1.1 Jaquetas (Jackets)
Usada para lâminas d’água na faixa de 10 m a 200 m, sendo em casos especiais até
430 m, apresenta boa estabilidade, porém não tem capacidade de armazenamento e
possui pequena capacidade de alterações ao longo do desenvolvimento do campo. São
instaladas no solo através de estacas e apresentam uma estrutura treliçada composta por
elementos tubulares de aço. Um exemplo deste tipo de plataforma é apresentado na
Figura 2-1.
18
As suas características marcantes são que o equipamento de cabeça de poço pode ser
instalado na plataforma (completação seca), permitindo acesso direto ao poço e o
acompanhamento e controle da produção sem qualquer dificuldade, sendo utilizável
apenas em lâmina d’água rasa [1].
Figura 2-1: Plataforma do tipo Jaqueta. Fonte: www.isiengenharia.com.br
2.1.1.2 Auto-Elevatórias
A plataforma auto-elevatória (jack-up) possui uma estrutura de sustentação de apoio
sobre o leito marinho com possui altura variável. Tem limite de profundidade ditado
pelo comprimento das pernas de sustentação em torno de 130 m.
Estas plataformas são de fácil conversão para pequenas plantas e apresentam boa
disponibilidade no mercado. Entretanto a área do convés é extremamente pequena e a
jack-up não possui capacidade de armazenamento tornando sua implementação restrita a
condições bem particulares [2].
A plataforma flutua até seu local de posicionamento, quando as pernas de
sustentação descem até o fundo do mar, posicionando a estrutura. Este tipo de
plataforma pode executar ambas as operações de produção e de perfuração, embora a
produção seja menos comum. Na Figura 2-2 pode ser visto um modelo deste tipo de
plataforma.
19
Figura 2-2: Plataforma do tipo Jaqueta. Fonte: www.isiengenharia.com.br
2.1.1.3 Torre-Complacente
A largura da base desta plataforma é próxima a do topo, o que ocasiona na redução
da estabilidade da estrutura. Por serem mais esbeltas, podem ser instaladas em lâminas
d’água superiores as das plataformas do tipo jaquetas, aproximadamente em lâminas
d’água de 550 m. Possuem pequenos movimentos na superfície que podem ser
minimizados com um sistema de ancoragem auxiliar.
Umas das suas principais desvantagens é a dificuldade de abandono, após fim do
período de produção do campo e umas das suas vantagens é que estas plataformas
permitem operações de intervenção nos poços em produção, como por exemplo, uma
troca de bomba centrífuga submersa [1].
2.1.1.4 Tension-Leg Platform (TLP)
A TLP é uma plataforma flutuante posicionada na locação por tendões verticais
fixados no fundo do mar por estacas (Figura 2-3). Esta plataforma possui um raio de
ancoragem desprezível, pois não possui sistema de ancoragem convencional. Não
possui compensador de movimentos em operações de perfuração e só pode ser utilizada
em cenários com lâmina d’água inferior a 1500 metros.
20
Os tendões consistem de tubos de aço conectados ao fundo a partir de uma junta
giratória. A força gerada pelo empuxo da plataforma traciona os tendões e restringe os
movimentos de heave. Devido à rigidez do sistema os movimentos laterais são também
restritos (surge e sway). Os movimentos de rotação (roll, pitch e yaw) praticamente não
existem. As amplitudes dos movimentos aumentam com o aumento da profundidade de
instalação destas plataformas [3].
Figura 2-3: Modelo de uma plataforma tipo TLP.
2.1.1.5 Spar Buoy
A plataforma flutuante spar buoy é apoiada sobre um ou mais cilindros metálicos que
podem ser compostos alternativamente de uma estrutura treliçada e, portanto, são
plataformas de calado profundo geralmente ancoradas por linhas tensionadas como
ilustrado na Figura 2-4. Esta plataforma possui sistemas de produção, processamento e
transbordo podendo utilizar risers rígidos.
O termo SPAR significa Single Point Anchor Reservoir indicando a característica
própria de ancoragem em ponto único desta plataforma e pode atingir laminas d’água de
2600 m, agregando versatilidade operacional devido a sua implantação em praticamente
todos os cenários de lâminas d’água profundas e ultra profundas. A spar buoy apresenta
um excelente comportamento em condições de mar severo.
21
O convés é suportado por um cilindro vertical e possui área razoável. A spar buoy
possui flexibilidade para carga no convés e capacidade de armazenamento além de
permitir completação seca dos poços.
Figura 2-4: Plataforma do tipo Spar Buoy. (Fonte: www.isiengenharia.com.br)
2.1.1.6 Plataforma Semi-Submersível
A plataforma semi-submersível é uma plataforma na qual a superestrutura está
apoiada sobre conjunto de flutuadores que ficam posicionados abaixo do nível do mar.
Um exemplo desta plataforma é apresentado na Figura 2-5.
Esta plataforma pode realizar as operações de produção, processamento e offloading
(transferência do óleo para um navio aliviador), mas não possui capacidade de
armazenagem. Sua principal característica é por não possuir limites de profundidade,
pois flutua na superfície, podendo ser utilizada em quase todos os cenários com lâmina
d’água profunda e ultra profunda. Sua instalação e construção são complexas e por isso
só se tronam viáveis para grandes profundidades e para cargas muito grandes.
Dois tipos de sistema são responsáveis pelo posicionamento da unidade flutuante,
sendo eles, o sistema de ancoragem e o de posicionamento dinâmico. O sistema de
22
ancoragem é composto por 8 a 12 âncoras e cabos e/ou correntes, que atuam como
molas, produzindo esforços capazes de restaurar a posição da plataforma quando a
mesma sofre a ação das ondas, ventos e correntes.
No sistema de posicionamento dinâmico, não existe ligação física da plataforma com
o fundo do mar, com exceção dos equipamentos de perfuração. Sensores acústicos
determinam a deriva, e propulsores no casco acionados por computador restauram a
posição da plataforma. As plataformas semi-submersíveis podem ou não ter propulsão
própria. Estas plataformas apresentam grande mobilidade, sendo as preferidas para a
perfuração de poços exploratórios [2].
Figura 2-5: Plataforma semi-dubmersível.
2.1.1.7 Floating Production Storage and Offloading (FPSO)
Esta plataforma flutuante, como o próprio nome se refere, possui multifunções de
processamento, armazenamento e alívio da produção.
As principais vantagens para sua aplicação estão relacionadas a sua adequabilidade
operacional em regiões sem infraestrutura, a grande área de convés que permite
complexa instalação da planta de processo com seus módulos, a capacidade de
armazenamento da produção para alívio e cronograma reduzido para conversão de
embarcações mercantes existentes.
Esta plataforma flutuante é construída basicamente a partir de um casco modificado
de um navio, normalmente um petroleiro, todavia podem ser construídos navios
23
especificamente para este objetivo o que impõe maiores impactos econômicos ao
projeto.
No Brasil, este tipo de UEP é amplamente utilizada como a P-34, P-53 e P-58 [4]. A
figura ilustra o FPSO P-50 com a descrição dos principais módulos de produção no
topside.
Figura 2-6: Modelo de FPSO P-50 [4].
2.1.2 Sistemas Submarinos
Os sistemas submarinos integram complexos arranjos compostos por uma gama de
equipamentos instalados no leito marinho e através deles, os fluidos produzidos escoam
para a UEP ou até mesmo para a costa diretamente.
Vale ressaltar que os equipamentos instalados no solo marinho demandam maiores
investimentos (CAPEX e OPEX) quando comparados a equipamentos similares
instalados na UEP, como a intervenção de poços que normalmente requerem uma
embarcação dedicada durante todo o período da operação.
A definição da composição deste sistema é impactada fundamentalmente pela
natureza do reservatório (óleo e gás), condições ambientais como lâmina d’água,
aspectos da produção (como tipo de óleo), aspectos econômicos, além da logística para
manutenção e monitoramento.
Em uma abordagem simplificada, um sistema submarino de produção convencional
consiste em um poço submarino com árvore de natal molhada, cabeça de poço
(wellhead) e um manifold para coletar a produção de diferentes poços [1]. Entretanto,
24
dependendo da complexidade do sistema, é possível a utilização de separadores,
compressores e bombas para alívio da produção até uma planta de processamento na
costa, em detrimento da realização desta atividade no topside das plataformas.
Para os equipamentos submarinos, uma das principais preocupações deve girar em
torno da detecção antecipada das falhas e diagnóstico, mitigação e reparo do sistema, ou
seja, os problemas operacionais precisam ser detectados com antecedência [5], por outro
lado, são maiores as incertezas associadas a implantação destes componentes, como será
tratado no corpo deste trabalho.
No sistema subsea to shore, como todos os equipamentos estão afundados, a
complexidade do arranjo de modo que viabilize a produção superando os inúmeros
desafios deste ainda novo conceito. A seguir, serão tratados os principais componentes
de um sistema submarino tanto convencional quanto subsea to shore compondo os
modelos utilizados neste trabalho.
2.1.2.1 Cabeça de Poço (Wellhead)
A cabeça de poço (wellhead) é um conjunto de equipamentos onde são ancorados os
revestimentos. Este equipamento é posicionado abaixo da árvore de natal molhada. As
suas principais funções são guiar a descida e instalação de equipamentos na cabeça de
poço, servir de balizamento (estrutura inicial de um poço), prover sustentação e vedação
para BOP stack, sustentar o peso dos revestimentos, prover vedação do anular entre os
revestimentos e por último, prover sustentação e vedação para a base adaptadora de
produção (BAP) e a árvore de natal molhada (ANM) [6].
Os principais equipamentos que compõem a cabeça do poço são alojadores de
condutores e da cabeça do poço (Wellhead housing e Conductor housing), o suspensor
de revestimento (casing hanger), suspensor de tubo (tubing hanger), selos para o anular
e bases guias temporárias (TGB) e permanentes (PGB).
2.1.2.2 Árvore de Natal Molhada
As árvores de natal molhada (ANM) são equipamentos compostos por um conjunto
de válvulas que permitem direcionar e controlar as atividades requeridas na produção de
petróleo, através de controle hidráulico ou eletro-hidráulico fornecido por umbilicais.
25
Este equipamento é conectado há um ou mais flowlines para o escoamento da produção
ou injeção, geralmente ligada a manifolds. O controle e manutenção destes
componentes em águas profundas são realizados por veículos remotos (ROV).
Como principais funções, admiti-se a produção de fluidos do reservatório para o
ponto de entrega, injeção de fluido no reservatório (água, gás e químicos), além de
possibilitar a intervenção nos poços quando necessário em operações de limpeza,
estimulação, manutenção ou reparo.
Figura 2-7: Árvore de Natal Molhada.
2.1.2.3 Manifold
O manifold é um equipamento submarino que possui como principal função a coleta
da produção proveniente de diferentes poços. Este equipamento é constituído por um
arranjo de tubulações destinadas a coleta, injeção, teste e exportação. Além disso,
apresenta um conjunto de válvulas de bloqueio e de controle de escoamento (chokes) e
subsistemas de monitoramento, controle e interconexão (usualmente por via elétrica)
com a facilidade de produção, como pode ser visto na Figura 2-8.
No caso de injeção de gás e água, o manifold tem como função distribuir para os
poços injetores os fluidos separados no separador em um processamento primário
realizado na UEP ou no leito marinho. Vale ressaltar que um único manifold mais
robusto e complexo, pode conter ambas as funções de produção e injeção, como é o
caso do manifold adotado nos modelos de produção deste trabalho.
26
Figura 2-8: Representação de um Manifold. (Fonte: www.fishsafe.eu )
2.1.2.4 Bombeio Centrífugo Submerso Submarino
O bombeio centrífugo submerso submarino (BCSS) é um método de elevação
artificial, composto por uma bomba centrífuga de múltiplos estágios, operada por um
motor de fundo, Figura 2-9. O fornecimento de energia elétrica para o motor é realizado
através de um cabo que vai até o fundo do poço. O motor transforma a energia elétrica
adquirida em energia mecânica e a transfere para a bomba. A bomba, por sua vez,
transfere essa energia para o fluido, através do acréscimo da pressão, promovendo em
seguida a elevação do fluido até a superfície [1].
A BCSS é formada por um conjunto de equipamentos instalados dentro e fora do
poço. Os equipamentos que compõem a BCSS a serem descidos no poço incluem
bomba, motor, selo protetor e cabo elétrico. Os equipamentos da BCSS instalados fora
do poço consideram o sistema elétrico composto por transformador, caixa de junção e
inversor de freqüência.
Em alguns casos, a utilização de BCSS pode aumentar o potencial de produção em
até 50%, quando comparado com outros métodos de elevação, como, por exemplo, o de
gas lift. Esse sistema evoluiu consideravelmente, gerando condições seguras e eficientes
de operação em cenários cada vez mais desafiadores, como em águas profundas e para
óleos pesados [8].
27
Figura 2-9: Estrutura interna de uma BCSS.
Vale ressaltar que a utilização desse sistema traz importantes desvantagens quanto ao
elevado custo de aquisição, instalação e manutenção. Neste trabalho, a adoção de BCSS
como método de elevação artificial se deu no cenário subsea to shore e não deve ser
instalada em poços onde se espera elevada produção de areia ou razão gás-óleo (RGO).
2.1.2.5 Bomba Multifásica Hélico Axial
Trata-se de uma bomba rotodinâmica de vários estágios de impelidores hélico axiais
rotativos e difusores fixos [6]. Esta bomba pode ser utilizada em lâminas d’água acima
de 1060 metros e pode atingir diferencial de pressão dentre os mais elevados do
mercado (60 bar em detrimento a 45 bar utilizados), aumentando a produtividade do
campo. Este sistema é implementado no campo de Barracuda e desenvolvido em um
trabalho conjunto entre as empresas Petrobras e Framo Engenharia [7].
No cenário subsea to shore modelado neste trabalho, foram utilizadas duas bombas
deste tipo, uma em cada pipeline bifásico de escoamento para auxiliar o rebombeio da
produção até a planta de processamento na costa.
28
2.1.2.6 Subsea Raw water Injection System
Assim como a bomba multifásica submersa hélico axial, o sistema Subsea Raw
Water Injection (SRWI) foi desenvolvido pela Petrobras em conjunto com a Framo
Engenharia e atualmente está implantado no Campo de Barracuda.
Este sistema recolhe a água do mar a 100 m acima do leito marinho (devido a
contagem e calibragem das partículas sólidas, concentração de bactérias e de oxigênio
dissolvido), em seguida, a água do mar coletada passa por um filtro instalado para um
mínimo tratamento resultando em um impacto muito menor ao longo do processo.
Após, a água vai diretamente para a ANM para ser injetada no reservatório do produtor.
Este complexo sistema é com posto por módulos de captação de água do mar,
bomba, sistema submarino de controle e monitoramento e unidade de potência
hidráulica, como ilustrado na Figura 2-10.
Figura 2-10: Arranjo com os vários módulos no sistema SRWI.Fonte:[7].
2.1.2.7 Separador Submarino Água-Óleo
O separador submarino água-óleo (SSAO) foi um trabalho em conjunto entre a
Petrobrás e a empresa FMC Tecnologias e trata-se do primeiro sistema de separação no
mundo a separar óleo pesado e água e para reinjetá-la no mesmo poço produtor, Figura
2-11.
29
Vale ressaltar que a água pode ser tanto um elemento favorável quanto desfavorável
ao escoamento, dependendo do tipo de óleo, bem a forma como a mesma se encontra na
mistura. Devido à presença da água e dependendo do tipo de óleo poderá haver
formação de emulsões que na maioria das vezes causam um aumento na viscosidade da
mistura e prejudicam o escoamento. Quando a água está no formato livre ocorre o
oposto e o escoamento é favorecido, reduzindo a viscosidade do fluido. Óleos pesados
possuem maior facilidade para a formação de emulsão. A separação da água é indicada
em função de reduzir os riscos de problemas de garantia de escoamento, como por
exemplo, a formação de hidratos [6].
O modelo referente ao cenário subsea to shore projetado neste trabalho é utiliza este
equipamento de modo que a água de formação segregada se mistura com a água do mar
captada pelo SRWI para reinjeção nos poços injetores.
Figura 2-11: Vista do SSAO instalado no Campo de Marlim.[7]
30
2.2 Métodos de Simulação Utilizados
2.2.1 Movimento Browniano Geométrico
O Movimento Browniano Geométrico (MGB) é um processo estocástico de tempo
contínuo no qual o logaritmo da quantidade aleatoriamente variável segue
um movimento Browniano (também chamado de processo de Wiener), com
deriva estocástica.
Em um modelo de evolução do preço segundo um Movimento Geométrico
Browniano, a equação estocástica para variação de preços ao longo do tempo se
apresenta da forma:
𝑑𝑃 = 𝛼𝑃𝑑𝑡 + 𝜎𝑃𝑑𝑧
Onde 𝛂 é o parâmetro de taxa de tendência e σ é o parâmetro de taxa de volatilidade
do preço e
𝑑𝑧 = 𝜀 𝑑𝑡
é o processo de Wiener ou “ruído branco”, com
𝜀~𝑁 0,1 ,
que é a distribuição normal padrão reduzida, cuja média é nula e o desvio padrão
unitário.
Neste modelo, o termo 𝛼𝑃 é a expectativa implícita de aumento de preços e o termo
𝜎𝑃 expressa as incertezas em relação à tendência. Definindo-se a transformação
logarítmica
𝑝 = 𝑙𝑛𝑃,
Por outro lado, o Lema de Ito mostra que uma função 𝑝 de P e de t segue o processo
[9]:
𝑑𝑝 = 𝜕𝑝
𝜕𝑃𝛼𝑃 +
𝜕𝑝
𝜕𝑡+
1
2
𝜕2
𝜕𝑃2𝜎2𝑃2 𝑑𝑡 +
𝜕𝑝
𝜕𝑃𝛼𝑃𝑑𝑧
31
Substituindo-se as derivadas parciais na primeira equação, segue que o processo
seguido por 𝑝 é
𝑑𝑝 = 𝛼 − 0,5𝜎2 𝑑𝑡 + 𝜎𝑑𝑧
Como 𝛼 e 𝜎 são constantes, a equação acima indica que 𝑝 = 𝑙𝑛𝑃 segue o Movimento
Browniano Aritmético (MAB) simples [9]. Este MAB para 𝑝 = 𝑙𝑛𝑃 tem taxa constante
de tendência 𝛼 − 0,5𝜎2 e taxa constante de variância 𝜎2. A mudança de 𝑝 = 𝑙𝑛𝑃 entre
o tempo zero e algum tempo t tem, portanto, distribuição normal com média
𝐸 𝑑𝑝 = 𝛼 − 0,5𝜎2 𝑡
E variância
𝑉𝑎𝑟 𝑑𝑝 = 𝜎2 𝑡
Assim, quando t=T
𝑑𝑝~𝑁[ 𝛼 − 0,5𝜎2 𝑇; 𝜎2 𝑇]
Seja 𝑃𝑡 = 𝑃0 quando t=0e como, por definição
𝑙𝑛𝑃𝑡 − 𝑙𝑛𝑃0 = 𝑙𝑛𝑃𝑡𝑃0
~𝑁[ 𝛼 − 0,5𝜎2 𝑇; 𝜎2 𝑇]
Portanto
𝑙𝑛𝑃𝑡 = 𝑁[𝑙𝑛𝑃0 + 𝛼 − 0,5𝜎2 𝑇; 𝜎2 𝑇]
Como 𝑙𝑛𝑃 tem distribuição normal, 𝑃 tem distribuição lognormal. Desta maneira, 𝑃
pode assumir qualquer valor acima de zero. Assim, quando se utiliza o MGB como
modelo de volatilidade para 𝑃, fica implícita a hipótese que a distribuição de
probabilidade de 𝑃 é lognormal. Das propriedades da distribuição lognormal, conforme
Hull [10] pode ser mostrado que para quando 𝑃𝑡 = 𝑃0, tem-se a esperança e a variância
de 𝑃𝑡expressa por
𝐸 𝑑𝑝 = 𝑃0𝑒𝛼𝑡
E variância
32
𝑉𝑎𝑟 𝑃𝑡 = 𝑃02𝑒2𝛼𝑡 𝑒𝜎
2𝑡 − 1
Para o MGB, o crescimento da variância é exponencial com o aumento do intervalo
de tempo, e a trajetória de valores obtidos diverge rapidamente em relação ao ponto
inicial.
Em sua forma discreta, para possibilitar a simulação em longos intervalos de tempo
como no caso de simulação de fluxo de caixa com base anual, o MGB pode ser expresso
como
𝑙𝑛𝑃𝑡+1 = 𝑙𝑛𝑃𝑡 + 𝛼 − 0,5𝜎2 ∆𝑡 + 𝜎 ∆𝑡𝜀.
Assim, dado o valor de um preço inicial 𝑃𝑡 em um determinado ano t, o modelo para
simulação MGB calcula os valores futuros de preços através da expressão a seguir:
𝑃𝑡+1 = 𝑃𝑡𝑒[ 𝛼−0,5𝜎2 ∆𝑡+𝜎 ∆𝑡𝜀 ]
A escolha do MGB como modelo de simulação de preços futuros do petróleo deve-se
principalmente a sua simplicidade, pois métodos mais sofisticados são de complexa
aplicação, susceptíveis a erros de implementação e com difícil estimativa de parâmetros.
2.2.2 Método de Monte Carlo
A avaliação de projetos de investimento comumente envolve um conjunto de
técnicas que buscam estabelecer parâmetros para sua viabilidade. Em condições de
incerteza, uma alternativa usual para a obtenção do risco de um projeto pode ser
expresso através do Método de Monte Carlo (MMC). Este procedimento envolve a
utilização de números aleatórios nas simulações, o que facilita acentuadamente os
cálculos do risco.
Segundo Costa e Azevedo [11], trata-se de uma importante ferramenta de pesquisa e
planejamento quando incorporada a computadores cada vez mais sofisticados com
grande velocidade de cálculo, capacidade de armazenamento de dados e de tomada de
decisões lógicas.
Esta metodologia incorpora modelos de finanças, gerenciamento de projetos, energia,
industriais, engenharia, P&G, transporte e outros. Os resultados fornecidos são
33
aproximações para distribuições de probabilidade dos parâmetros que serão estudados.
Em outras palavras, permite realizar diversas simulações onde, em cada uma delas,
serão gerados valores aleatórios para um conjunto de variáveis de entrada e parâmetros
do modelo sujeitos a incerteza. Tais valores aleatórios seguem distribuições de
probabilidade específicas.
O conjunto de resultados produzidos ao longo da simulação poderá ser analisado
estatisticamente e fornecer resultados em termos de probabilidade. O fato é que estas
informações são de grande importância na avaliação das dispersões do modelo causada
pelo efeito combinado das incertezas dos dados de entrada.
Logo, o método de Monte Carlo é técnica de amostragem artificial empregada para
operar numericamente sistemas complexos que possuam componentes aleatórias,
levando em conta risco em análises quantitativas e tomadas de decisões.
Em um projeto de produção de petróleo com fluxos de receitas e custos sob um
cenário de incerteza, o método de Monte Carlo mostra-se amplamente apropriado para o
tratamento dos riscos.
As simulações foram realizadas com auxilio do software @Risk, da empresa
Palisade Corporation, que funciona como macro em planilha Excel, permitindo
modelar distribuições randômicas de diversas variáveis, gerando amostras de valores
possíveis segundo definições de densidade de probabilidade que as caracterizam. Esta
abordagem será melhor tratada ao longo deste trabalho.
2.3 Métodos de Análise de Investimento Utilizados
2.3.1 Fluxo de Caixa Descontado
A determinação do valor de ativos para análise de investimentos é uma questão
chave em finanças. A abordagem tradicional para tratar esta questão é o método do
Fluxo de Caixa Descontado (FCD).
O fluxo de caixa de projetos de exploração e produção (E&P) é composto por valores
monetários de entradas e saídas de caixas, provenientes das receitas geradas pela venda
da produção de óleo e gás e despesas da atividade de exploração da jazida petrolífera.
34
As despesas podem ser classificadas em investimentos de capital como “capital
Expenditures” (CAPEX) ou despesas operacionais caracterizando-se em “Operacional
Expenditures” (OPEX).
Neste contexto, usualmente o CAPEX compreende as despesas de capital
relacionadas aos investimentos nas atividades de exploração (mapeamentos geológicos
e sísmicos), avaliação (poços pioneiros, teste de produção, perfilagem) e
desenvolvimento (perfuração e completação de poços produtores e injetores,
equipamentos e plantas de processo, plataformas, etc). Já o OPEX compreende todas as
despesas de natureza operacional, variáveis ou fixas inerentes á fase de produção
(custos de aluguel de sondas, aluguel de embarcações, mão de obra, materiais e
insumos, manutenção de equipamentos, entre outros).
Como as despesas e receitas ocorrem ao longo do tempo de vida útil de um campo
em diferentes momentos e com diferentes magnitudes, os valores podem ser atualizados
para uma data arbitrária de referência com a finalidade de análise, através de
mecanismos de valoração do capital no tempo, como a taxa de desconto. O valor de um
projeto é então a diferença resultante entre os valores de fluxo de lucros esperados e o
fluxo de investimentos necessários a proporcionar as receitas, trazidos ao tempo
presente, o Valor Presente Líquido (VPL).
Sob condição livre de incerteza, isto é, em uma suposição de um caso em que todos
os parâmetros que compõe as receitas e despesas de um projeto sejam constantes e
conhecidos, pode-se estimar o fluxo de caixa líquido anualizado de um projeto segundo
a equação:
𝐹𝐶𝐿𝑖 = 𝑞𝑖x 𝑝𝑖 − 𝐶𝐴𝑃𝐸𝑋𝑖 − 𝑂𝑃𝐸𝑋𝑖
onde:
𝑞𝑖 é a vazão da produção no ano i,
𝑝𝑖 é o preço do petróleo no ano i,
𝐶𝐴𝑃𝐸𝑋𝑖 é o valor da soma dos investimentos no ano i,
𝑂𝑃𝐸𝑋𝑖 é o valor das despesas operacionais no ano i,
35
Vale ressaltar que esta abordagem assim como realizado no trabalho, não leva em
consideração a fatia governamental de gastos que inclui as participações
governamentais como Royalties, Imposto de Renda de pessoa jurídica, PIS, dentre
outros [9].
Logo, o Valor Presente Líquido para um projeto com T anos de produção é expresso
por:
𝑉𝑃𝐿 = 𝐹𝐶𝐿𝑖
(1 + 𝑟)𝑖
𝑇
𝑖=0
− 𝐼0
Como neste trabalho são considerados cenários sob incerteza, os componentes de
custos e receitas foram tratados por distribuições de probabilidade gerando também
distribuições para o FCD e o VPL do projeto.
2.3.2 Teoria das Opções Reais
O cenário empresarial atual é altamente competitivo e incerto, onde cada vez mais, é
vital gerenciar empresas de uma maneira flexível e rever constantemente estratégias e
planos antes concebidos, sobretudo quando as quantias envolvidas são na ordem de
bilhões.
Entre os tipos de flexibilidade, pode-se destacar a opção de adiar o investimento, de
expandir ou contrair a escala de produção, de abandonar temporariamente o projeto ou
definitivamente.
As tomadas de decisões realizadas em qualquer momento do projeto influenciam o
futuro da empresa. Técnicas quantitativas de avaliação de projetos como valor presente
líquido ou fluxo de caixa descontado e nem sempre conduzem à melhor solução
estratégica, uma vez que estimam os fluxos de caixa futuros com base nas premissas do
início da vida útil do projeto. As decisões gerenciais são consideradas estáticas, e as
opções reais existentes no projeto não são quantificadas.
Sem o propósito de discutir a fundo as técnicas de quantificação do valor da opção,
pode-se afirmar que flexibilidade gerencial de abandonar um projeto em um dado
momento altera o perfil de risco porque introduzem uma assimetria ou inclinação na
36
distribuição de probabilidade do VPL de um projeto, expandindo o valor real da
oportunidade de um investimento e limitando as potenciais perdas [9].
Para captar o valor da opção do abandono o VPL precisa ser remodelado para:
𝑉𝑃𝐿𝑒𝑥𝑝𝑎𝑛𝑑𝑖𝑑𝑜 = 𝑉𝑃𝐿𝑡𝑟𝑎𝑑𝑖𝑐𝑖𝑜𝑛𝑎𝑙 + 𝑉𝑎𝑙𝑜𝑟𝑜𝑝çã𝑜 𝑑𝑜 𝑎𝑏𝑎𝑛𝑑𝑜𝑛𝑜
Embora o escopo deste trabalho não seja quantificar o valor da opção de abandono
do projeto nos cenários convencional e subsea to shore, captar o sentimento da
relevância que a flexibilidade gerencial pode trazer ao valor do projeto ao longo do
horizonte decisório e a diferença desta flexibilidade sobre projetos que apresentam
maior CAPEX e menor OPEX em relação a outro projeto que se mostra oposto, faz
parte das discussões apresentadas neste trabalho.
3 Metodologia de Pesquisa
A realização do trabalho se deu primeiramente mediante a modelagem de dois
sistemas de produção petrolífera através do software QUE$TOR, o sistema Subsea to
Shore e o sistema de produção convencional com Unidade Estacionária de Produção.
Como suportes à modelagem do campo e reservatório, além das características do
sistema de produção, foram utilizadas informações geológicas reais do campo modelo
de Voador, na Bacia de Campos, obtidos pelo banco de dados IHS EDIN. É importante
ratificar que os dados deste campo têm a finalidade de apenas caracterizar o campo de
interesse.
Dentre as informações utilizadas, incluem-se a densidade do óleo, pressão e
dimensões do reservatório, temperatura do reservatório e do campo, lâmina d’água,
distância ao terminal e à base de apoio, razão de gás óleo, profundidade do reservatório
e a reserva recuperável de óleo conhecida, bem como características e parâmetros
referentes à produção, tais como percentual de CO2 presente no gás, peso molecular do
gás no reservatório, taxa máxima de produção de óleo na fase plateau, número de poços
injetores e produtores, dentre outros.
Mediante a definição dos dois sistemas de produção, foram estimados o CAPEX e o
OPEX de todo o projeto, quase em sua totalidade fornecidos pelo QUE$TOR. Em
37
seguida foi reconhecido discriminadamente cada componente destes custos de acordo
com sua natureza, a fim de se tratar adequadamente as incertezas associadas às estas
estimativas através de distribuições probabilísticas.
Por ser um fator crítico em cenários de incerteza de projetos de produção petrolífera,
a simulação da evolução dinâmica do preço futuro do petróleo foi tratada com a
utilização do processo estocástico de Movimento Browniano Geométrico (MGB). Para
tal, utilizou-se o registro histórico de preços do petróleo Brent referente ao período de
1991 á 2016.
Em cada modelo, o valor do projeto foi estimado pelo método do fluxo de caixa
descontado (FCD), que essencialmente desconta um fluxo de caixa líquido esperado
(valor das entradas e saídas do projeto) a uma taxa de desconto constante que considera
o risco destes eventos no tempo.
O próximo passo foi realizar a simulação para obtenção da distribuição probabilística
do Valor Presente Líquido (VPL) para 10.000 iterações realizadas no software @RISK,
segundo a aplicação do método de Monte Carlo, em seu caráter estatístico. A escolha
deste número de iterações é limitada ferramentalmente pelo número máximo permitido
pelo @RISK, uma vez que quanto maior o número de amostras, mais confiável é o
resultado.
O software @RISK da empresa Palidase Corporation foi instalado como macro da
planilha EXCEL e permite modelar distribuições randômicas de uma ou mais variáveis,
gerando amostras de valores segundo distribuições dede probabilidade. Esta abordagem
permite reconhecer as probabilidades associadas a valores do projeto, bem como o valor
esperado para este indicador de viabilidade econômica e o risco do VPL através
variância desta distribuição.
Por fim, foram considerados seis cenários de abandono da produção em anos
distintos mediante a abordagem somente do CAPEX, OPEX e descomissionamento dos
equipamentos em campo, cujo propósito é reconhecer a influência da flexibilidade
gerencial na distribuição de probabilidade do custo total, em cada modelo de produção.
Embora não seja o cenário ideal para avaliação do valor da opção da flexibilidade
gerencial no abandono do projeto com base na teoria das opções reais, ainda sim esta
38
abordagem possibilita reconhecer os efeitos desta opção ao longo do tempo sobre
projetos de maior capital afundado e menores custos operacionais em relação a modelos
de menor investimento afundado e maiores custos operacionais.
4 Modelagem dos Cenários de Interesse
4.1 Modelagem do Campo
O campo modelo para análise deste trabalho é inspirado no campo de Voador, que se
encontra na Bacia de Campos, a noroeste do Campo de Marlim, a cerca de 160 km do
município de Macaé, no estado do Rio de Janeiro e possui dimensões aproximadas de
6,1 km de comprimento por 5,3 km de largura, sob lâmina d’água que varia entre 400 a
700 metros. Para as bases do projeto, foi considerada a lâmina d’água de 610 metros. A
temperatura média máxima ambiente de 28 °C e temperatura média do mar de 10 °C.
Estas informações foram obtidas através do banco de dados de poços georreferenciados
IHS-EDIN.
O terminal de escoamento da produção é o terminal de Cabiúnas, localizado no
município de Macaé a cerca de 160 km do campo de Voador. A base de apoio de
embarcações é a BAVIT, localizada na cidade de Vitória, no estado de Espírito Santo, a
cerca de 237 km do Campo de Voador. O dado do campo utilizado tem o simples
propósito de caracterizar o cenário de interesse e são somente inspirados no Campo de
Voador.
4.2 Modelagem do Reservatório
A composição química dos reservatórios petrolíferos varia expressivamente em
função da profundidade e localização (tipo de bacia) dos mesmos. Neste trabalho, o
reservatório considerado é de óleo com gás associado e teve suas características
estimadas pelo QUE$TOR com base no banco de dados IHS-EDIN em 4,05 km de
comprimento, 2,02 km de largura e 2.560 metros de profundidade. Da mesma forma, a
pressão no reservatório foi estimada em 273 bar com temperatura média de 68,4 °C.
A reserva recuperável estimada é de 82 milhões de barris de petróleo e cerca de 40
bilhões de pés cúbicos de gás. A razão gás óleo (RGO) é de 488 pés cúbicos por barril.
39
A densidade do óleo do reservatório é de 20,5°API e o gás tem peso molecular de 30
g/mol com percentual de CO2 de 0,295%. A presença de H2S foi desconsiderada. Para
efeitos de projeto, a relação inicial entre a vazão de água e a vazão total de líquido
(watercut) medidos em uma condição padrão foi assumida como 10%.
A configuração de poços assumida é baseada em dados atuais do sistema de
produção deste campo, portanto segundo a Agência Nacional de petróleo, Gás natural e
Bicombustíveis (ANP), são admitidos sete poços produtores e três poços injetores de
água.
4.3 Perfil da Produção
O perfil da curva de produção estabelecido pelo QUE$TOR se baseia na reserva
recuperável de óleo presente no reservatório, na densidade do óleo, pressão média do
reservatório e no pico de produtividade anual para estimar o ciclo de vida produtiva do
reservatório, o tempo para o plateau e sua duração. Todavia, algumas alterações foram
feitas com o propósito de se obter um perfil de produção mais adequado as análises
realizadas neste trabalho, bem como definir o perfil com características mais próximas a
realidade encontrada no Campo de Voador.
A premissa assumida neste trabalho é que o perfil de produção modelado tem pico de
produção de óleo de 30,8 mil barris por dia, 17 anos de vida produtiva da reserva até o
esgotamento, previsão de cinco anos desde o inicio da produção até ser alcançado o
plateau, onde o campo apresenta máxima produtividade de 10,5 milhões de barris no
ano de 2024 com as instalações offshore operando em plena capacidade.
Os sistemas de produção, processamento e exportação dos produtos extraídos são
dimensionados pelo QUE$TOR segundo a taxa de escoamento de óleo definida como
33,9 mil barris de óleo por dia (110% do pico médio diário de produção), a taxa de gás
associado de 16,5 milhões de pés cúbicos por dia (baseado na razão gás óleo) e a taxa de
escoamento de líquido de 37,6 mil barris por litro (baseada em 110% da média de pico
diário de produção). Já a base para o dimensionamento do sistema de escoamento de
água depende da capacidade fluxo de injeção de água nos poços injetores (37,6 mil
barris diários, adotada como 100% da taxa de escoamento de líquido) e o sistema de gás
lift próprio do cenário convencional de produção é dimensionado com base na razão gás
40
óleo de 488 pés cúbicos por barril. No Gráfico 4-1 pode ser vista a curva do perfil de
produção de óleo definida no QUE$TOR em milhões de barris por ano.
Gráfico 4-1: Perfil de produção de óleo em MM barris por ano.
4.4 Modelagem do Sistema Convencional com UEP
No sistema de exploração e produção convencional, a unidade estacionária de
produção é um Floating, Production, Storage and Offloading (FPSO), ou seja, um
sistema flutuante de produção, armazenamento e alívio baseado em um navio Panamax
convertido até 73.000 toneladas de dead weight. O sistema de ancoragem é do tipo
turrent interno com 8 linhas de ancoragem.
No arranjo submarino idealizado, a produção dos sete poços satélites produtores é
enviada para o manifold de produção. Os poços produtores encontram-se a 1 km do
manifold de produção, responsável por direcionar a produção total dos sete poços ao
topside do FPSO, localizado a 4,5 km deste.
No topside, a complexa planta de processo permite a separação do fluido e gás por
meio de três separadores trifásicos horizontais, dois aquecedores, dois desidratadores e
um resfriador para, ao fim do processo, o gás produzido e a água de formação sejam
separados do óleo. Duas bombas cujo diferencial de pressão individual é de 6,5 bar e
potência de 72,5 HP garantem a pressão necessária para o escoamento do óleo pelo
método de exportação offloading, onde uma embarcação de alívio recebe o escoamento
do óleo por linhas. É importante ratificar que a pressão e temperatura máximas de
entrada do fluido de produção no separador são de 32,3 ºC e 35 bar ao passo que ao fim
0,0
2,0
4,0
6,0
8,0
10,0
12,0
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17
Va
zão
Óle
o M
Mb
bl/
an
o
Anos de Produção
41
do processo na saída do resfriador apresentam-se em 50°C e 4,5 bar, onde neste
momento o óleo possui densidade de 23,7°API. Um separador de teste também é
promovido.
Quanto ao processo de tratamento do gás segregado do fluido de produção, este entra
no resfriador com temperatura de 66°C e 35 bar de pressão, passa por um desidratador
para retirada de água e um condensador, saindo do processo com temperatura de 20,5ºC
e pressão de 29 bar. O gás produzido então é injetado nos poços através de um sistema
de Gás Lift como método de elevação artificial cujo propósito é facilitar o deslocamento
dos fluidos até a plataforma. O gás não utilizado passa por dois compressores
centrífugos que elevam sua pressão de 29 bar para 55,3 bar, necessária para o
escoamento à costa.
Já no processo de injeção de água, a água de formação segregada é misturada à água
do mar captada através de risers ligados à plataforma e necessita ser tratada para que
não haja incompatibilidade entre esta e a água de formação.
À medida que o poço perde sua capacidade de produção de óleo, a geração de água
aumenta gradativamente de modo que quanto maior o tempo de produção, mais água é
gerada. A injeção de água tem importante contribuição para manter a pressão no
reservatório adequada à manutenção da eficiência produtiva. A Figura 4-1 mostra o
layout da modelagem do sistema convencional no QUE$TOR subdividido em grupos de
topside com a planta de processo, FPSO com o casco, poços de perfuração, sistemas
submarinos e o pipeline de exportação de gás até a costa, como será melhor abordado no
tópico 5.
42
Figura 4-1: Layout da modelagem do sistema convencional. (Fonte: Software IHS QUE$TOR).
4.4.1 Geometria das Instalações Submarinas
Nesta seção são apresentados os dados técnicos da arquitetura e operacionais das
instalações submarinas referentes às linhas de escoamento ou flowlines, risers,
umbilicais, manifold (de produção e injeção de água) e árvores de natal molhadas.
A produção é escoada desde as sete árvores de natal molhadas de produção por sete
linhas flexíveis de 4 polegadas de diâmetro com pressão máxima de entrada de 83,25
bar ao longo de um quilômetro até o manifold de distribuição e possui pressão máxima
de saída de 77,53 bar.
Do manifold, o escoamento da produção segue por uma linha flexível de 10
polegadas de diâmetro ao longo de 4,5 km com pressão máxima do fluido na saída do
sistema de risers e no tie-back de 66,51 bar.
Quanto ao sistema de injeção de água, após a combinação entre água de formação e a
água do mar captada e tratada, esta combinação escoa por um sistema de risers flexíveis
lazy S de 880 metros de comprimento até o flowline flexível de 10 polegadas de
diâmetro e comprimento de 4,5 km que destinará o escoamento ao manifold de injeção.
Do manifold, três flowlines flexíveis de 6 polegadas e 1 km cada injetarão a água nos
três poços satélites de injeção.
43
Já o escoamento do gás após o processamento no topside se dá ao longo do flowline
de gás rígido composto por aço carbono de diâmetro 8 polegadas e cuja extensão total é
de 160 km. A pressão de chegada no terminal de Cabiúnas é de 15 bar.
Com o propósito de controle de válvulas de injeção de água e de produção no
manifold e ANM, parte do suprimento de energia, envio de sinais de monitoramento de
elementos físicos e suprimento de produtos químicos, o sistema de umbilicais estáticos
modelado é do tipo eletro-hidráulico de material termoplástico e liga o manifold (com
funções de produção e injeção) até as ANM ao longo de 1 km de extensão por 10
umbilicais (referentes a cada poço) compostos por 4 tubos químicos de 9,52 mm de
diâmetro, 4 cabos de sinal elétrico de 1,58 mm de diâmetro, 4 tubos de controle de 9,52
mm de diâmetro e 2 cabos de potência de 5 mm de diâmetros. A Figura 4-2 mostra o
layout mais detalhado do sistema submarino no cenário convencional diretamente do
QUE$TOR, onde podem ser vistos o manifold, os poços de produção em verde e
injeção em azul, além dos flowlines de injeção química (CI), de Gás Lift (GL), de
produção (PR), de teste (TS) e injeção de água (WI).
Figura 4-2: Layout do sistema submarino no cenário convencional. (Fonte: Software IHS QUE$TOR).
44
4.5 Modelagem do Sistema Subsea to Shore
No conceito subsea to shore a produção é escoada diretamente para uma planta de
processamento montada na costa, através de um arranjo submarino instalado no leito
marinho, ao passo que todo o controle do processo é realizado diretamente de terra.
A eliminação da necessidade do uso de unidades estacionárias de produção (UEP) é
uma importante característica deste sistema, pois permite viabilizar a produção de
campos que antes não eram atrativos do ponto de vista econômico por já estarem
depletados. Por outro lado, embora se espere que os custos de capital afundado sejam
maiores neste sistema, é possível que os custos operacionais do campo sejam reduzidos
quando comparados ao sistema convencional, principalmente no que se refere a mão de
obra.
No sistema modelado, toda a produção de óleo e gás é exportada diretamente para a
costa, enquanto a água produzida é segregada no leito marinho e reinjetada no
reservatório através dos poços injetores. No arranjo submarino idealizado, a produção
dos sete poços satélites produtores é enviada para o manifold de produção (que também
possui função injetora de água). Os poços produtores encontram-se a um quilômetro do
manifold, também responsável por direcionar a produção total dos sete poços para o
separador submarino multifásico (SSAO) localizado a 4,5 km deste.
Neste separador será realizada a separação primária e a água produzida será
reinjetada no reservatório devido ao seu baixo valor econômico. Neste ponto, foi
assumida a premissa da eficiência de 100% na separação da água, embora este nível
ainda não seja alcançado sequer pelos equipamentos mais modernos.
Como mencionado anteriormente, a reinjeção terá um papel importante na
manutenção da pressão estática do reservatório e irá otimizar o escoamento do óleo e do
gás até a costa devido a manutenção da pressão no reservatório. Vale ressaltar neste
ponto, que o sistema Subsea Raw Water Injection (SRWI) utilizado não possibilita
somente a reinjeção de água nos poços injetores através de bombas, como também
permite a captação de água do mar a cerca de 100 metros do leito marinho para ser
minimamente tratada no próprio sistema e reinjetada juntamente com a água de
45
formação, reduzindo a possibilidade de incompatibilidade entres as águas, idealização
assumida de acordo com a utilização deste equipamento no campo de Barracuda.
A produção de óleo e de gás, após o separador, escoará para a costa através de dois
pipelines bifásicos de aço carbono cada qual com 160 quilômetros de extensão até o
terminal idealizado, inspirado na mesma distância do Campo de Voador ao terminal de
Cabiúnas.
Distante 5 km do separador, foi instalada uma bomba multifásica hélico axial em
cada pipeline de escoamento bifásico, sendo responsáveis pelo rebombeio da produção
(boosting) e a manutenção adequada da pressão nas linhas até a planta de tratamento em
terra.
A adoção de somente uma bomba em cada pipeline nesta posição se deve a queda de
pressão acentuada nos dutos rígidos devido à declividade do leito marinho de 140
metros no trecho de 5 km em relação a 470 metros no restante do trajeto de 155 km. As
bombas de 802 HP de potência são suficientes para entregar o produto ao terminal á
pressão desejada de 15 bar. A Figura 4-3 mostra o layout do sistema subsea to shore
modelado no QUE$TOR indicando os dois pipelines bifásicos de escoamento (2Ph), o
cabo de potência (Pwr), o pipeline de metanol (MeOH) e os demais componentes
submarinos.
Figura 4-3: Layout da modelagem do sistema subsea t o shore. (Fonte: Software IHS QUE$TOR).
46
4.5.1 Geometria das Instalações Submarinas
Nesta seção são apresentadas informações do arranjo das instalações submarinas e
aspectos físicos referentes às linhas de escoamento, sistemas de umbilicais, manifold,
bombas submarinas, separador submarino e o sistema captação e reinjeção de água.
Primeiramente, a produção é escoada desde as sete ANM de produção por sete linhas
flexíveis de 4 polegadas de diâmetro com pressão máxima de entrada de 68,69 bar ao
longo de 1km até o manifold de distribuição e possui pressão máxima de saída de 62,24
bar.
Do manifold, o escoamento segue por uma linha flexível de 12 polegadas de
diâmetro ao longo de 4,5 km com pressão máxima do fluido na saída da linha ou
entrada no separador submarino de 57,1 bar. Do separador o escoamento segue para a
costa através de dois dutos bifásicos rígidos de aço carbono com 16 polegadas de
diâmetro ao longo de seus 160 km de extensão total cada.
Quanto ao sistema de injeção de água, após a segregação no separador submarino
(SSAO) a água de formação segue por uma linha flexível de 3 polegadas de diâmetro ao
longo de 700 metros até o sistema SRWI que capta a água do mar a cerca de 100m do
leito marinho e a rebombeia juntamente com a água de formação por uma linha de 10
polegadas de diâmetro ao longo de 3,8 km até o manifold de injeção. A água misturada
então segue por três linhas flexíveis de 1 km com 6 polegadas de diâmetro cada, até as
ANM de injeção.
O sistema de umbilicais estáticos modelados são compostos basicamente por dois
tipos, o primeiro liga o manifold até as dez ANM ao longo de 1 km por 10 umbilicais
(referentes a cada poço) de material termo-plástico compostos por 4 tubos químicos de
9,52 mm de diâmetro, 4 cabos de sinal elétrico de 1,58 mm de diâmetro e dois cabos de
potência de mesmas dimensões. O segundo sistema é constituído por 160 km de
umbilical do tipo multiplexado que consiste em um cabo de maior diâmetro composto
por cabos quatro cabos de sinal elétrico de 1,58 mm e um tubo hidráulico para controle
das válvulas na ANM, que manda o impulso elétrico com a informação de atuação em
determinada válvula. Então o fluxo é desviado para mangueiras menores a partir de um
controle eletrônico.
47
É importante ratificar que a utilização de umbilicais eletro-hidráulico direto com
tubos químicos adotados no sistema convencional torna-se inviável, pois devido à
enorme distância dos poços a costa a pressão requerida para atender tanto a demanda de
químicos em todos os poços, quanto o fornecimento adequado de fluido hidráulico para
controle de válvulas nas ANM e manifold certamente seria maior que a suportada pelos
umbilicais, além da lentidão da resposta Como solução alternativa utilizou-se uma linha
de escoamento de metanol (inibidor) do terminal até o manifold de distribuição,
composta por aço carbono com 6 polegadas de diâmetro. Do manifold, partem os
umbilicais com tubos químicos para tal fornecimento. A Figura 4-4 mostra o layout
mais detalhado do sistema submarino no cenário subsea to shore diretamente do
QUE$TOR, onde podem ser vistos o manifold, os poços de produção em verde e
injeção em azul, além dos flowlines de produção (PR), de injeção química (CI), injeção
de água (WI) e separador de óleo água (SSAO). Os demais equipamentos submarinos
como bombas multifásicas e de água (SRWI) não estão representados nesta figura.
Figura 4-4: Layout do sistema submarino no subsea to shore. (Fonte: Software IHS QUE$TOR).
4.6 Modelagem da Perfuração
A modelagem do sistema de perfuração como utilização de equipamentos, taxa de
perfuração, utilização de embarcações para operações de perfuração e instalação de
equipamentos é similar em ambos os sistemas de produção, uma vez que as
características geológicas do reservatório e do campo, número e natureza dos poços e
48
perfil de produção são preservados como os mesmos nos dois modelos, contribuindo
favoravelmente para os fins de estudo que este relatório propõe. Todavia, o sistema
subsea to shore adicionalmente possui dez bombas centrífugas submersas (BCSS) nos
poços de produção e injeção.
A perfuração dos 10 poços é realizada por navio drillship adequado á lâminas
d’águas máximas de 900 metros e todos os poços são direcionais do tipo build and hold.
A completação molhada é do tipo cased hole, onde o tubo (tubing) se estende na pay
zone.
A profundidade média do intervalo canhoneado encontra-se a 2.560 metros em
relação ao nível do mar com o kick-off de 300 metros (distância abaixo do nível do mar
onde a coluna desvia da vertical) compondo a extensão total da coluna de perfuração de
2.710 metros para os sete poços em cinco de produção e dois de injeção e 3.110 metros
para os demais.
49
5 Descrição dos Componentes e Custos
Neste capítulo serão tratadas e descritas simplificadamente as bases para estimativas
dos diversos custos fornecidos pelo software IHS QUE$TOR, ferramenta utilizada para
modelagem e estimativa do OPEX, CAPEX, custos de descomissionamento e
cronograma de atividades desde a fase de desenvolvimento, passando pela produção até
o posterior descomissionamento dos equipamentos.
O software IHS QUE$TOR permite produzir estimativas de custos de capital e
operacional de campos de desenvolvimento de petróleo e gás com o objetivo de auxiliar
o investidor ou analista na avaliação e subseqüente decisão gerencial nesta indústria. O
QUE$TOR utiliza uma abordagem sistemática para gerar bases técnicas de
desenvolvimento de campo, custos de capital e operacionais e cronogramas de projeto a
partir de dados básicos do campo fundamentado em 17 bases de dados offshore ao redor
do mundo.
No que se refere às bases de estimativas de custos realizadas neste projeto, é
importante destacar três pontos.
Em primeiro lugar, os investidores ou analistas utilizam os dados de saída do IHS
QUE$TOR e aplicam informações de conhecimento de mercado próprio e por vezes
restrito da empresa para estimar com maior confiança e realismo as variáveis de custos
que envolvem o projeto, tal como impostos referentes a compra e importação de
equipamentos. Portanto, a avaliação econômica realizada neste trabalho não contabiliza
estes tipos de informações.
Em segundo, os custos estimados pelo programa para este projeto, tomam como base
o banco de dados atualizado para o terceiro trimestre de 2015.
Em terceiro, todos os custos de equipamentos, materiais, instalação, fabricação,
certificação, seguro, frete, contingência, gerenciamento de projeto e custos operacionais
como afretamento de embarcações de apoio a plataforma foram estimados com base no
banco de dados referente à América Latina, em dólar.
50
5.1 Descrição e Apresentação dos Custos
O CAPEX é uma sigla que significa Capital Expenditure e corresponde à despesa de
capital ou investimento em bens de capital. O CAPEX corresponde ao montante de
capital ocorrido quando uma empresa investe na aquisição, melhoramento ou
desenvolvimento de bens de capital em um determinado projeto. Assim o CAPEX se
configura como o montante de investimento destinado a aquisição de equipamentos,
materiais e instalações para garantir a produção. O CAPEX, além do investimento
inicial, pode ser também o capital destinado para o desenvolvimento ou melhoramento
de um sistema de produção.
O OPEX significa Operational Expenditure e correspondendo as despesas
operacionais. O OPEX designa o montante de dinheiro utilizado para manter em
operação os bens de capital (equipamentos e instalações) de uma determinada empresa.
O OPEX equivale ao custo dispendido continuamente para manter a produção de um
produto ou serviço ou para manter em funcionamento um negócio ou um determinado
sistema.
O descomissionamento tratado como um elemento à parte ao OPEX e CAPEX,
correspondendo ao processo realizado após a conclusão da vida útil das instalações de
exploração e produção ou final da vida produtiva de um campo petrolífero. Refere-se ao
desmantelamento e remoção dos equipamentos, mesmo que parcialmente e contempla
um trabalho necessariamente multidisciplinar, em função de envolver um projeto entre
diversas áreas da engenharia (ambiental, financeira e segurança do trabalho), política e
bem-estar social
Nas seções seguintes serão detalhados os custos para aquisição dos componentes
essenciais e os custos operacionais atrelados à produção em cada cenário. Na parte do
CAPEX será incluída a perfuração e a completação dos poços e a concepção e
implantação dos sistemas de produção. No OPEX serão considerados os custos para
manutenção da produção ao longo da vida produtiva do campo. Por último, o
descomissionamento será composto pelo custo de remoção dos equipamentos orçados
na perfuração e no sistema submarino após a conclusão da produção.
51
5.1.1 Cenário Convencional com UEP
O CAPEX e OPEX no projeto do sistema convencional compreendem a fase de
desenvolvimento e produção do campo. As atividades de perfuração e completação dos
poços se iniciam em 2016 e se findam em 2019, ao passo que a instalação do pipeline
de exportação de gás, dos sistemas submarinos no leito marinho, do FPSO e seu topside
compreendem o mesmo período, de modo geral.
A produção tem início em 2019 com previsão para 17 anos de vida produtiva do
campo. Já o descomissionamento foi considerado para ser iniciado 12 meses após a
produção com duração de 18 meses até 2037.
Na Tabela 5-1 é apresentado o fluxo de custos determinísticos estimados diretamente
pelo QUE$TOR, dado em milhões de dólares, relacionado às fases de desenvolvimento,
produção e descomissionamento do campo no cenário convencional. Adicionalmente é
possível ver as taxas anuais de produção de óleo em milhões de barris e de gás em
bilhões de pés cúbicos. Vale destacar que o OPEX foi dividido em custos operacionais
de mão de obra, industriais e offshore, como será melhor tratado no próxima seção.
O calendário de operações do CAPEX é descrito detalhadamente no ANEXO A e foi
inteiramente admitido de acordo com o proposto no QUE$TOR, já os custos
operacionais durarão enquanto durar a produção.
52
Tabela 5-1: Fluxo de custos extraídos do QUESTOR no sistema convencional
Ano
CAPEX (MM US$) OPEX (MM US$) Descomis
sionament
o (MM
US$)
Produção
Perfuração
/Completa
ção
Custos de Instalação Óleo
MMbb
l/ano
Gás
Bscf/a
no Sistemas
Submarinos Pipelines Topside FPSO
Mão
de
Obra
Industriais Offshore
TOTAL 230,28 414,95 109,53 215,87 212,30 259,93 741,75 565,54 363,46 82,00 32,06
2016 2,87 2,84
2017 10,58 79,35 4,35 36,34 11,87
2018 78,10 261,07 62,67 64,35 156,15
2019 138,73 71,69 42,51 115,18 44,28 8,10 18,68 13,13 0,90 0,31
2020 16,25 39,43 26,22 3,05 1,13
2021 16,25 39,80 26,47 5,21 2,04
2022 16,25 51,56 44,56 7,37 2,95
2023 16,25 52,06 44,99 9,52 3,86
2024 16,25 54,62 26,65 10,38 4,22
2025 16,25 54,22 26,45 9,11 3,68
2026 16,25 53,54 50,29 7,53 3,02
2027 16,25 53,38 50,14 6,22 2,47
2028 16,25 42,20 26,05 5,15 2,01
2029 16,25 43,81 27,05 4,25 1,64
2030 16,25 48,27 46,39 3,52 1,32
2031 16,25 53,01 50,94 2,91 1,07
2032 16,25 41,95 40,32 2,40 0,86
2033 16,25 38,24 26,36 1,99 0,68
2034 16,25 38,20 26,33 1,64 0,53
2035 8,15 18,79 13,21 0,85 0,27
2036 121,09
2037 242,19
5.1.1.1 CAPEX
Nesta seção serão descritos os custos de capital aplicados no topside que compreende
toda a planta de processo com os módulos de produção, FPSO referente ao casco do
navio utilizado, o pipeline de exportação de gás até a costa, os poços de perfuração com
ANM e os demais sistemas submarinos como manifod e flowlines de escoamento. Os
custos diários de afretamento e quantidade de dias de utilização de embarcações de
apoio para instalação de equipamentos e componentes ou suprimento de consumíveis à
plataforma em todos os componentes de custos são fundamentados na base de dados do
QUE$TOR.
53
O CAPEX do sistema convencional com FPSO foi estimado em US$ 1,182 bilhões e
subdividido segundo a Tabela 5-2.
Tabela 5-2:Descrição do CAPEX so sistema Convencional.
Custos Centrais Totais (US$)
Topside 215.870.000
FPSO 212.304.000
Pipeline de Exportação de Gás 109.531.000
Poços de Perfuração 230.278.000
Sistemas Submarinos 414.955.000
CAPEX TOTAL 1.182.938.000
5.1.1.1.1 Poços de Perfuração
As estimativas dos custos de perfuração incluem o aluguel da sonda, a tripulação
relacionada às operações de perfuração, os equipamentos utilizados nos poços, a
utilização de consumíveis ao longo do processo, os custos dos materiais para fabricação
dos equipamentos e ferramentas. Esta parte da análise de custos, além da perfuração,
inclui também a operação de completação dos poços e foi estimado pelo software IHS
QUE$TOR é de US$ 230,278 milhões.
O custo de materiais é tomado por unidade em metros referentes ao comprimento de
cada tamanho de revestimento ou tubulação (tubing) descidos no poço baseados na
profundidade dos poços individuais e os itens necessários para a perfuração e
completação. O custo das brocas considera a descida de uma broca nova a cada corrida.
Já os custos de cimento, salmoura e lama são baseados na profundidade da broca, como
indicado na Tabela 5-3.
54
Tabela 5-3:Custo de materiais de perfuração de poços.
MATERIAIS Produzido em: America do Sul
QUANTIDADE UNIDADE (US$) CUSTO (US$)
20 in revestimento 1.000 m 210 210.000
13 3/8 in revestimento 6.620 m 142 940.000
9 5/8 in revestimento 17.640 m 91 1.605.000
7 in liner 5.010 m 59 296.000
5 in tubing (tubo de produção) 22.050 m 40 882.000
Cimento 22.050 m 57 1.257.000
Lama de Perfuração 22.050 m 104 2.293.000
Salmoura 22.050 m 53 1.169.000
Broca 22.050 m 184 4.057.000
Template de Perfuração 110 te 8.200 902.000
Sub Total 13.611.000
Frete 3,00% 13.611.000 408.000
Total Materiais US$ 14.019.000
Na parte da instalação foram considerados os consumíveis necessários ao
funcionamento da plataforma e as operações, como diesel, água e alimentos. Os
serviços de transporte com helicóptero cobrem o custo de transportar a tripulação a cada
troca de equipe entre a base e a locação. Vale destacar que poços foram revestidos ao
longo de toda a sua extensão durante a perfuração e para a operação de cimentação de
cada poço foi considerada a contratação de especialistas nesta atividade. Os custos de
instalação de equipamentos para a perfuração e completação dos poços é dimensionada
pelo custo diário de utilização de equipamentos e embarcações especializadas.
Para a atividade de perfuração e completação dos poços foi considerado o aluguel de
um navio sonda drillship durante 444 dias onde estão contempladas eventuais paradas
(downtime) devido a problemas operacionais previsíveis ou não, condições de mar e de
tempo, além dos dias necessários para mobilização e desmobilização.
Os custos das embarcações de apoio referente a atividade de perfuração e
completação dos poços incluem o transporte dos materiais e equipamentos de
perfuração e os consumíveis por quatro Plattform Supply Vessels (PSVs) da base de
apoio ao campo e utilização de Anchor Handling Tug Spreads (AHTS) durante 444 dias
totais. Os custos da base de apoio incluem o aluguel de uma base em terra para estocar
os equipamentos e materiais. Além disso, inclui um escritório para o trabalho de
55
engenharia e design das operações, recursos humanos, setor de compras, contabilidade e
administração. O número de tripulantes é típico para a região da América do Sul.
Tabela 5-4: Custo de instalação de perfuração de poços.
INSTALAÇÃO Localização: America do Sul
QUANTIDADE UNIDADE
(US$) CUSTO
(US$) Taxa de aluguel de Sonda 444 dias 183.000 81.252.000
Equipe de Perfuração 444 dias 26.300 11.677.000
Tripulação de Embarcação 444 dias 6.000 2.664.000
Consumíveis 444 dias 18.100 8.036.000
Serviços de Helicóptero 444 dias 4.700 2.087.000
Embarcações de Apoio 444 dias 107.000 47.508.000
Base de Apoio 444 dias 5.600 2.486.000
Movimentação da Sonda em Campo 4 dias 301.800 1.207.000
Mob / Demob da Sonda 7 dias 275.500 1.929.000
Especialista em Serviço de Cimentação 10 230.000 2.300.000
Total Instalação US$ 161.146.000
Os custos de equipamentos relacionados à perfuração são determinados pelo custo da
unidade e são estabelecidos com base em sua estratégia de aquisição e do material de
construção. É importante ratificar que, assim como em todos os custos de equipamentos
considerados em ambos os sistemas convencional e subsea to shore, são cobertos os
custos do fornecedor para fabricação e aquisição de subcomponentes.
A cabeça de poço abaixo da ANM inclui o custo do suspensor de revestimento
(casing hanger), suspensor de tubo (tubing hanger) e selos de vedação.
Tabela 5-5: Custo de equipamentos de perfuração de poços.
EQUIPAMENTO Produzido em: America do Sul
QUANTIDADE UNIDADE (US$) CUSTO
(US$) Poços Produtores - Cabeça de Poço 7 625.900 4.381.000
Poços Produtores - Completação 7 31.000 217.000
Poços Injetores - Cabeça de Poço 3 844.100 2.532.000
Poços Injetores - Completação 3 31.000 93.000
Sub Total 7.223.000
Frete 4,00% 7.223.000 289.000
Total Equipamento US$ 7.512.000
56
. Os custos gerais referentes ao gerenciamento e execução do projeto em homem-
hora necessário para realização da perfuração consideram estudos especiais, projeto
detalhado, serviços de inspeção e controle de projeto, gerenciamento e monitoramento
todas as fases de desenvolvimento contabilizando os salários e instalações de
escritórios. Ainda neste grupo, são relevantes o seguro e contingência como 4% e 20%
do custo total dos componentes de perfuração, respectivamente.
Tabela 5-6: Custos com design e gerenciamento de projetos
DESIGN & GERENCIAMENTO DE
PROJETO S. America
QUANTIDADE UNIDADE
(US$) CUSTO (US$)
Design 6.700 mhr 133 891.000
Gerenciamento de Projeto 5.100 mhr 186 949.000
Total Design e G&P US$ 1.840.000
SEGURO S. America
QUANTITY UNIT RATE COST
Seguro 4,00% 7.381.000
Total Seguro US$ 7.381.000
CONTINGENCIA S. America
QUANTIDADE UNIDADE
(US$) CUSTO (US$)
Contingência 20,00% 38.380.000
Total Contingência US$ 38.380.000
5.1.1.1.2 Sistemas Submarinos
Serão abordados os custos referentes ao sistema submarino de produção, injeção de
água, separação e exportação dos produtos. Os custos do cenário convencional são
detalhados considerando os equipamentos e os materiais necessários, a instalação do
sistema submarino na locação, o design e o gerenciamento do projeto, seguros
necessários e custos de contingência para eventuais gastos não previstos no início do
projeto. O custo total estimado pelo software QUE$TOR é de US$ 414,955 milhões.
Os custos de equipamentos do sistema submarino incluem os custos de manifold
(com função de produção e injeção), ANMs, linhas se escoamento da produção,
umbilicais, além das unidades de controle principal na plataforma e módulos adicionais
de controle em cada poço.
57
No manifold são considerados os custos da estrutura principal tubular de aço
residente incluindo equipamentos de aterramento e nivelamento do solo, proteção de
superfície, anodos e estacas para segura instalação no solo marinho. Adicionalmente
considerou-se os custos das válvulas necessárias para controle da produção, injeção e
teste, a tubulação do manifold dimensionada de acordo com as características do fluxo
esperado, além dos custos de todos os conectores ou pull in necessários. Todos estes
custos são tomados pelo peso em toneladas dos componentes.
Os custos das árvores de natal molhadas de produção e injeção são baseados nas
vazões e pressão de projeto e incluem principalmente os custos de suas estruturas
principais, equipamentos de controle submarino com pod de controle, equipamentos de
teste requeridos para cada poço, as válvulas de segurança de subsuperfície, válvulas
master inferior e superior, válvula choke, válvula wing e uma capa de proteção da
árvore (tree cap) por ser um poço submarino.
Tabela 5-7:Custo dos equipamentos sistema submarino
EQUIPMENTOS Produzido em: S. America
QUANTIDADE UNIDADE (US$) CUSTO (US$)
ANM Produção 7 57.694.000
ANM Injeção 3 23.559.000
Manifold 15.079.000
Controle Principal da Plataforma 1 630.000 630.000
Controle Adicional da Plataforma
(Poço) 10 83.500 835.000
Sub Total 97.797.000
Frete 4,00% 3.912.000
Total Equipmento US$ 101.709.000
Os custos de materiais são baseados no custo do comprimento das linhas de
escoamento satélite associados aos custos dos flowlines de produção e injeção, de
serviço de teste, de injeção química adicionais, umbilicais, além dos custos de todos os
conectores necessários em cada flowline, jumper ou umbilical ligado a ANM, além dos
custos por tonelada do pipe line and termination (PLET) associados a cada flowline de
injeção química e umbilical termination assembly (UTA) para cada umbilical.
58
Os custos do sistema de risers flexíveis contabilizam os risers de produção, injeção
de água, injeção química e serviço de testes, além de válvulas de fechamento do sistema
presentes nos risers de produção e teste, baseados no mesmo princípio.
Tabela 5-8: Custo dos mateiais sistema submarino
MATERIAIS Produzido em : S. America
QUANTIDADE UNIDADE (US$) CUSTO (US$)
Flowlines de Serviço,Produção, Gás
Lift e Injeção Química 7 40.061.000
Flowlines adicionais 1 43.044.000
Flowlines de Injeção de Água e
Química 3 12.189.000
Riser 16.598.000
Sistema de Risers (Bóia) 2 460.000 920.000
Sub Total 112.812.000
Frete 3,00% 3.384.000
Total Equipamento US$ 116.196.000
Os custos de instalação dos sistemas submarinos são baseados principalmente no
custo diário de utilização das embarcações especializadas como Dive Support Vessels
(DSV) para mergulho, Pipe Laying Support Vessel (PLSV) para instalação de linhas,
além de 25 dias de utilização de PSVs. Estes dados de utilização diária de embarcações
diversas foram estimados diretamente da base de dados do QUE$TOR.
Tabela 5-9: custo instalação sistema submarino
INSTALAÇÃO Localização: S. America
QUANTIDADE UNIDADE (US$) CUSTO (US$)
Pipelay spread ( reel-lay) 82 dias 199.500 16.359.000
Diving support vessel tie ins 287 dias 264.000 75.768.000
Diving support vessel Teste e
Comissionamento 9 dias 264.000 2.376.000
Equipamentos para Teste e
Comissionamento 21 dias 37.500 788.000
Survey vessel 15 dias 108.000 1.620.000
Supply vessel (PSV) 25 dias 64.000 1.600.000
Total Instalação US$ 98.511.000
Os custos referentes ao gerenciamento e execução do projeto em homem-hora
abrangendo o tempo necessário desde o projeto detalhado até a instalação submarina
(inclui estudos especiais, projeto detalhado, serviços de inspeção e controle de projeto,
59
gerenciamento e monitoramento todas as fases de desenvolvimento contabilizando os
salários, instalações de escritórios, dentre outros), seguro e contingência como 4% e
20% do custo total dos componentes de perfuração, respectivamente.
Tabela 5-10: Custos de design e gerenciamnto de projetos sistema submarino
DESIGN & GERENCIAMENTO DE
PROJETO S. America
QUANTIDADE UNIDADE
(US$) CUSTO (US$)
Design 82.300 mhr 133 10.946.000
Gerenciamento de Projeto 27.600 mhr 186 5.134.000
Total Design e G&P US$ 16.080.000
SEGURO S. America
QUANTIDADE UNIDADE
(US$) CUSTO (US$)
Seguro 4,00% 13.300.000
Total Seguro US$ 13.300.000
CONTINGENCIA S. America
QUANTIDADE UNIDADE
(US$) CUSTO (US$)
Contingência 20,00% 69.159.000
Total Contingência US$ 69.159.000
5.1.1.1.3 Pipeline de exportação de Gás
O custo do pipeline de escoamento de gás para a costa é baseado no custo por
comprimento do duto rígido de aço carbono, sob influência do diâmetro, sofisticação
material e espessura, ainda considerando o custo adicional de três camadas de
revestimento de polipropileno. Adicionalmente são contabilizados os custos do sistema
de riser e bóia na ligação ao topside da plataforma e toda a estrutura referente ao PLET
na terminação do pipeline de gás. O custo total estimado pelo software QUE$TOR é de
US$ 109,531 milhões.
60
Tabela 5-11: custo de materiais pipeline de gás
MATERIAIS Produzido de: América do Sul
QUANTIDADE UNIDADE (US$) CUSTO (US$)
Linepipe (D = 8 in, t = 9,68 mm, Aço
Carbono) 160,00 km 101.149 16.184.000
Revestimento 160,00 km 28.000 4.480.000
Isolamento
Sub Total 20.664.000
Anodos 110 te 8.200 902.000
Terminação da Exportação ( lazy S
Flexível)
Riser linepipe (D = 8 in) 880 m 2.150 1.892.000
Arco do riser e sistema de boias 1 250.000 250.000
Spools, flanges & fittings 1 65.000 65.000
Terminação da Recepção (Shelving
beach)
PLETs 1 1.102.000
Sub Total 24.875.000
Frete 3,00% 746.000
Total Materiais US$ 25.621.000
Da mesma forma que as instalações dos flowlines, os custos relacionados à instalação
do pipeline de exportação e gás são concebidos segundo os custos diários de utilização
das embarcações de especializadas como PLSVs com lançamento S-Lay e DSVs.
Tabela 5-12: custo de instalçao sistema submarino
INSTALAÇÃO Localização: América do Sul
QUANTIDADE UNIDADE (US$) CUSTO (US$)
S-lay sem DP 109 dias 299.500 32.646.000
Diving support vessel (DSV) 61 dias 165.500 10.096.000
Equipamentos de teste e
Comissionamento 26 dias 37.500 975.000
Trench vessel 12 dias 135.000 1.620.000
Survey vessel 44 dias 108.000 4.752.000
Shore approach 4.050.000
Total Instalação US$ 54.139.000
Os custos referentes ao gerenciamento e execução do projeto em homem-hora para
concepção dos cabos (inclui estudos especiais, projeto detalhado, serviços de inspeção e
controle de projeto, gerenciamento e monitoramento todas as fases de desenvolvimento
61
contabilizando os salários, instalações de escritórios, dentre outros), seguro e
contingência como 4% e 15% do custo total considerado no pipeline.
Tabela 5-13: Custos de design e gerenciamnto de projetospipeline de gás
DESIGN & GERENCIAMENTO DE
PROJETO S. America
QUANTIDADE UNIDADE
(US$) CUSTO (US$)
Design 30.000 mhr 133 3.990.000
Gerenciamento de Projeto 42.100 mhr 186 7.831.000
Total Design e G&P US$ 11.821.000
SEGURO S. America
QUANTIDADE UNIDADE
(US$) CUSTO (US$)
Seguro 4,00% 3.663.000
Total Seguro US$ 3.663.000
CONTINGENCIA S. America
QUANTIDADE UNIDADE
(US$) CUSTO (US$)
Contingência 15,00% 14.287.000
Total Contingência US$ 14.287.000
5.1.1.1.4 FPSO
Os custos relacionados ao FPSO contabilizam os custos de compra do próprio navio,
sistema de amarração, quartos para a tripulação marítima, instalação de equipamentos e
gerenciamento de projetos e foram estimados pelo software QUE$TOR em US$
212,304 milhões.
Os custos da conversão incluem a compra de um petroleiro Panamax existente entre
50.000 e 73.000 toneladas de dead weight e a modernização que possibilitam o
recebimento das instalações de produção, cujos custos serão tratados no próximo tópico.
O preço de compra do navio baseia-se no preço de um novo petroleiro que está
disponível para revenda e entrega imediata.
O custo de modificação do FPSO inclui o reforço estrutural da embarcação devido à
carga exercida no convés mediante a instalação da planta de processo, a adição de um
sistema de amarração de turret interno e um elevador de convés.
62
Os custos de equipamentos contabilizam, além do próprio navio, o custo por unidade
de swivels, as âncoras de arraste (drag embedded anchor) cujo custo é estimado por
tonelada de material, os guinchos de amarração montados no turret interno durante a
fase de construção no estaleiro e sistema de manipulação. Adicionalmente são contabilizados
os custos dos fornecedores para cobrir a fabricação dos equipamentos e aquisição de
subcomponentes.
Tabela 5-14: custo de equipamentos FPSO
EQUIPAMENTO Procured from: S. America
QUANTIDADE UNIDADE (US$) CUSTO (US$)
Compra do Navio 50.000.000
swivels 6 polegadas 5 5.400.000 27.000.000
Âncora de Arrasto 112 te 8.600 963.000
Total Equipamento US$ 77.963.000
Os custos de materiais são estimados pelo custo da tonelada dependendo do nível de
sofisticação deste. Envolvem todos os custos de materiais requeridos para conversão do
navio, no sistema de turret interno e no sistema de amarração, tais como as correntes
para as 8 linhas de amarração, materiais requeridos para reforço estrutural e o sistema
offloading (com carretel de mangueira de 20 polegadas). Os itens estão descriminados
na tabela.
Tabela 5-15: Custo de materiais FPSO
MATERIAIS Produzido de: S. America
QUANTIDADE UNIDADE
(US$) CUSTO
(US$) Reforçadores 630 te 1.540 970.000
Marinhos / offloading 200 te 24.000 4.800.000
Upgrade Geral 100 te 10.100 1.010.000
Corrente (5,5 in) 6.380 m 1.240 7.911.000
Linhas de Amarração (5,5 in) 6.228 m 520 3.239.000
Terminação de Amarração 16 27.000 432.000
Frame / mooring arm 400 te 2.850 1.140.000
Turret / riser 700 te 3.700 2.590.000
Elevador de Convés 965 te 1.180 1.139.000
Sistema Offloading (hose D = 12 in) 249 te 14.800 3.685.000
Sub Total 26.916.000
Frete 6,00% 1.615.000
Total Materiais US$ 28.531.000
63
Os custos de fabricação incluem todas as atividades de fabricação, desde a recepção
e armazenamento de materiais, fabricação, montagem, teste, pré-comissionamento e
pesagem. Estes custos são estimados a partir da tonelagem de material, do número de
homem-hora necessários para fabricação de cada tonelada (baseado em normas de
fabricação e estudos técnicos de estaleiros na América Latina) e o custo por homem-
hora, como pode ser visto na tabela.
Tabela 5-16: custo de fabricação FPSO
FABRICAÇÃO Localização: S. America
QUANTIDADE UNIDADE (US$) CUSTO (US$)
Reforçadores do Casco 630 te 7.240 4.561.000
Mariítmos / offloading 200 te 9.120 1.824.000
Upgrade Geral 100 te 8.180 818.000
Turret 1.100 te 9.160 10.076.000
Elevated deck 965 te 9.680 9.341.000
Total Fabricação US$ 26.620.000
Os custos de instalação incluem o reboque do petroleiro do pátio de fabricação do
estaleiro ao local de instalação do topside, os custos de sua instalação, custos das
embarcações para instalação de âncoras e amarração. Na mobilização e desmobilização
o custo unitário incorpora a contratação de embarcações, mão-de-obra, combustível,
consumíveis, tempo de inatividade e suporte onshore. A estimativa de dias para cada
operação é fundamentada na base de dados do QUE$TOR.
Tabela 5-17: custo de instalação FPSO
INSTALAÇÃO Localização: S. America
QUANTIDADE UNIDADE (US$) CUSTO (US$)
Transporte do Estaleiro de
Fabricação (incluindo mob /demob) 88 dias 139.000 12.232.000
Mob / Demob e tow out 10 dias 252.000 2.520.000
Instalação 10 dias 252.000 2.520.000
Total Instalação US$ 17.272.000
São também considerados os custos para testes de mar e comissionamento dos
sistemas marítimos no navio baseado no custo unitário composto pela mão-de-obra,
combustível e demais consumíveis.
64
Tabela 5-18: Custo de HOOK-UP FPSO
HOOK-UP &
COMISSIONAMENTO Localização: S. America
QUANTIDADE UNIDADE (US$) CUSTO (US$)
Teste de Mar e Comissionamento
Marinho 15 dias 213.000 3.195.000
Total Hook-up &
Comissionamento US$ 3.195.000
Os custos gerais são referentes a gerenciamento e execução do projeto em homem-
hora, seguro (como porcentagem do custo total para cobrir o projeto até o primeiro óleo)
e contingência (como percentagem dos custos totais do petroleiro incluindo certificação
para a avaliação do projeto, equipamento, materiais e construção do petroleiro por uma
autoridade certificadora).
Tabela 5-19: Custo de design e gerenciamento de projeto FPSO
DESIGN & GERENCIAMENTO
DE PROJETO S. America
QUANTIDADE UNIDADE (US$) CUSTO (US$)
Design 50.000 mhr 133 6.650.000
Gerenciamento de Projeto 27.500 mhr 186 5.115.000
Total Design e G&P US$ 11.765.000
SEGURO S. America
QUANTIDADE UNIDADE (US$) CUSTO (US$)
Seguro 7,00% 11.574.000
Total Seguro US$ 11.574.000
CONTINGENCIA S. America
QUANTIDADE UNIDADE (US$) CUSTO (US$)
Contingência 20,00% 35.384.000
Total Contingência US$ 35.384.000
5.1.1.1.5 Topside
Assim como os demais elementos do sistema convencional, o custo total do topside é
subdividido em custos de materiais, equipamentos, instalação, fabricação e os custos
gerais restantes. O custo total do topside foi estimado pelo software QUE$TOR é de
US$ 215,870 milhões.
65
O custo de equipamentos é estimado com base no custo por tonelada de equipamento
levando em consideração sua sofisticação além do tipo de material utilizado, como o
aço inoxidável. Os sistemas aqui considerados envolvem o sistema de processamento
(com separador, aquecedor e desidratador) e exportação de óleo (com bombas de óleo),
processamento e compressão de gás, de injeção de água (filtros e bombas) e sistema de
geração e distribuição de energia.
Tabela 5-20: Custo de equipamento Topside
EQUIPAMENTO Produzido de: America do Sul
QUANTIDADE UNIDADE (US$) CUSTO
(US$) Coletor
Lançadores e Receptores de Pig
Submarino 11 te 27.000 297.000
Processamento do Óleo
Separador 110 te 15.200 1.672.000
Desidratador 70 te 17.600 1.232.000
Aquecedor 9 te 25.000 225.000
Resfriador Shell & tube 9 te 25.000 225.000
Exportação do Óleo
Bomba de Óleo, Drivers e Medidores 67 te 19.500 1.307.000
Processamento do Gás
Desidratação de Gás
Glicol 29 te 16.000 464.000
Condensador
LTS /Trocador 7 te 19.500 137.000
Pacote de Refrigeração 24 te 37.000 888.000
Medidores de Gás 4 te 24.500 98.000
Compressão de Gás
Compressores de Gás Flash 7 te 50.000 350.000
Purificadores de Gás Flash 1 te 16.000 16.000
Resfriadores de Gás Flash 4 te 25.500 102.000
Compressores de Exportação de Gás 24 te 50.000 1.200.000
Purificadores de Exportação de Gás 2 te 16.000 32.000
Resfriadores de Exportação de Gás 6 te 25.500 153.000
66
Tabela 5-21: Custo equipamento Topside
EQUIPAMENTO Produzido de: America do Sul
QUANTIDADE UNIDADE (US$) CUSTO
(US$) Injeção de Água
Filtros 38 te 13.700 521.000
Deaerador 28 te 13.500 378.000
Bombas e Drivers de Motores elétricos 8 te 33.100 265.000
Controle e Consumíveis 14 te 618.600 8.660.000
Quartos e Heliporto 536 te 12.400 6.646.000
Utilitários de Processamento 296 te 8.256.000
Estrutura do Flare 48 te 6.800 326.000
Potência
Gerador de Energia 126 te 68.400 8.618.000
Distribuidor de Energia 78 te 33.500 2.613.000
Instalações Elétricas 233 te 19.800 4.613.000
Sub Total 49.294.000
Frete 5,00% 2.465.000
Total Equipamentos US$ 51.759.000
O custo de materiais é estimado pelo custo da tonelada de cada material utilizado
como aços primário e secundário com base no aço carbono S355, peso volumétrico da
tubulação (aço carbono ASTM A106 ou aço inoxidável 316L), materiais elétricos como
cabos e baterias.
Tabela 5-22: Custo de materiais topside
MATERIAIS Produzido de: America do Sul
QUANTIDADE UNIDADE (US$) CUSTO (US$)
Aço Primário 1.274 te 1.240 1.580.000
Aço secundário 1.803 te 1.000 1.803.000
Tubulação 561 te 10.800 6.059.000
Elétricos 156 te 14.400 2.246.000
Instrumentos 112 te 35.500 3.976.000
Outros 169 te 6.000 1.014.000
Sub Total 16.678.000
Frete 5,00% 834.000
Total Materiais US$ 17.512.000
Os custos de fabricação são estimados sob as mesmas bases dos custos de fabricação
dos materiais do FPSO descritos no tópico anterior, todavia foi considerada uma
porcentagem fixa de 5% sobre o total co o propósito de incluir todas as fixações,
67
acessórios e preparação necessária para fabricar os equipamentos e módulos seguros
para transporte marítimo do pátio de construção para o local de instalação offshore.
Tabela 5-23: Custo de fabricação topside
FABRICAÇÃO Produzido de: America do Sul
QUANTIDADE UNIDADE (US$) CUSTO
(US$) Aço Primário 1.274 te 6.910 8.803.000
Aço secundário 1.803 te 9.120 16.443.000
Equipamentos 972 te 1.880 1.827.000
Tubulação 561 te 16.800 9.425.000
Elétrico 156 te 32.100 5.008.000
Instrumentos 112 te 33.000 3.696.000
Outros 169 te 12.100 2.045.000
Sub Total 47.247.000
Loadout and seafasten 5,00% 2.362.000
Total Fabricação US$ 49.609.000
Os custos de instalação incluem são estimados de acordo com o tempo em dias
tomados pelo transporte dos módulos do topside até o estaleiro para instalação realizado
por rebocadores e barcaças, bem como os custos associados ao levantamento destes
módulos. Os custos das embarcações (incluem mão de obra, combustível, consumíveis e
tempo de inatividade), bem como a estimativa de dias para a utilização de cada tipo de
embarcação de acordo com a atividade em questão são fundamentados na base de dados
do QUE$TOR.
Tabela 5-24: Custo de instalção topside
INSTALAÇÃO Produzido de: America do Sul
QUANTIDADE UNIDADE (US$) CUSTO
(US$) Rebocador de Transporte 30 dias 92.500 2.775.000
Rebocador Mob/Desmob 10 dias 92.500 925.000
Barcaça de Transporte 70 dias 9.000 630.000
Barcaça Mob/Desmobilização 10 dias 9.000 90.000
Installation spread 7 dias 920.000 6.440.000
Installation spread Mob/Desmobilização 10 day 920.000 9.200.000
Total Instalação US$ 20.060.000
68
São também considerados os custos associados ao hook-up e comissionamento
(HUC) realizados no estaleiro (atshore) e no local de operação (offshore) incluindo as
despesas com salários, subcontratos de especialistas e consumíveis, dentre outros.
Tabela 5-25: Custo de HOOK-UP topside
HOOK-UP E COMISSIONAMENTO Produzido de: America do Sul
QUANTIDADE UNIDADE
(US$) CUSTO
(US$) Atshore HUC 113.011 mhr 59 6.668.000
Offshore HUC 46.146 mhr 170 7.845.000
Total Hook-up e Comissionamento US$ 14.513.000
Por fim, os custos gerais referentes ao gerenciamento e execução do projeto em
homem-hora considerando a concepção do topside em todas as fases de projeto
incluindo salários, encargos de folha de pagamentos em todas as fases, despesas de
equipamentos e taxas de entregas, serviços de inspeção e controle de qualidade, seguro
e contingência como 4% e 10% do custo total do topside, respectivamente.
Tabela 5-26: Custo de gerenciamento de projetos topside
DESIGN & GERENCIAMENTO DE
PROJETO Produzido de: America do Sul
QUANTIDADE UNIDADE
(US$) CUSTO
(US$) Design 209.120 mhr 133 27.813.000
Gerenciamento de Projeto 39.950 mhr 186 7.431.000
Total Design e G&P US$ 35.244.000
SEGURO America do Sul
QUANTIDADE UNIDADE
(US$) CUSTO
(US$) Seguro 4,00% 7.548.000
Total Seguro US$ 7.548.000
CONTINGENCIA America do Sul
QUANTIDADE UNIDADE
(US$) CUSTO
(US$) Contingência 10,00% 19.625.000
Total Contingência US$ 19.625.000
69
5.1.1.2 Custos Operacionais (OPEX)
Neste projeto, os custos operacionais são divididos em diretos e indiretos. Os custos diretos
contabilizam os gastos com pessoal, inspeção e manutenção dos sistemas, intervenções
nos poços, seguros, logística e consumíveis. Já os custos indiretos consideram os custos
relacionados ao campo e o projeto em si, como será abordado mais detalhadamente. É
importante ressaltar que todas as estimativas de custos diários de utilização de
embarcações para manutenção e reparo, salários de tripulantes tanto das embarcações de
apoio quanto da plataforma e os dias necessários para cada atividade foram extraídas
diretamente do QUE$TOR fundamentado no banco de dados offshore da América do
Sul. O OPEX total do sistema convencional foi estimado pelo software QUE$TOR é de
US$ 1.567.228.000 ao longo dos 17 anos de produção.
Os custos com pessoal contabilizam a tripulação permanente no topside de 42
tripulantes durante o dia e 24 no turno noturno a um custo de US$ 86.000 por ano por
tripulante. Estes custos cobrem os salários e despesas gerais com folha de pagamento.
Os gastos com a tripulação de perfuração e embarcações de apoio foram contabilizados
na taxa diária de utilização das embarcações envolvidas nesta atividade. É importante
ratificar que o número de tripulantes foi estimado diretamente do QUE$TOR com base
no nível de controle da planta de processamento do topside e são discriminados na
Tabela 5-27. Estes custos foram tratados como custo de mão de obra.
Tabela 5-27: Descrição da tripulação do topside do FPSO.
Tipos Diurno Noturno
Tripulação Base 3 1
Tripulação Operacional 12 12
Tripulação de Manutenção 14 7
Tripulação de suporte e Limpeza 4 2
Tripulação de Marítimos 9 2
TOTAL 42 24
Os custos de manutenção e inspeção cobrem as inspeções em andamento,
manutenção, reparo e substituição de equipamentos e componentes. Estes custos são
subdivididos em três áreas, reparo, inspeção e sobressalentes.
70
No topside, os custos de mão de obra incluem manutenção e inspeção realizadas por
especialistas estimados em US$ 190 por hora para 10.845 horas anuais desde o primeiro
ano de produção. Estes custos foram tratados como mão de obra.
Os sobressalentes cobrem todas as peças de reposição de equipamento,
instrumentação elétrica e revestimento de corrosão, sendo estimados como 1% custos
totais de capital de equipamentos e materiais relevantes no que se refere ao topside e
3,5% para o FPSO. Estes custos foram tratados como industriais.
A utilização de embarcações de mergulho (DSV) gera custos diários de US$ 165.500
com utilização anual de 31 dias. Estes custos foram tratados como offshore e incluem os
custos de combustível, aluguel da embarcação, utilização de ROVs e ferramentas de
intervenção dada a lâmina d’água de 610 metros.
Quanto á inspeção e manutenção do pipeline de exportação de gás, os custos incluem
a utilização anual de Survey Vessels estimada em US$ 108.000 por dia, o aluguel de
intelligent pigging a US$ 23.000 por dia realizada a cada 5 anos a partir do quinto ano
de produção e custos de reparos com utilização de PSVs por 26,7 dias anuais, previsto
para ocorrer no décimo terceiro ano de produção. Os custos de utilização da embarcação
de apoio foram tratados como offshore com US$ 216.000 anuais atribuídos á mão de
obra.
Os custos de manutenção e inspeção dos sistemas submarinos incluem a utilização de
DSVs e MSVs (embarcação de multiuso de serviços). A utilização de DSVs é
considerada por 37 dias anuais ao passo que a taxa de utilização de MSVs é estimada
em US$ 181.000 diários por 16 dias anuais.
Os custos que envolvem logística e consumíveis são subdivididos em custos de
utilização de helicópteros, embarcações de apoio para fornecimento de consumíveis á
plataforma e o custo dos próprios consumíveis.
Os custos de helicópteros incluem o custo de US$ 1.570 por hora de toda a tripulação
do helicóptero em 182 viagens por ano à plataforma, tratado como custo de mão de
obra, além do custo de afretamento permanente de US$ 88.000 por semana durante 52
semanas por ano. Este custo foi tratado como custo offshore. O custo da utilização de
embarcações de apoio é dado pelo custo de diesel e o próprio afretamento da
71
embarcação. O custo de combustível foi tratado como custo industrial, e estimado em
US$ 780 por tonelada consumida a taxas de 25 toneladas por dia e duas viagens por
semana, segundo a base técnica de informações referente à América Latina. Já a taxa de
afretamento foi tratada como custo offshore e estimada como US$ 19.000 por dia.
A utilização de embarcação de regate foi considerada e inclui o custo de aluguel de
um barco permanentemente localizado no campo e consumíveis, sob uma tarifa diária
de US$ 6.000. Este custo foi tratado como offshore, mesmo tendo parte do seu custo
oriundo implicitamente de salários da tripulação.
Os custos relacionados aos consumíveis envolvem o consumo de gás combustível
baseado na potência dos equipamentos e estimado pelo preço de US$ 1 por mil pés
cúbicos de gás e óleo diesel pelo preço de US$ 780 por tonelada, além do fornecimento
de químicos para processamento do óleo, da água segregada e do gás separado, como
inibidores corrosivos e biocidas. Os preços estimados dos consumíveis químicos são
tomados pelo preço do barril e todos os consumíveis são tratados como custo industrial,
exceto o diesel, que é tratado como custo e natureza offshore.
Ainda se referindo aos custos operacionais diretos, os custos de wirelining
(cabeamento de poços para baixar equipamentos ou dispositivos de medição para fins de
intervenção, avaliação do reservatório e recuperação de tubos) e workover para cada
poço mediante o aluguel diário da embarcação foi estimado em US$ 351.000 com
intervalos de 4 anos para operações de 14 dias mais 7 dias de mobilização e
desmobilização para poços produtores e 8 anos de intervalo, 8 dias por operação e 7 dias
de desmobilização para poços injetores. Estes custos foram tratados como offshore. O
custo referente à utilização de materiais para intervenção e reparos foi estimado em US$
164.000 por operação e tratado como custo industrial.
Os custos de seguro são tratados como custos industriais e foram determinados como
0,8% do custo de capital em cada componente do sistema convencional de produção,
garantindo a substituição completa de qualquer equipamento de modelo idêntico
mediante falha ou quebra do mesmo, durante o período de produção do campo.
Em termos de custos indiretos, os custos próprios do campo de projeto cobrem o
suporte onshore e administrativos e incluem o custo de pessoal administrativo estimado
72
como 10% do custo de pessoal presente na plataforma, o custo de operações de suporte
estimado em 25% dos custos diretos e o custo da base de apoio para armazenamento de
válvulas, tubulações e equipamentos estimados em US$ 630.000. O custo de pessoal foi
tratado como mão de obra enquanto os demais foram tratados como industriais.
Por fim, os custos relacionados a tarifas pagas são consideradas custos variáveis, pois
dependem do perfil de produção e da própria tarifa. Estes são considerados custos
industriais e estimados em US$ 1,15 por barril de óleo e US$ 0,35 por pé cúbico de gás
transportado.
Tabela 5-28: Descrição do OPEX.
Custos Diretos (US$)
Pessoal Operacional (Staff
Offshore) 181.632.000
Inspeção e Manutenção 450.842.000
Logística e Consumíveis 235.360.000
Poços (Workovers) 125.301.000
Seguro 151.408.000
Custos Indiretos
Custos de Campo e Projeto 314.380.000
Custos com Tarifas 108.305.000
OPEX Total 1.567.228.000
5.1.1.2.1 Descomissionamento
No sistema convencional de produção, o descomissionamento é realizado apenas
após a interrupção da produção com um intervalo de 12 meses até seu inicio e
compreende os custos associados ao desmantelamento, remoção e descarte dos
componentes e equipamentos. Vale destacar que embora a tendência no futuro seja da
não necessidade de remoção dos pipelines no campo, foi considerado neste projeto a
remoção completa e limpeza do pipeline de exportação de gás. O custo completo de
descomissionamento dos componentes no sistema convencional foi estimado pelo
QUE$TOR em US$ 363,283 milhões.
Os custos de descomissionamento para o topside da plataforma contabilizam os
custos dos materiais em toneladas utilizados para toda a operação de
descomissionamento, como a elevação dos módulos. Os custos de fabricação são
73
referentes à tonelada de material utilizado para a operação, como pode ser visto na
Tabela 5-29.
Tabela 5-29: Descrição dos custos de decomissionamento de materias e fabricação no topside.
MATERIAIS Produzido de: S. America
QUANTIDADE UNIDADE CUSTO
Padeyes 2 te 950 2.000
Tubulação Temporária 56 te 4.300 241.000
Bracing / lifting frames 150 te 1.090 164.000
Seafastenings 281 te 1.090 306.000
Sub Total 713.000
Frete 5,00% 36.000
Total US$ 749.000
FABRICAÇÃO Localização: S. America
QUANTIDADE UNIDADE CUSTO
Padeyes 2 te 17.182 34.000
Tubulação Temporária 56 te 8.954 501.000
Bracing / lifting frames 150 te 11.495 1.724.000
Seafastenings 281 te 10.648 2.992.000
Sub Total 5.251.000
Frete 5,00% 263.000
Total US$ 5.514.000
Os custos de descomissionamento e remoção de pequenos itens de estrutura
secundária e equipamentos incluem a utilização de embarcações do tipo DSVs e MSVs
em taxas diárias de utilização que contabilizam a mão de obra para operações de
descarga e elevação de componentes, combustíveis e aluguel das embarcações. O custo
em homem-hora para soldagem, montagem e desmantelamento de componentes e o
custo de todas as embarcações necessárias para o transporte de módulos e grandes itens
para o local de descarte onshore.
74
Tabela 5-30: Custos de remoção e gerenciamento de projeto para descomissionamento do topside.
DESCOMISSIONAMENTO / REMOÇÃO Localização: S. America
QUANTIDADE UNIDADE CUSTO
Trabalho 4.200 mhr 93 391.000
Pumping / flushing 45 dias 26.000 1.170.000
Inerting 18 dias 40.500 729.000
Multi-service / DSV 63 dias 165.500 10.427.000
Tanker 45 dias 24.000 1.080.000
Crane spread 9 dias 920.000 8.280.000
Transport spread 6 dias 92.500 555.000
Landing / dumping 1 dias 66.000 66.000
Total Descomissionamento/Remoção US$ 22.698.000
DESIGN E GERENCIAMENTO DE
PROJETO S. America
QUANTIDADE UNIDADE CUSTO
Design 22.500 mhr 133 2.993.000
Gerenciamento de projeto 22.500 mhr 186 4.185.000
Total US$ 7.178.000
Para o pipeline de exportação de gás, todos os custos estão associados aos navios
utilizados para operações de remoção, limpeza e eliminação. O custo diário das
embarcações contabiliza o aluguel de equipamentos e das próprias embarcações,
serviços de apoio, tripulação e consumíveis, como descrito na Tabela 5-31.
Tabela 5-31: Custos de remoção e gerenciamento para descomissionamento do pipeline de gás.
DECOMISSIONAMENTO/REMOÇÃO Localização: S. America
QUANTIDADE UNIDADE (US$) CUSTO (US$)
DSV 23 dias 136.000 3.128.000
Pigging e Bombeamento 26 dias 31.500 819.000
Químicos 42 dias 40.500 1.701.000
Jateamento 12 dias 47.000 564.000
Pipelay 71 dias 466.500 33.122.000
Tanker 47 dias 24.000 1.128.000
Surveys 31 dias 108.000 3.348.000
Total Descomissionamento/ Remoção US$ 43.810.000
GERENCIAMENTO DE PROJETO S. America
QUANTIDADE UNIDADE (US$) CUSTO (US$)
Design 11.200 mhr 133 1.490.000
Gerenciamento de Projeto 11.200 mhr 186 2.083.000
Total Design e Gerenciamento de Projeto US$ 3.573.000
75
Os valores de recuperação de US$ 140 por tonelada sucateada para o topside (5.620
toneladas) e US$ 165 para o pipeline (8.800 toneladas) foram considerados para
desconto dos demais gastos.
Por fim, os demais custos são estimados como uma porcentagem fixa do custo total
de descomissionamento para 2,5% em seguros e 20% em contingência.
Para os demais componentes do sistema submarino de produção, perfuração e
armazenamento como o FPSO, os custos de descomissionamento foram estimados em
termos de 200%, 30% e 110% do custo de instalação referente a cada sistema,
respectivamente.
A Tabela 5-32 mostra os custos centrais de descomissionamento no sistema
convencional em milhões de dólares.
Tabela 5-32: Descrição do custo de descomissionamento por grupos no sistema convencional.
Grupos Topside
(MUS$)
FPSO
(MUS$)
Pipeline
de Gás
(MUS$)
Poços de
Perfuração
(MUS$)
Sistema
Submarino
(MUS$)
Custo
Total
(MUS$)
Materiais 749 749
Fabricação 5.514 5.514
Descomissionamento 22.698 18.999 43.810 48.344 197.022 330.873
Design 2.993 1.490 4.483
Gerenciamento 4.185 2.083 6.268
Seguro 903 1.185 2.088
Contingência 7.408 9.714 17.122
Sucateamento -787 -1.488 -1.452 0 87 45.982
Custo Total (MUS$) 43.663 17.511 56.830 48.344 196.935 363.283
5.1.2 Sistema Subsea to Shore
Assim como no cenário convencional, o CAPEX e OPEX no projeto do sistema
subsea to shore compreendem a fase de desenvolvimento e produção do campo. As
atividades de perfuração e completação dos poços se iniciam em 2016 e se findam em
2019, ao passo que a instalação dos dois pipelines multifásicos de exportação e dos
sistemas submarinos no leito marinho compreendem o mesmo período, de modo geral.
A produção tem início em 2019 com previsão para 17 anos de vida produtiva do
campo. Já o descomissionamento foi considerado para ser iniciado 12 meses após a
produção com duração de 18 meses até 2037.
76
Na Tabela 5-33 é apresentado o fluxo de custos determinísticos estimados quase em
sua totalidade pelo QUE$TOR, dado em milhões de dólares, relacionado às fases de
desenvolvimento, produção e descomissionamento do campo no cenário subsea to
shore. Adicionalmente é possível ver as taxas anuais de produção de óleo em milhões
de barris e de gás em bilhões de pés cúbicos. Assim como no cenário convencional o
OPEX foi dividido em custos operacionais de mão de obra, industriais e offshore, como
será melhor tratado no próxima seção.
O calendário de operações do CAPEX é descrito detalhadamente no ANEXO A e foi
inteiramente admitido de acordo com o proposto no QUE$TOR, já os custos
operacionais durarão enquanto durar a produção.
Tabela 5-33: Fluxo de custos do QUE$TOR no sistema subsea to shore.
Ano
CAPEX (MM US$) OPEX (MM US$) (MM
US$) Produção
Custos de Instalação Descomis
sionamento
Óleo
MMbbl/
ano
Gas
Bscf/ano Perfuração/
Completação
Sistema
Submarino Pipelines
Outras
Instalações
Mão de
Obra Industriais Offshore
TOTAL 238,86 344,63 401,41 294,14 29,08 551,69 577,70 418,42 82,00 40,01
2016 4,09 2,53
2017 12,31 71,25 57,33 133,85
2018 89,37 241,12 318,31 156,84
2019 133,09 29,73 25,77 3,45 1,21 17,99 15,19 0,90 0,58
2020 1,82 28,13 22,79 3,05 1,46
2021 1,82 28,13 22,79 5,21 2,34
2022 1,82 42,18 50,32 7,37 3,21
2023 1,82 33,61 40,09 9,52 4,09
2024 1,82 38,01 23,54 10,38 4,97
2025 1,82 37,54 23,25 9,11 5,26
2026 1,82 50,81 57,86 7,53 4,78
2027 1,82 38,14 43,43 6,22 3,76
2028 1,82 32,85 23,54 5,15 2,78
2029 1,82 32,45 23,25 4,25 2,06
2030 1,82 31,78 51,47 3,52 1,53
2031 1,82 48,58 78,69 2,91 1,13
2032 1,82 29,83 48,32 2,40 0,84
2033 1,82 26,34 22,79 1,99 0,62
2034 1,82 26,34 22,79 1,64 0,46
2035 0,61 9,00 7,60 0,85 0,14
2036 209,21
2037 209,21
77
5.1.2.1 Custos de Capital (CAPEX)
Nesta seção serão descritos os custos de capital aplicados nos pipelines bifásicos de
exportação até a costa, o pipeline de metanol para abastecimento químico dos poços, o
cabo de potência para suprimento de toda a demanda energética dos equipamentos do
campo, os poços de perfuração com ANM, além dos demais sistemas submarinos como
manifod, flowlines de escoamento, separador submarino e bombas multifásicas, como
descrito na Tabela 5-34.
Tabela 5-34: Resumo do CAPEX do sistema subsea to shore.
Custos Centrais Totais (US$)
Cabo de Potência 100.746.000
Pipeline de Metanol 95.992.000
Pipelines Bifásicos (2) 305.424.000
Poços de Perfuração 238.865.000
Sistema Submarino 344.626.000
Bomba de injeção de água SRWI 28.829.000
Bomba Multifásica (2) 74.474.000
Separador Submarino Multifásico 90.084.000
CAPEX TOTAL 1.279.040.000
Assim como no cenário convencional todas as estimativas relacionadas aos custos de
aluguel de embarcações de apoio, transporte de equipamentos e componentes para
instalação e tempo de utilização destas embarcações são extraídos diretamente da base
de dados do QUE$TOR.
5.1.2.1.1 Poços de Perfuração
Como referido anteriormente, quase todo o sistema de perfuração dos poços e
atividades relacionadas são idênticos em ambos os sistemas subsea to shore e
convencional com UEP, portanto, da mesma maneira, as estimativas dos custos de
perfuração incluem o aluguel da sonda, a tripulação relacionada às operações de
perfuração, os equipamentos utilizados nos poços, a utilização de consumíveis ao longo
do processo, os custos dos materiais para fabricação dos equipamentos e ferramentas. O
custo total estimado pelo QUE$TOR é de US$ 238,865 milhões.
78
Com as mesmas bases para estimativas do CAPEX abordadas no sistema convencional,
o sistema de perfuração de poços foi individualmente subdividido em custos de
equipamentos, materiais, instalação, fabricação, gerenciamento de projetos, segurança e
contingência. Todavia, a utilização de sete bombas centrífugas submersas nos poços
produtores estimadas em US$ 452.000 cada, a demanda adicional de energia para estes
equipamentos e 10 dias a mais para instalação do sistema são os principais aspectos
responsáveis pela diferença nos custos deste sistema em relação ao cenário
convencional.
5.1.2.1.2 Sistema Submarino
Serão abordados os custos referentes ao sistema submarino de produção, injeção de
água, separação e exportação dos produtos. Assim como no cenário convencional com
UEP, os custos do cenário subsea to shore são detalhados considerando os
equipamentos e os materiais necessários, a instalação do sistema submarino na locação,
o design e o gerenciamento do projeto, seguros necessários e custos de contingência
para eventuais gastos não previstos no início do projeto. O custo total estimado pelo
software QUE$TOR é de US$ 595,627 milhões.
Os custos de equipamentos do sistema submarino incluem os custos de manifold
(com função de produção e injeção), ANMs de produção e injeção de água, flowlines de
escoamento da produção, injeção de químicos e água, sistema de umbilicais, dois
pipelines bifásicos de exportação de gás e óleo, do pipeline de injeção de químicos,
separador submarino (SSAO), sistema SRWI, duas bombas multifásicas submarinas e
módulos adicionais de controle em cada poço
Os custos relacionados ao manifold e ANMs são exatamente os mesmos tratados no
cenário convencional, todavia foram considerados os custos de equipamento, materiais,
fabricação e instalação dos conectores adicionais do pipeline de injeção química
oriundo da costa, do PLET e jumper rígido que o conecta ao manifold.
O custo total do separador multifásico submarino (SSAO) foi estimado em US$ 90
milhões considerando todas as fases do projeto, incluindo desenvolvimento e pesquisa.
O custo total de cada bomba multifásica submarina hélico axial ligada em cada linha de
exportação à costa foi estimada em US$ 37,24 milhões. O custo do sistema Subsea Raw
79
Water Injection (SRWI) foi estimado em US$ 28,83 milhões. Todas estas estimativas de
custos consideram 4% do custo total em seguro e 10% do custo total em contingência
para seus respectivos equipamentos.
Tabela 5-35: Custo de equipamento sistema submarino subsea to shore
EQUIPAMENTOS Procured from: S. America
QUANTIDADE UNIDADE (US$) CUSTO (US$)
Separador Multifásico (SSAO) 1 90.084.000
Sistema SRWI 1 28.829.000
Bomba Multifásica Hélico Axial 2 74.474.000
ANM Produção 7 50.491.000
ANM Injeção 3 23.559.000
Manifold 1 9.617.000
Controle Principal da Plataforma 1 579.000 579.000
Controle Adicional da Plataforma
(Poço) 10 78.000 780.000
Sub Total 278.413.000
Frete 4,00% 11.137.000
Total US$ 289.550.000
Os custos de materiais são baseados no custo do comprimento das linhas de
escoamento satélite associados aos custos dos flowlines de produção e injeção, de
serviço de teste, de injeção química adicional e todo o sistema de umbilicais (inclusive
os 160 km de umbilical óptico de potência), além dos custos de todos os conectores
necessários em cada flowline, jumper ou umbilical ligado a ANM. Os custos por
tonelada do pipe line and termination (PLET) associados a cada um dos dois pipelines
de exportação e do pipeline de injeção química além do umbilical termination assembly
(UTA) para os umbilicais.
Tabela 5-36: custo de materiais subsea to shore
MATERIAIS Produzido de: S. America
QUANTIDADE UNIDADE (US$) CUSTO (US$)
Flowlines de Produção e Injeção 7 28.427.000
Flowlines Adicionais e Umbilicais
Multiplexados 1 62.994.000
Flowlines de Injeção de Água e
Química 3 12.963.000
Sub Total 104.384.000
Frete 3,00% 3.132.000
Total US$ 107.516.000
80
Assim como no cenário convencional, os custos de instalação são baseados no custo
diário de utilização das embarcações especializadas que, por sua vez, são utilizadas por
um período de tempo maior devido às instalações adicionais do umbilical ótico de
potência ao longo dos 160 km da costa ao local de produção, do sistema SRWI, do
separador submarino (SSAO) e das duas bombas multifásicas nas linhas bifásicas de
exportação.
Tabela 5-37: Custo de instalação sistema submarino
INSTALAÇÃO Location: S. America
QUANTIDADE UNIDADE (US$) CUSTO (US$)
Pipelay spread (reel-lay ) 51 dias 199.500 10.175.000
Embarcação e mergulho tie ins 190 dias 264.000 50.160.000
Embarcação e mergulho teste e
comissionamento 8 dias 264.000 2.112.000
Equipamentos para teste e
comissionamento 20 dias 37.500 750.000
Survey vessel 15 dias 108.000 1.620.000
Supply vessel (PSV) 25 dias 64.000 1.600.000
Total Instalação US$ 66.417.000
5.1.2.1.3 Pipelines de Exportação e Pipeline de Metanol
Os custos dos dois pipelines bifásicos de exportação de óleo e gás para a costa e o
pipeline de injeção química são baseados no custo por comprimento dos dutos rígidos
de aço carbono, sob influência do diâmetro, sofisticação material e espessura.
Adicionalmente são contabilizados os custos do sistema de exportação com a estrutura
referente ao PLET, válvulas, jumper rígido e conectores nas terminações destes
pipelines. Os custos totais dos pipelines de metanol e de exportação estimados pelo
QUE$TOR é de US$ 95,961 milhões e US$ 152,712 milhões, respectivamente.
Os custos referentes a materiais incluem os custos por quilômetro de duto
estabelecidos em US$ 64.973 para a linha de metanol e US$ 250.637 para a linha de
exportação bifásica, além do revestimento, isolamento e custos dos componentes das
terminações na costa e no leito marinho (PLET). Nas tabelas são descriminados os
custos dos principais componentes de cada tipo de pipeline.
81
Tabela 5-38: Custo de materiais linha de exportação
MATERIAIS (LINHA DE
EXPORTAÇÃO) Produzido de: S. America
QUANTIDADE UNIDADE (US$) CUSTO (US$)
Linepipe (D = 8 in, t = 9,68 mm, Aço
Carbono) 160,00 km 250.637 40.102.000
Revestimento 160,00 km 43.000 6.880.000
Isolamento
Sub Total 46.982.000
Anodos 204 te 8.200 1.673.000
Terminação da Exportação ( lazy S
Flexível)
Pipeline tie-in 1 1.810.000 1.810.000
Spools, flanges & fittings 1 197.000 197.000
Terminação da Recepção (Shelving
beach)
PLETs 1 2.001.000
Sub Total 52.663.000
Frete 3,00% 1.580.000
Total Materiais US$ 54.243.000
Tabela 5-39:Custos de materiais linha de metanol
MATERIAIS (LINHA DE
METANOL) Produzido de: S. America
QUANTIDADE UNIDADE (US$) CUSTO (US$)
Linepipe (D = 8 in, t = 9,68 mm, Aço
Carbono) 160,00 km 64.973 10.396.000
Revestimento 160,00 km 25.000 4.000.000
Isolamento
Sub Total 14.396.000
Anodos 85 te 8.200 697.000
Terminação da Exportação ( lazy S
Flexível)
Terminação da Recepção (Shelving
beach)
Pipeline tie-in 1 420.000 420.000
Spools, flanges & fittings 1 45.500 46.000
PLETs 1 869.000
Sub Total 16.428.000
Freight 3,00% 467.000
Total Materials $ 16.895.000
Da mesma forma que os custos relacionados à instalação do pipeline de exportação e
gás no sistema convencional, os custos para instalação dos três pipelines no cenário
82
subsea to shore são concebidos segundo os custos diários de utilização das embarcações
de especializadas como PLSVs com lançamento S-Lay, survey vessels, trench vessels e
DSVs. As tabelas mostram os tipos de embarcações utilizadas e os dias necessários para
a instalação de cada pipeline.
Tabela 5-40: Custo de intalação linha de exportação
INSTALAÇÃO (LINHA DE
EXPORTAÇÃO) Localização: S. America
QUANTIDADE UNIDADE (US$) CUSTO
(US$) S-lay sem DP 130 dias 299.500 38.935.000
Diving support vessel (DSV) 75 dias 165.500 12.413.000
equipamentos de teste e Comissionamenrto 29 dias 37.500 1.088.000
Trench vessel 12 dias 135.000 1.620.000
Survey vessel 44 dias 108.000 4.752.000
Shore approach 4.050.000
Total Instalação US$ 62.858.000
Tabela 5-41: Custo de instalação linha de metanol
INSTALAÇÃO (LINHA DE METANOL) Localização: S. America
QUANTIDADE UNIDADE
(US$) CUSTO (US$)
S-lay sem DP 103 dias 299.500 30.849.000
Diving support vessel (DSV) 70 dias 165.500 11.585.000
equipamentos de teste e Comissionamenrto 25 dias 37.500 938.000
Trench vessel 12 dias 135.000 1.620.000
Survey vessel 44 dias 108.000 4.752.000
Shore approach 4.050.000
Total Instalação $ 53.794.000
Os custos referentes ao gerenciamento e execução do projeto em homem-hora para
concepção dos pipelines incluem estudos especiais, projeto detalhado, serviços de
inspeção e controle de projeto, gerenciamento e monitoramento todas as fases de
desenvolvimento contabilizando os salários, instalações de escritórios, dentre outros,
seguro e contingência como 4% e 15% do custo total considerado cada pipeline.
83
5.1.2.1.4 Cabo de Potência
Atender a demanda energética do sistema subsea to shore é um grande desafio de
projeto próprio deste cenário, uma vez que a energia que alimenta os equipamentos
agora submersos em sua totalidade, não pode ser produzida no topside do FPSO. Por tal
motivo, foi utilizado um cabo de potência oriundo da costa até um distribuidor de
potência onde cabos menores alimentarão o separador submarino e as bombas. O custo
total do cabo de potência estimado pelo QUE$TOR é de US$ 100,746 milhões.
Os custos de materiais compreendem o custo do próprio cabo estimado em US$
415.000 por quilômetro e terminações do cabo tanto na costa quanto no leito marinho.
Tabela 5-42: custo de materiais cabo de potência
MATERIAIS S. America
QUANTIDADE UNIDADE (US$) CUSTO (US$)
Cabo 160 km 415.000 66.400.000
Sistema de ConexãoTerminal (Shore
approach) 1 270.000 270.000
Sistema de Conexão Terminal Recepção 1 270.000 270.000
Sub Total 66.940.000
Frete 5,00% 3.347.000
Total Materiais US$ 70.287.000
Os custos relacionados à instalação do cabo compreendem o custo diário de US$
130.500 referente à utilização de embarcação para distribuição do cabo (Cable Lay
Spread Vessels) e o custo diário de US$ 108.000 por embarcação de mapeamento do
solo (Survey Vessels), como pode ser visto na tabela.
Tabela 5-43: Custo de intalação cabo de potência
INSTALAÇÃO S. America
QUANTIDADE UNIDADE (US$) CUSTO (US$)
Cable lay spread 34 dias 130.500 4.437.000
Surveying 28 dias 108.000 3.024.000
Teste/ Comissionamento 5 dias 130.500 653.000
Total Instalação US$ 8.114.000
Os custos de design e gerenciamento de projeto estabelecidos com base no custo de
homem hora para toda a atividade como mostrado na tabela. Adicionalmente os custos
84
com certificação, segurança e contingência foram estimados como 1%, 3% e 20% do
custo total do cabo de potência, respectivamente.
Tabela 5-44: Custos de design e gerenciamento cabo de potência
DESIGN & GERENCIAMENTO DE
PROJETO S. America
QUANTIDADE UNIDADE (US$) CUSTO (US$)
Design 9.300 mhr 133 1.237.000
Gerenciamento de Projeto 5.850 mhr 186 1.088.000
Total Design e G&P US$ 2.325.000
5.1.2.2 Custos Operacionais (OPEX)
Como já mencionado, é esperado que os custos operacionais do sistema subsea to
shore sejam menores ao longo do ciclo produtivo do campo devido principalmente a
ausência da UEP, que demanda grandes custos de pessoal com tripulação permanente
ou de embarcações de apoio. Assim como no sistema convencional, todas as estimativas
de custos diários de utilização de embarcações para manutenção e reparo, salários de
tripulantes destas embarcações e os dias necessários para cada atividade foram extraídas
diretamente do QUE$TOR fundamentado no banco de dados offshore da América do
Sul. O OPEX total do sistema convencional foi estimado pelo software QUE$TOR é de
US$ 1.158.471.880 ao longo dos 17 anos de produção.
Com as mesmas bases de tratamento dos custos abordadas no tópico referente ao
sistema convencional de produção, os custos operacionais do sistema subsea to shore
são divididos em custos diretos que contabilizam os gastos com salários de pessoal
(tripulação das embarcações ou contratação de especialistas em determinadas
atividades), inspeção e manutenção dos sistemas, intervenções nos poços, seguros,
logística e consumíveis. Já os custos indiretos consideram os custos relacionados ao
campo e o projeto em si.
Como não há unidade estacionária de produção, os gastos com pessoal são referentes
à tripulação de embarcações para manutenção e reparo de equipamentos ou
componentes, pessoal especializado e staff onshore implicitamente contabilizados nas
taxas diárias de utilização das embarcações Estes custos foram tratados como custo de
mão de obra.
85
Os custos de manutenção e inspeção não relacionados à mão de obra, cobrem as
inspeções em andamento, manutenção, reparo e substituição de equipamentos e
componentes. Estes custos são subdivididos em três áreas, reparo, inspeção e
sobressalentes.
Quanto á inspeção e manutenção dos dois pipeline bifásicos de exportação de óleo e
gás e do pipeline de alimentação química da costa para os poços, os custos incluem a
utilização anual de Survey Vessels estimada em US$ 108.000 por dia, o aluguel de
intelligent pigging a US$ 23.000 por dia realizada a cada 5 anos a partir do quinto ano
de produção e custos de reparos com utilização de Survey Vessel por 26,7 dias anuais,
previsto para ocorrer no décimo terceiro ano de produção. Os custos de utilização da
embarcação de apoio foram tratados como offshore com US$ 216.000 anuais atribuídos
á mão de obra. Todos estes custos são contabilizados para cada um dos três pipelines.
Os custos de manutenção e inspeção dos sistemas submarinos incluem a utilização de
DSVs e MSVs (embarcação de multiuso de serviços) e são maiores que os custos
referentes ao sistema convencional devido, principalmente à presença das duas bombas
submarinas, separador submarinos e o sistema SRWI. A utilização de embarcações de
mergulho (DSV) gera custos diários de US$ 165.500 considerada por 54 dias anuais
Estes custos foram tratados como offshore e incluem os custos de combustível, aluguel
da embarcação, utilização de ROVs e ferramentas de intervenção dada a lâmina d’água
de 610 metros ao passo que a taxa de utilização de MSVs é estimada em US$ 181.000
diários por 18 dias anuais.
Como o sistema de exploração de poços é o mesmo nos dois cenários de produção,
os custos que envolvem os poços são idênticos e referentes aos custos de wirelining e
workover para cada poço mediante o aluguel diário da embarcação foi estimado em US$
351.000 com intervalos de 4 anos para operações de 14 dias mais 7 dias de mobilização
e desmobilização para poços produtores e 8 anos de intervalo, 8 dias por operação e 7
dias de desmobilização para poços injetores. Estes custos foram tratados como
offshore. O custo referente à utilização de materiais para intervenção e reparos foi
estimado em US$ 164.000 por operação e tratado como custo industrial.
86
Os custos de seguro, assim como no cenário convencional, são tratados como custos
industriais e foram determinados como 0,8% do custo de capital em cada componente
do sistema subsea to shore de produção.
Em termos de custos indiretos, os custos próprios do campo de projeto cobrem o
suporte onshore e administrativos e incluem o custo de pessoal administrativo e
operacional estimado como 15% do custo de pessoal operacional presente na plataforma
do sistema convencional, o custo de operações de suporte estimado em 25% dos custos
diretos e o custo da base de apoio para armazenamento de válvulas, tubulações e
equipamentos estimados em US$ 630.000. O custo de pessoal foi tratado como mão de
obra enquanto os demais foram tratados como industriais.
Os custos variáveis relacionados a tarifas pagas dependem do perfil de produção e da
própria tarifa. Estes são considerados custos industriais e estimados em US$ 1,15 por
barril de óleo e US$ 0,35 por pé cúbico de gás transportado.
A Tabela 5-45 mostra a divisão dos custos operacionais no sistema subsea to shore.
Tabela 5-45: Divisão do OPEX
Custos Diretos (US$)
Inspeção e Manutenção 474.003.280
Poços (Workovers) 149.274.000
Seguro 165.296.000
Custos de Campo e Projeto 261.594.000
Custos com Tarifas 108.304.000
OPEX Total 1.158.471.880
5.1.2.2.1 Descomissionamento
Assim como no cenário convencional com UEP, o descomissionamento é realizado
apenas após a interrupção da produção com um intervalo de 12 meses até seu inicio e
compreende os custos associados ao desmantelamento, remoção e descarte dos
componentes e equipamentos. Vale destacar que embora a tendência no futuro seja da
não necessidade de remoção dos pipelines no campo, foi considerado neste projeto a
remoção completa e limpeza dos dois pipelines de exportação e do pipeline de metanol.
O custo total de descomissionamento do sistema subsea to shore foi estimado pelo
QUE$TOR em US$ 418,420 milhões.
87
Para os dois pipeline bifásicos de exportação e o de transporte químico, todos os
custos estão associados aos navios utilizados para operações de remoção, limpeza e
eliminação. O custo diário das embarcações contabiliza o aluguel de equipamentos e da
própria embarcação, serviços de apoio, tripulação e consumíveis.
Na Tabela 5-46 são discriminados os custos de remoção do pipeline de metanol
dados em dias de utilização de embarcações e atividades de limpeza, além dos custos de
gerenciamento de projetos segundo o custo da mão de obra necessária
descomissionamento deste pipeline.
Tabela 5-46: Custos de remoção e gerenciamento no descomissionamento do pipeline de metanol..
DECOMISSIONAMENTO/REMOÇÃO Localização: S. America
QUANTIDADE UNIDADE
(US$) CUSTO (US$)
DSV 23 dias 136.000 3.128.000
Pigging e Bombeamento 22 dias 31.500 693.000
Químicos 34 dias 40.500 1.377.000
Jateamento 12 dias 47.000 564.000
Pipelay 65 dias 466.500 30.323.000
Tanker 39 dias 24.000 936.000
Surveys 31 dias 108.000 3.348.000
Total Descomissionamento/ Remossão US$ 40.369.000
DESIGN E GERENCIAMENTO DE
PROJETO S. America
QUANTIDADE UNIDADE
(US$) CUSTO (US$)
Design 11.200 mhr 133 1.490.000
Gerenciamento de Projeto 11.200 mhr 186 2.083.000
Total Design e Gerenciamento de Projeto $ 3.573.000
Na Tabela 5-47 são discriminados os custos de remoção de cada pipeline bifásico de
exportação dados em dias de utilização de embarcações e atividades de limpeza, além
dos custos de gerenciamento de projetos segundo o custo da mão de obra necessária na
atividade para o descomissionamento deste pipeline.
88
DECOMISSIONAMENTO/REMOÇÃO Localização: S. America
QUANTIDADE UNIDADE
(US$) CUSTO (US$)
DSV 23 dias 136.000 3.128.000
Pigging e Bombeamento 46 dias 31.500 1.449.000
Químicos 82 dias 40.500 3.321.000
Jateamento 13 dias 47.000 611.000
Pipelay 91 dias 466.500 42.452.000
Tanker 87 dias 24.000 2.088.000
Surveys 31 dias 108.000 3.348.000
Total Descomissionamento/ remossão US$ 56.397.000
DESIGN E GERENCIAMENTO DE
PROJETO S. America
QUANTIDADE UNIDADE
(US$) CUSTO (US$)
Design 11.200 mhr 133 1.490.000
Gerenciamento de Projeto 11.200 mhr 186 2.083.000
Total Design e Gerenciamento de Projeto $ 3.573.000
O valor de recuperação de US$ 165 por tonelada de cada pipeline (5.600 toneladas
cada pipeline de metanol e 26.000 toneladas para cada pipeline de exportação) foi
considerado para desconto dos demais gastos.
Os demais custos mantiveram estimados como uma porcentagem fixa do custo total
de descomissionamento para 2,5% em seguros e 20% em contingência.
Para os demais componentes do sistema submarino de produção e perfuração os
custos de descomissionamento foram estimados em termos de 200% e 30% do custo de
instalação de cada sistema, respectivamente.
Tabela 5-47:Custos de descomissionamento por grupos.
Grupos Cabo de
Potência
(MUS$)
Pipeline
de
Metanol
(MUS$)
Pipelines
Bifásicos
(MUS$)
Poços de
Perfuração
(MUS$)
Sistema
Submarino
(MUS$)
Custo
Total
(MUS$)
Descomissionamento 12171 40369 112.794 49.396 160.703 375.433
Design 1.490 2.980 4.470
Gerenciamento 2.083 4.166 6.249
Seguro 1.099 2.998 4.097
Contingência 9.008 24.588 33.596
Sucateamento -6.653 -924 -8.580 -81 -16.238
Custo Total (MUS$) 5.518 53.125 138.946 49.396 160.622 418.420
89
6 Incertezas do Projeto de Desenvolvimento e Produção
A incerteza é um componente significativo no estudo e desenvolvimento das
operações financeiras de uma empresa. Toda vez que uma situação de incerteza possa
ser quantificada por meio de uma distribuição de probabilidades dos resultados
previstos, diz que a decisão está sendo tomada sob uma situação de risco. Em linhas
gerais, a idéia de risco está associada às probabilidades de ocorrência de determinados
resultados em relação a um valor médio esperado, ou seja, o risco é representado pelo
desvio padrão revelando a dispersão das variáveis em relação à média.
Para se considerar o cenário de incerteza quanto á este projeto, primeiramente se faz
necessário reconhecer incertezas de duas naturezas gerais distintas:
i. As incertezas intrínsecas do sistema como quebra ou não de equipamentos, mão
de obra para reparo, inspeção ou substituição de componentes, incertezas
associadas à volatilidade dos preços do petróleo, incertezas da estabilidade
legislativa de determinado país, riscos geológicos, dentre outros. Estas são
incertezas próprias da natureza da variável.
ii. A incerteza associada à qualidade da estimativa dos custos, ou seja, a confiança
que se tem sobre o método de estimação ou fonte da informação.
Diante destas duas componentes de incerteza, as variáveis de custos abordadas nos
fluxos de caixa foram tratadas através de três tipos riscos. Os riscos de natureza
sistêmica, os riscos de natureza não-sistêmicos ou imprevisíveis e os riscos de natureza
correlacionada.
A incerteza do método de obtenção, medida ou de conceito na formação dos custos é
sistemática e pode inclusive estar relacionada a vícios no cálculo. Logo, a qualidade da
informação gera uma incerteza intrínseca, uma vez que o investidor mesmo hoje tendo
pleno conhecimento do custo do equipamento a ser instalado daqui a um ano,
certamente não poderá afirmar com precisão quanto o fabricante cobrará daqui a 10
anos, por exemplo.
90
Incertezas deste tipo são sistêmicas, pois o risco associado é igual para todos os
componentes em todos os anos e foram tratadas por distribuições de probabilidade
triangulares com bandas simétricas, como será melhor abordado no próximo tópico.
Por outro lado, supondo não haver erros conceituais de estimativas, o risco não
sistemático está relacionado à imprevisibilidade de eventos por se ter baseado em
premissas que ocasionarão na variação do custo ano a ano independentemente, ou seja,
a incerteza relacionada a eventos que ocorrem em um dado ano e não impactam no ano
seguinte, vide o custo da substituição de equipamentos que falharam ou sofreram
acidente, ou até mesmo a realização de uma inspeção para reparo previsto
anteriormente, mas se avaliou que o equipamento está em bom estado e, portanto não
necessita de reparo. Estes são elementos que influenciam a variação independente dos
custos de um ano para o outro. Esta incerteza foi tratada nos custos através de
distribuições triangulares assimétricas e atribuídas aos custos ano a ano
independentemente, como será melhor abordado no próximo tópico.
Em terceiro, há de se considerar a incerteza da alteração de custos relacionados ao
offshore que de forma geral, mudarão se o mercado mudar. O risco destes custos
absorve o comportamento do mercado que evolui ao longo do tempo de forma auto-
correlacionada não variando nem de forma independente anualmente, nem de forma
sistemática. É importante ratificar que não necessariamente o risco destes custos
offshore responderá com a mesma tendência ao preço do petróleo que pode,
ilustrativamente, subir cinco anos consecutivos e repentinamente cair no ano seguinte,
todavia o custo cairá a partir do ponto em que estava influenciado pelo comportamento
correlacionado de tendência do preço do petróleo no mercado. Este efeito é passível de
ser observado com a queda da taxa de afretamento de embarcações de apoio como PSV
mediante o aumento da oferta de embarcações proveniente do crescimento do preço do
petróleo.
A percepção de todas estas incertezas sobre o CAPEX, OPEX e descomissionamento
será retratada nos próximos tópicos mediante a atribuição de distribuições de
probabilidade como tratamento dos riscos nos custos do projeto. Neste ponto, é de
fundamental importância ratificar que os percentuais atribuídos as distribuições de
probabilidade para retratar o nível de incerteza em cada componente de custo não tem o
91
objetivo de representar com precisão estes riscos associados, pois estas estimativas
quando realizadas por uma empresa em análises financeiras reais envolvem a percepção
de risco de todo o departamento especializado envolvido. Logo, como não há meios
para teorizar estas medidas, este trabalho busca essencialmente captar o sentimento que
se têm sobre os distintos riscos em ambos os sistemas, atribuindo os percentuais de
modo que sejam notadas qualitativamente as incertezas em cada caso.
6.1.1 Tratamento do CAPEX sob Condições de Incerteza
Os custos de investimentos de ambos os sistemas subsea to shore e convencional
com UEP foram aplicados durante os três anos anteriores (referentes a 2016, 2017 e
2018) e no primeiro ano de início da produção do campo (2019).
As incertezas tratadas no CAPEX dizem respeito tanto a riscos sistemáticos quanto a
riscos não sistemáticos que carregam a percepção de imprevisibilidade, como abordado
anteriormente.
Para tratamento do risco sistemático, o CAPEX de cada ano foi relacionado com um
custo base através de um fator multiplicativo que nada mais é que um fator de retorno
do valor determinístico do investimento extraído diretamente do QUE$TOR em cada
ano. Este custo base é de US$ 39,47 milhões no sistema convencional e US$ 5,83
milhões no sistema subsea to shore correspondes aos respectivos investimentos no ano
de 2016, ou seja, no primeiro ano de aplicação do fluxo de caixa.
Para representar esta incerteza, foi aplicada a distribuição de probabilidade triangular
no custo base com bandas simétricas, pois se entende que o risco representado por essa
incerteza possui igual probabilidade de o custo ser maior ou menor que o estimado
deterministicamente pelo QUE$TOR. Assim, os demais custos de capital terão a mesma
tendência de crescerem ou diminuírem ao longo do tempo.
Para tal, as bandas atribuídas através da função RiskTriang() do software @Risk no
sistema convencional foram consideradas em 5%, ou seja, em cada ano de aplicação do
investimento, a probabilidade é a mesma deste ser no mínimo 95% ou no máximo 105%
de seu valor esperado, como pode ser visto na Gráfico 6-1. Já no sistema subsea to
shore, como a confiança na estimativa é menor para alguns componentes de custos
relevantes como o SSAO, o sistema de Injeção de água SRWI e as duas bombas
92
submarinas presentes nos pipelines de exportação, foram atribuídas bandas maiores de
25% na distribuição simétrica de probabilidades, podendo ser no mínimo de 75% ou no
máximo 125% do valor central. Embora também não haja confiança suficiente na
escolha destes percentuais, o propósito aqui é retratar a percepção de esta incerteza ser
maior no sistema subsea to shore devido à baixa confiança nas informações acessíveis
de custos destes equipamentos.
Gráfico 6-1: Distribuição Triangular para risco sistemático do CAPEX no sistema convencional.
A fim de se representar o risco não sistemático, foram aplicadas distribuições
triangulares no CAPEX de ambos os sistemas ano a ano sob condição de incerteza
sistemática, cujas bandas foram estabelecidas através da função RiskTriang() em 10%
para menos e 20% para mais no sistema convencional e 20% e 40% no sistema subsea
to shore, configurando distribuições de probabilidades representadas por triângulos
assimétricos e, novamente carregando incertezas maiores no sistema subsea to shore.
Embora não seja possível teorizar com precisão estes percentuais, o sentimento
captado indica ser mais provável que existam omissões de custos de componentes
gerando desvios maiores para valores menores que o esperado, do que o oposto. Por
outro lado, é mais provável que o sistema subsea to shore seja mais sensível a
ocorrência da omissão de custos devido á incertezas tecnológicas maiores e, por tal
motivo, esta percepção foi representada por uma banda maior nas distribuições deste
sistema.
Logo, a distribuição de probabilidades do CAPEX a cada ano é a composição dos
riscos considerados através das distribuições triangulares e seu perfil de distribuição
pode ser visto no Gráfico 6-2, referente ao ano de 2018 no sistema convencional.
5,515 5,9055,0% 90,0% 5,0%
0,0
0,5
1,0
1,5
2,0
2,5
3,0
3,5
4,0
5,4
5,5
5,6
5,7
5,8
5,9
6,0
93
Gráfico 6-2: Distribuição de probabilidades do CAPEX no ano 2018 do sistema convencional.
6.1.2 Custo de Descomissionamento sob Incerteza
Nos últimos anos, o descomissionamento de sistemas Offshore vem ganhando
importância no planejamento industrial e governamental. Estas operações são
relativamente inovadoras, sobretudo nos campos brasileiros, onde somente agora a
indústria nacional está começando a lidar com o final da produtiva destes campos. As
questões ligadas ao descomissionamento são complexas, pois para além de estarem
fortemente ligadas à capacidade industrial e das diversas estratégias de remoção de parte
ou totalidade dos componentes, há a necessidade de se considerar fatores ambientais e
políticos de cada legislação neste processo. Estas variáveis podem ser bastante
restritivas na escolha da disposição dos materiais e componentes das estruturas.
Portanto, o descomissionamento é um processo que envolve tantas variáveis que
deve ser tratado como um processo de natureza própria merecendo assim, uma
abordagem mais detalhada que não é o escopo deste trabalho.
Uma vez que o intervalo de tempo de aplicação destes custos seja grande em relação
ao início do investimento no ano de 2016, é provável que a incerteza sobre os custos
gerais de descomissionamento sejam mais críticas quanto à qualidade da estimativa e da
informação. Por outro lado este fato também incorre em maiores incertezas de natureza
imprevisível como a instabilidade das legislações e normas ambientais, segurança
exigida e tecnologias necessárias para remoção de equipamentos em grandes
profundidades e distância da costa.
Para este trabalho, embora não devidamente tratada, a abordagem da incerteza foi
simplificada e aceitas as estimativas provenientes do QUE$TOR como valor esperado.
581,3 715,75,0% 90,0% 5,0%
0,000
0,001
0,002
0,003
0,004
0,005
0,006
0,007
0,008
0,009
0,010
500
550
600
650
700
750
800
94
Vale ressaltar que a interrupção da produção posterior abandono do campo, as
atividades de descomissionamento se iniciaram 12 meses após e seus custos foram
aplicados nos anos de 2036 e 2037.
Assim, com o mesmo tratamento de incertezas que o CAPEX, o risco sistemático no
sistema convencional foi tratado por uma distribuição triangular através da função
RiskTriang() cujas bandas foram estabelecidas em 5%. Para o tratamento do risco não
sistemático, foram atribuídas distribuições de probabilidades triangulares cujas bandas
foram estabelecidas em 8% para menos e 25% para mais aplicadas ano a ano em ambos
os sistemas. Já no que se refere ao sistema subsea to shore, as bandas dos triângulos
para o risco sistemático foram de 25% e para o risco não sistemático de 20% para
menos e 50% para mais. O intuito com esta abordagem é captar o sentimento de maior
incerteza atrelado a esta atividade, que por sua vez, apresenta-se ainda maior no sistema
cujos investimentos são afundados quase em sua totalidade.
6.1.3 Tratamento do OPEX sob Condições de Incerteza
O OPEX de ambos os projetos, como descriminado no tópico cinco, foi subdividido
em três subgrupos de naturezas distintas:
i. Custo offshore: custos onde o risco absorve o comportamento do mercado ao
longo do tempo de forma auto-correlacionada com o preço do petróleo, tal qual
o afretamento de embarcações, serviços marítimos de apoio e custos de aluguel
de determinados equipamentos.
ii. Custos de mão de obra: custo de pessoal relacionado a salários de tripulante e
pessoal especializado seja na plataforma ou em embarcações de apoio de
suprimento, reparo ou manutenção, estacionário ou não, em estações offshore
ou onshore e seguem a lógica trabalhista do mercado marítimo.
iii. Custos industriais: são os demais custos operacionais que não pertencem aos
dois grupos anteriores como custos de armazenamento onshore de suprimentos
à plataforma, custos com seguro, custos com tarifas e custos de materiais para
reparo tal como intervenção nos poços.
95
6.1.3.1 Custos Operacionais de Mão de Obra
Os custos operacionais de mão de obra foram tratados sob a condição de incerteza
sistemática e, portanto, da mesma forma que o CAPEX, foi utilizado o valor base de
US$ 5,90 milhões para o sistema subsea to shore e US$ 8,20 milhões para o sistema
convencional, ambos referentes ao primeiro ano de produção do campo. O tratamento
desta incerteza se deu pela aplicação de uma distribuição triangular através da função
RiskTriang() cujas bandas são 5% maiores ou menores que o valor esperado no
convencional de modo que os demais custos de mão de obra ano a ano apresentem o
mesmo risco associado. Já no sistema subsea to shore, as bandas são de 25%.
A possibilidade de se tratar o risco que confere uma variação aleatória dos custos de
mão de obra foi desprezada, uma vez que a incerteza de uma variação considerável
deste custo em um dado ano seria dominada pelo risco do preço do petróleo dada sua
elevada volatilidade, certamente o mais relevante dos componentes de incerteza dos
projetos.
Por outro lado, como as despesas com salários e encargos seguem as leis trabalhistas,
é plausível que tendam a certo crescimento sentido ao longo dos anos, sob um caráter de
incerteza tratado por uma distribuição probabilística uniforme através da função
RiskUniform (1;1,03) do @Risk com extremos entre 100% e 103%. Assim, a série de
distribuições uniformes pode ser encarada como uma série de fatores de correção
monetária. Portanto, o custo de mão de obra em cada ano sob a captação dos dois
componentes de incerteza foi obtido por meio do produto de um fator acumulativo de
crescimento pelo custo da mão de obra sob o risco sistemático. A série de fatores
acumulativos de crescimento que transfere a percepção do risco de crescimento ao custo
de mão de obra foi obtida pelo produto do resultado das distribuições uniformes em
cada ano e o fator acumulativo do ano anterior. No Gráfico 6-3 pode ser visto o
comportamento da série de fatores associado a cada ano em uma dada iteração da
simulação.
96
Gráfico 6-3: Tendência do comportamentodo fator de correção para uma dada iteração da simulação.
No Gráfico 6-4 (a) pode se vista a distribuição uniforme aplicada no fator de
correção e em (b) a distribuição de probabilidades referente ao custo da mão de obra sob
os riscos considerados, no ano de 2024.
Gráfico 6-4: (a) Distribuição Uniforme no fator de correção; (b) distribuição do custo de mão de obra
em 2024.
6.1.3.2 Custos Operacionais Industriais
Os custos operacionais industriais foram tratados tanto sob condição de risco
sistemático quanto de risco variável de caráter imprevisível e, portanto não sistêmico.
Para tratar o custo industrial sob risco sistemático, da mesma forma que o
procedimento analítico realizado sobre o CAPEX, foi utilizado o valor base de US$
13,92 milhões para o sistema subsea to shore e US$ 17,19 milhões para o sistema
convencional, ambos referentes ao primeiro ano de produção do campo. O tratamento
desta incerteza se deu pela aplicação de uma distribuição triangular cujas bandas são 5%
0,80
0,90
1,00
1,10
1,20
1,30
2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031 2032 2033 2034 2035ANOS
Fator de Correção Acumulativo - Mão de Obra
1,00150
1,02850
0
5
10
15
20
25
30
35
0,995
1,000
1,005
1,010
1,015
1,020
1,025
1,030
1,035
16,942 18,648
5,0% 90,0% 5,0%
0,0
0,1
0,2
0,3
0,4
0,5
0,6
0,7
0,8
16,0
16,5
17,0
17,5
18,0
18,5
19,0
19,5
20,0
97
maiores ou menores que o valor esperado no cenário convencional e 25% no subsea to
shore, de modo que os demais custos de mão de obra ano a ano apresentem os mesmos
riscos associados.
A fim de se representar o risco imprevisível, foram aplicadas distribuições
triangulares sobre a série de custos industriais ano a ano em ambos os sistemas sob
condição de risco sistemático já considerado. As bandas foram estabelecidas em 10%
para menos e 20% para mais no cenário convencional, ao passo que o sistema subsea to
shore foi tratado por bandas de 20% e 40%.
Por outro lado, um terceiro componente de incerteza foi considerado. O risco do
comportamento do erro em um dado ano, mesmo sujeito a variações repentinas no ano
seguinte, deve ser tratada a hipótese de o erro variar a partir da condição que
apresentava anteriormente, ou seja, de forma correlacionada com o ano anterior.
Com o propósito de representar este risco, foi adotado um fator de correção por meio
de uma distribuição normal através da função RiskNormal(0;0,02) de média zero e
desvio padrão 0,02 somado ao fator de correção do ano anterior, como indica o Gráfico
6-6. Na prática, o fator corrigido de um determinado ano é o fator do ano anterior
acrescido de um desvio proveniente da distribuição normal de probabilidades
representando um movimento aritmético a série de fatores, como indicado no Gráfico 6-
5 representativa deste comportamento em uma dada iteração da simulação.
Gráfico 6-5: Fator de correlação para um movimento aritmético no risco do custo industrial.
0,70
0,80
0,90
1,00
1,10
2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031 2032 2033 2034 2035ANOS
Fator Correlacionado - Custo Industrial
98
Gráfico 6-6: Distribuição normal aplicada ao fator de correção em dado ano da simulação.
No mais, a incerteza sob os custos industriais foi tratada considerando os
componentes de risco abordados. Ilustrativamente, a distribuição de probabilidade do
custo industrial no ano 2024 no cenário convencional pode ser visto no Gráfico 6-7.
Gráfico 6-7: Distribuição de probabilidades do custo industrial no ano 2024.
6.1.3.3 Custos Operacionais Offshore
Os custos operacionais offshore foram tratados tanto sob condição de risco
sistemático associado à confiança na estimativa, quanto sob risco aleatório de caráter
imprevisível que pode estar associado à atividades de reparo e manutenção não previstas
em um determinado equipamento. Por outro lado, estas atividades necessitarão de
embarcações específicas cujo frete responde de certa forma aos preços do petróleo no
mercado. Logo, também se buscou retratar a percepção de incerteza sob o custo offshore
auto-correlacionada com a volatilidade do preço do petróleo.
Primeiramente, o tratamento do custo offshore sob risco sistemático foi realizado a
partir do valor base de US$ 13,89 milhões para o sistema subsea to shore e US$ 13,13
-0,0329 0,03295,0%90,0% 5,0%
02468101214161820
-0,08
-0,06
-0,04
-0,02
0,00
0,02
0,04
0,06
0,08
49,67 64,045,0% 90,0% 5,0%
0,000,010,020,030,040,050,060,070,080,090,10
40
45
50
55
60
65
70
75
80
99
milhões para o sistema convencional, ambos referentes ao primeiro ano de produção do
campo. O tratamento desta incerteza se deu pela aplicação de uma distribuição
triangular cujas bandas são 5% no cenário convencional e 25% no subsea to shore sobre
o valor base esperado de modo que os demais custos de mão de obra ano a ano
apresentem os mesmos riscos associados.
Note que assim como os custos industriais e de mão de obra sob risco sistêmico, as
bandas destes triângulos foram de mesmo percentual, pois não se pode afirmar com
confiança as diferenças plausíveis de serem consideradas para estes limites de acordo
coma natureza destes custos.
A fim de se representar o risco não sistêmico, foram aplicadas distribuições
triangulares através da função RiskTriang() sobre a série de custos industriais ano a ano
em ambos os sistemas sob condição de risco sistemático já considerado. As bandas
foram estabelecidas em 10% e 20% para o sistema convencional e 20% e 40% para o
sistema subsea. A Gráfico 6-8 ilustra o aspecto da distribuição triangular assimétrica
utilizada para tratar este erro no sistema convencional em 2024.
Gráfico 6-8: Distribuição do custo offshore sob risco assistemático no ano 2024
Já o risco correlacionado do custo offshore com as variações do preço do petróleo foi
tratado através da geração de duas seqüências de números aleatórios.
Basicamente, a partir de duas seqüências randômicas não-correlacionadas 𝑋1 e 𝑋2,
uma terceira seqüência 𝑌1 correlacionada a 𝑋1 através de um parâmetro ρ pode ser dada
por:
24,92 30,655,0%4,1%
90,0%91,8%
5,0%4,1%
0,00
0,05
0,10
0,15
0,20
0,25
0,30
23
24
25
26
27
28
29
30
31
32
33
100
𝑌1 = ρ𝑋1 + 1 − ρ2𝑋2
Assim, a primeira seqüência não correlacionada, correspondente a 𝑋2, foi gerada
através da distribuição normal padrão de probabilidade aleatória, média nula e desvio
padrão unitário.
A seqüência 𝑋1 foi gerada a partir do preço do óleo nos anos de produção sendo cada
elemento desta seqüência definido como a razão da diferença entre o preço neste ano e
no ano anterior com o desvio padrão da série de diferenças destes preços.
Com a aplicação do parâmetro de correlação ρ igual a 80%, é obtida a série
correlacionada 𝑌1 que gerará a correlação da série de custos offshore sob incerteza
sistêmica e não sistêmica com a série de preços em cada simulação. O comportamento
correlacionado das séries de resíduos 𝑋1 e 𝑌1 pode ser visto ilustrativamente em um
dado “caminho” da simulação no gráfico. Desta maneira o risco correlacionado também
tem um viés de aleatoriedade em seu comportamento, devido ao caráter de grande
volatilidade dos preços do petróleo, todavia o erro tenderá a se comportar considerando
o ponto que estava antes, não desprezando totalmente sua trajetória até então.
No Gráfico 6-9, é possível perceber o perfil da evolução da série de erros
correlacionados em uma única iteração da simulação.
Gráfico 6-9: Comportamento correlacionado das séries de erros para dada iteração da simulação.
A série de custos offshore no Excel foi obtida por meio do produto dos fatores
componentes de uma série que considera o desvio padrão de 10% sobre cada resíduo da
série correlacionada 𝑌1 ano a ano adicionado ao fator do ano anterior, com a série de
custos offshore sob os riscos tratados anteriormente. No Gráfico 6-10 é ilustrada a
-2,00
-1,00
0,00
1,00
2,00
3,00
0 5 10 15 20
Resíduos Correlacionados
X1 Y1
101
distribuição de custos offshore para o cenário convencional no ano de 2024. Note que o
perfil da curva não possui o valor esperado centralizado devido ao erro da distribuição
triangular assimétrica.
Gráfico 6-10: Distribuição de probabilidade do custo offshore no ano de 2024 para uma dada iteração.
6.1.4 Simulação dos Preços Futuros do Petróleo
A simulação do preço futuro do petróleo ao longo do tempo foi realizada pelo
método do Movimento Browniano Geométrico que, por se tratar de um processo
estocástico, utiliza o último preço do barril de petróleo no mercado como semente
geradora do processo, gerando todos os preços subseqüentes no qual o preço no ano t
depende somente do preço no ano t-1, se caracterizando como um processo Markov,
como já mencionado no tópico três.
Apesar da modelagem dos preços do petróleo ter sido realizada no Microsoft Excel, a
cada iteração do software @Risk para um novo fluxo de caixa é gerada uma série de
preços associados a cada ano através da variável aleatória que segue a distribuição de
probabilidade normal de média zero e desvio padrão unitário. Esta componente aleatória
é o erro ou “ruído branco” (processo de Wiener) e é responsável pelo caráter aleatório
da simulação de preços.
Assim, as 10.000 simulações no @Risk geraram igual número de caminhos ou séries
de preços do barril de 2016 a 2037.
Como base para a obtenção dos parâmetros de taxa de tendência α e taxa de
volatilidade σ, representativos da volatilidade do comportamento anual e a tendência de
crescimento do preço do barril de petróleo, respectivamente. A série histórica utilizada
17,72 35,255,0% 90,0% 5,0%
0,00
0,01
0,02
0,03
0,04
0,05
0,06
0,07
0,08
10
15
20
25
30
35
40
45
50
55
102
como base para estimativa de preços mensais do barril de petróleo Brent compreende o
período de 1991 até 2016.
A vantagem mais relevante na utilização do MGB é a simplicidade, que permite
maior facilidade no tratamento analítico de modelos aplicados na avaliação de decisões
pela teoria das opções reais. Todavia, pode-se notar que ao se simular o comportamento
de commodities como o petróleo, cujo valor está relacionado ao equilíbrio de oferta e
demanda no mercado, para períodos de tempo demasiado extensos, a volatilidade deste
ativo cresce de tal forma que há perdas de qualidade na simulação, assumindo valores
impossíveis de serem praticados.
Por tal motivo, foram tomadas duas medidas de controle do preço:
i. Foi tirada a média dos 12 registros de preços mensais ano a ano de 1991 a
2016 e tomados como registro histórico anual, base da estimativa dos
parâmetros de tendência e volatilidade para simulação dos preços até 2037.
ii. Foi aplicado um filtro que atribui o valor histórico máximo registrado de U$$
132,55 ao preço simulado caso seja maior que este valor.
Assim, o preço base é de US$ 41,95 e os parâmetros são 6,2% para a taxa de
tendência e 24,7% para a taxa de volatilidade. No Gráfico 6-11 pode ser vista,
ilustrativamente, a simulação de 158 séries de preço do petróleo com a aplicação dos
filtros e o caminho do registro histórico considerado.
Gráfico 6-11: Curva de evolução do preço do petróleo por MGB.
Por fim, a receita bruta a ser considerada no fluxo de caixa será o produto dos preços
simulados do barril pelo volume produzido em barris de óleo.
0
20
40
60
80
100
120
140
1991 1996 2001 2006 2011 2016 2021 2026 2031 2036
Pre
ço P
etr
óle
o
US$
/bb
l
103
7 Simulação e Análise de Resultados
7.1 Premissas Adotadas
Antes da abordagem direta à simulação, se faz necessário ratificar algumas premissas
admitidas para o projeto.
Primeiramente, a análise do fluxo de caixa descontado dos projetos presentes neste
trabalho não levou em consideração os custos relacionados às fases anteriores ao
desenvolvimento do campo, pois se por um lado não há conhecimento dos custos
referentes a esta etapa, por outro estes custos seriam similares uma vez que o campo
base para análise econômica é o mesmo em ambos os sistemas.
Em um projeto completo, a primeira etapa diz respeito a fase de exploração quando
se tem gastos referentes à prospecção e perfuração de poços pioneiros na busca por
descobertas de jazidas petrolíferas; a segunda etapa corresponde à avaliação, onde é
feito um estudo do reservatório para comprovar se este é ou não viável
economicamente. Esta fase é caracterizada por testes de avaliação da descoberta, a fim
de se estimar o volume potencial do reservatório e sua produção diária. Os resultados
destes testes irão comprovar se a jazida petrolífera é comercial ou se deve ser
abandonada. Os investimentos da fase de avaliação visam determinar o esquema de
investimentos de desenvolvimento necessários para transformar uma descoberta em um
campo comercial – isto é, qual a vazão do campo, em quanto tempo estará depletado,
quais os métodos de recuperação secundária poderiam ser utilizados para alongar sua
vida útil. A fase seguinte corresponde ao desenvolvimento em que o reservatório é
preparado para produção do óleo, onde o projeto referente a este trabalho se inicia. Por
conseqüência, o projeto é considerado livre de risco geológico.
Em segundo, não foram considerados os custos referentes à fatia governamental
como participação em Royalties, Imposto de Renda de Pessoa Jurídica (IRPJ), CSLL,
COFINS, PIS e outros. Embora esta parcela de custos seja relevante, não se detêm
informações confiáveis para tratá-la.
Em terceiro, o risco tecnológico não foi abordado, pois é considerado o risco do
desconhecido. Para melhor esclarecer, é importante referenciar o chamado risco do
104
conhecido. Este risco faz alusão à incerteza sobre a possibilidade de ocorrência de um
evento que, embora não se tenha controle se acontecerá ou não, sabe-se plenamente o
que poderá ocorrer. O risco da formação de hidratos nos dutos que podem reduzir a
vazão ou até mesmo obstruí-la é um claro exemplo deste tipo de risco.
Todavia, os sistemas e componentes que possuem um histórico de utilização pequeno
e não foram plenamente integrados gerando um risco não identificado e de difícil
tratamento, pois a utilização destes componentes trás os riscos do que não se conhece.
Este é o risco do desconhecido se faz mais presente no sistema subsea to shore devido a
utilização de novas tecnologias, como o separador multifásico submarino.
Em um projeto real mais detalhado onde o investidor ou analista se preocupe com
estas questões, certamente ao final da avaliação econômica, o valor do projeto será
representado por uma distribuição de probabilidades do VPL com variância
sensivelmente maior em função da soma dos componentes de risco que o fluxo de caixa
carrega.
7.2 Simulações do Fluxo de Caixa Descontado
Para a simulação de Monte Carlo, o fluxo de caixa sob incerteza foi descontado a
taxa de desconto de 10% a.a e foram realizas 10.000 iterações no software @Risk em
cada um dos modelos de produção. Como já mencionado, o software @Risk possibilita
que variáveis de incerteza e de interesse sejam determinadas por meio de distribuições
de probabilidade. Logo, a distribuição do VPL é a soma das incertezas tratadas por estas
distribuições atribuídas aos componentes do CAPEX, OPEX e descomissionamento,
permitindo ao analista determinar quais distribuições se ajustam melhor à análise.
Cada iteração representa um valor de fluxo de caixa descontado ao tempo zero
referente ao ano de 2016 para obtenção de 10.000 valores de VPL que comporão a
distribuição de probabilidade da variável de interesse. Em cada iteração, é gerada uma
série de valores anuais de CAPEX, dos componentes do OPEX subdivididos em custos
de mão de obra, industriais e offshore, série de custos de descomissionamento e uma
série anual de preços futuros do petróleo, que gerarão a receita a bruta quando
multiplicados pela produção.
105
Em grande parte, a incerteza ou risco do projeto se deve a dispersão da estimativa do
preço do petróleo como elemento mais crítico e pode ser mensurada pelo desvio padrão
da curva de distribuição de probabilidade do VPL.
Após a realização da simulação, a distribuição de probabilidade do valor presente
líquido do sistema convencional indica que a probabilidade de o VPL ser menor que
zero é de 8,8% com valor esperado para esta variável de interesse de US$ 515,05
milhões e desvio padrão de US$ 383,01 milhões.
Quanto ao sistema subsea to shore, a distribuição de probabilidade indica que a
probabilidade do VPL ser nulo é de 10,9%, com valor esperado em US$ 492,96
milhões, e o desvio padrão US$ 405,96 milhões, como pode ser observado no Gráfico
7-1
Gráfico 7-1: Distribuição do VPL no cenário convencional(a esquerda) e subsea (a direita).
Como mencionado anteriormente, o escopo deste trabalho não é comparar
diretamente a viabilidade econômica da implantação dos dois sistemas de produção,
mas sim agregar um caráter exploratório sobre as variáveis mais relevantes de projetos
alternativos de produção petrolífera sob cenário de incerteza. Entretanto, em uma
situação real sob o ponto de vista do investidor ou analista, em conhecimento das curvas
de distribuição de probabilidade do VPL como parâmetro decisório, o valor da opção é
condicionado a investir ou não investir no projeto no ano de 2016 (ano zero) quando se
projeta a análise ao longo de todo o horizonte de tempo, uma vez que o fluxo de caixa
foi considerado até o ano de 2037 em ambos os sistemas.
0 1.0148,8% 81,2% 10,0%
0,0000
0,0002
0,0004
0,0006
0,0008
0,0010
0,0012
-1000
-500 0
500
1000
1500
2000
0 1.02910,9% 79,1% 10,0%
0,0000
0,0002
0,0004
0,0006
0,0008
0,0010
0,0012
-1000
-500 0
500
1000
1500
2000
2500
106
Em outras palavras, como a análise preliminar foi realizada considerando todo o
ciclo de vida produtiva do campo (22 anos contando com o desenvolvimento), somente
é possível decidir por qual sistema é mais adequado nas condições e hipóteses
estabelecidas ou simplesmente decidir não investir caso ambos se mostrem
insatisfatórios economicamente.
Neste contexto é possível observar que o sistema convencional com FPSO se
mostrou a opção mais adequada quando levado em consideração todas as premissas
assumidas no projeto e as incertezas tratadas.
A menor probabilidade de o VPL ser negativo do sistema convencional indica que o
investimento possui 91,2% de probabilidade de trazer lucro ao investidor quando
comparado a 89,1% do sistema com todos os componentes afundados. Adicionalmente,
o valor esperado para o VPL é US$ 22,06 milhões maior neste sistema. Analisando o
risco associado ao valor do projeto, o desvio padrão de US$ 383,01 milhões indica
menor incerteza na estimativa do VPL, onde 67.95 % dos valores se encontram na faixa
de US$ 515,05 383,01 −+ milhões. Portanto, sistema convencional apresenta um maior
valor esperado para o VPL e menor risco também.
7.2.1 Análise do Cenário Econômico de Interesse
Analisando os custos determinísticos estimados diretamente do IHS QUE$TOR livres
de incerteza, é relevante notar que o sistema convencional com FPSO apresentou o
CAPEX menor estimado em US$ 1,182 bilhões em relação aos US$ 1,279 bilhões no
subsea to shore. Já o OPEX se mostrou maior no sistema convencional, pois demanda
gastos adicionais com manutenção e reparo de equipamentos existentes no topside, além
da relevante contribuição da mão de obra referente a tripulação fixa a bordo da
plataforma, embarcações de apoio e helicóptero. O OPEX do sistema convencional foi
estimado pelo QUE$TOR em US$ 1,567 bilhões e US$ 1,158 bilhões para o sistema
subsea to shore.
Entretanto, a percepção que se tem é que as diferenças tanto do OPEX quanto do
CAPEX não se apresentaram tão expressivas quanto o esperado. De certa forma, a
utilização de uma plataforma de pequeno porte cujo casco é menor devido ao modelo
simplificado do campo, com poucos poços ativos e modesta reserva recuperável, acaba
107
por contribuir para a redução do CAPEX em cerca de US$ 150 milhões em comparação
com um FPSO convertido de VLCC acima de 300.000 DWT, segundo estimativa do
QUE$TOR livre de incerteza. Vale destacar que o FPSO convertido utilizado é um
Panamax com capacidade máxima de 73.000 DWT.
Por outro lado, o sistema subsea to shore possui equipamentos com maior nível
tecnológico que encontram condições mais severas de operação no leito marinho, em
relação aos equipamentos similares que operam no topside da plataforma, agregando
maiores custos de aquisição, construção e instalação. Logo, a presença do separador
multifásico submarino (SSAO), o sistema de captação e injeção de água (SRWI) e as
bombas multifásicas submarinas acabam por influenciar no sentido do aumento do
CAPEX.
Como grandes desafios da implantação do sistema sem UEP, a telemetria, o suporte
químico e o suprimento da demanda energética admitiram soluções mediante a
implantação de um pipeline de metanol, de umbilical hidráulico multiplexado e do cabo
de potência ao longo dos 160 km até costa, contribuindo fortemente para o aumento
tanto do CAPEX relacionado a estes componentes, quanto do OPEX associado a
manutenção periódica destes cabos e pipelines. Assim, de certa maneira, os custos não
considerados devido à ausência do FPSO acabam sendo compensados pela presença
destes componentes.
7.2.2 Impacto do CAPEX e OPEX na Irreversibilidade do Projeto
A diferença no OPEX e CAPEX de projetos certamente afeta seu desempenho
quanto ao risco associado ao processo decisório do investidor em paralisar a atividade
ou seguir adiante, mesmo em condições menos favoráveis. O fato é que projetos mais
flexíveis costumam se beneficiar da opção de abandono. Os impactos do OPEX e
CAPEX nestes projetos atrelados ao conceito de irreversibilidade serão discutidos nas
próximas seções.
No cenário da produção petrolífera, o sistema subsea to shore apresenta um caráter
de maior irreversibilidade uma vez que responde por uma parte mais significativa dos
investimentos enterrados em relação ao cenário convencional, onde a parte não
afundada do investimento tem grande componente reversível.
108
Atrelado a este aspecto, dois importantes elementos em um cenário de opção real de
abando do campo devem ser considerados.
Primeiramente, um sistema com o OPEX menor se beneficia menos com a
flexibilidade gerencial de abandono, que acaba por favorecer o sistema mais flexível
onde os custos são mais distribuídos ao longo da vida útil produtiva do campo. Todavia,
para uma análise mais apropriada em condições reais por analistas, se faz necessário um
estudo mais detalhado para melhor conhecer o valor adequado do capital recuperável
referente ao reaproveitamento do FPSO e de determinados equipamentos. O fato de o
FPSO se desvalorizar com o tempo indica que quanto mais cedo se interrompe a
produção e abandona o campo, maior o valor de mercado deste relevante componente.
Em segundo, certamente em um cenário com o CAPEX mais acentuado de maior
capital irreversível e menor OPEX que se dilui ao longo do tempo de produção do
campo, a tendência é que o investidor postergue a decisão de interrupção da produção
mesmo que, hipoteticamente, o preço do petróleo caia e se mantenha com previsões
desfavoráveis ou a capacidade de recuperação da reserva se mostre aquém da esperada
ao ponto de o fluxo de receitas proporcionar lucros menores que o desejável pela
empresa. Portanto, a realidade é que os cenários de decisão de abandono não se dão nas
mesmas condições entre os sistemas subsea to shore e convencional.
Embora os gráficos indicados nos Gráficos 7-2 e 7-3 façam referência a uma única
iteração do processo de simulação, estes possibilitam perceber o comportamento da
curva de fluxo de custos descontados até um ano zero (2016) sob a mesma taxa de
desconto de 10% a.a, levando em consideração os custos de descomissionamento dos
equipamentos 12 meses após a interrupção da produção. Ambos os gráficos se apresentam na
mesma escala.
No Gráfico 7-2, é possível notar que o sistema subsea to shore apresenta um crescimento
inicial mais expressivo devido ao maior CAPEX pouco influenciado pela da taxa de desconto e
sob menor incerteza própria, uma vez que nesta altura do projeto, a confiança do investidor na
qualidade da estimativa é consideravelmente maior que no horizonte de previsão.
O comportamento da curva ilustra como o menor OPEX afeta menos o fluxo de custos ao
longo da vida produtiva do campo, uma vez que o OPEX é amortecido pela taxa de desconto
109
quando trazido ao tempo zero. Quanto mais distante for o custo no horizonte de tempo menor o
efeito que este exerce no valor de projeto (VPL), todavia, maior será a incerteza sobre ele.
No Gráfico 7-3, a curva referente ao sistema convencional indica que o fluxo de caixa neste
projeto apresenta menor CAPEX e crescimento mais acentuado ao longo da produção devido a
maiores custos operacionais.
Logo, a curva representativa da evolução do fluxo de custos mostra-se mais tênue após a
aplicação do CAPEX.
Gráfico 7-2: Curva de fluxos de custos descontados no sistema subsea to shore.
Gráfico 7-3:Curva de fluxo de custos descontados no sistema convencional.
338,78
1048,99
1230,41
1661,61
0
400
800
1.200
1.600
20
16
20
17
20
18
20
19
20
20
20
21
20
22
20
23
20
24
20
25
20
26
20
27
20
28
20
29
20
30
20
31
20
32
20
33
20
34
20
35
MIL
US$
ANO
188,10
719,57
1070,61
1742,49
0
400
800
1.200
1.600
20
16
20
17
20
18
20
19
20
20
20
21
20
22
20
23
20
24
20
25
20
26
20
27
20
28
20
29
20
30
20
31
20
32
20
33
20
34
20
35
MIL
US$
ANO
110
7.2.3 Influência da Evolução do Fluxo de Custos na Opção do Abandono
Na seção anterior, foi introduzida uma discussão a respeito da evolução do CAPEX e
do OPEX ao longo do tempo e seus efeitos, entretanto os gráficos analisados apenas
permitem perceber as tendências retratadas em uma única iteração da simulação.
Nesta seção, a discussão será alimentada de forma mais ampla e direcionada à opção
real de abandono do projeto.
Como já mencionado, o propósito nesta abordagem não é quantificar o valor da
opção, segundo a teoria das opções reais, mas sim reconhecer o impacto os custos sob
incertezas supostamente conhecidas podem ter sobre o processo decisório do investidor.
Para tal, serão analisadas as distribuições de probabilidade do custo total descontado
a taxa de 10% a.a em seis cenários hipotéticos de abandono previamente estabelecidos.
A escolha destes cenários se deu de forma equilibrada ao longo da exponencial
descendente da curva de produção, suficientemente distante do plateau e do fim da vida
produtiva do campo, de forma que os efeitos da decisão pudessem ser mais
adequadamente sentidos em termos de fluxo de custos.
Vale destacar que o fato de ambos os modelos possuírem o mesmo fluxo de receitas
com a produtividade do campo fixa, bem como o mesmo modelo de simulação dos
preços futuros do petróleo, levou a análise a ser realizada somente com os custos, em
detrimento da distribuição do VPL, caso se considerasse as receitas.
Esta abordagem é simplista e, de forma alguma, capacita o investidor no processo de
decisão em quando abandonar a produção sob cenário de incerteza. Entretanto
possibilita reconhecer melhor o comportamento esperado do fluxo de custos entre dois
projetos com diferentes proporções de capital enterrado e que respondem distintamente
á flexibilidade gerencial.
A hipótese de abandono foi considerada nos seguintes cenários:
Cenário 1: Interrupção da produção e descomissionamento dos equipamento
no ano de 2026 equivalente ao 9° ano da produção ou 3 anos após o plateau
ao longo da exponencial descendente da curva.
111
Cenário 2: Interrupção da produção e descomissionamento dos equipamento
no ano de 2027 equivalente ao 10° ano da produção ou 4 anos após o plateau.
Cenário 3: Interrupção da produção e descomissionamento dos equipamento
no ano de 2028 equivalente ao 11° ano da produção ou 5 anos após o plateau.
Cenário 4: Interrupção da produção e descomissionamento dos equipamento
no ano de 2029 equivalente ao 12° ano da produção ou 6 anos após o plateau.
Cenário 5: Interrupção da produção e descomissionamento dos equipamento
no ano de 2030 equivalente ao 13° ano da produção ou 7 anos após o plateau.
Cenário 6: Interrupção da produção e descomissionamento dos equipamento
no ano de 2031 equivalente ao 14° ano da produção ou 8 anos após o plateau.
As Tabelas 7-1 e 7-2 registram os valores esperados e o risco para cada distribuição
de custos dos sistemas subsea to shore e convencional, respectivamente.
Tabela 7-1: Valores esperados para o custo total e desvio padrão no cenário subsea to shore.
Cenário VE (MM US$) σ (MM US$)
1 1.524,17 157,37
2 1.556,28 158,93
3 1.576,31 160,38
4 1.594,78 159,67
5 1.619,41 161,41
6 1.648,28 161,97
Tabela 7-2: Valores esperados para o custo total e desvio padrão no cenário convencional.
Cenário VE (MM US$) σ (MM US$)
1 1.448,52 46,57
2 1.493,23 47,95
3 1.521,68 48,17
4 1.548,94 49,22
5 1.579,95 49,77
6 1.610,00 50, 91
De acordo com as Tabelas 7-1 e 7-2, analisando a evolução do fluxo de custos de
ambos os sistemas por meio do valor esperado de suas distribuições de probabilidades
em cada cenário, pode-se notar que, embora o valor esperado do custo total do projeto
112
no sistema subsea to shore seja maior em todos os cenários de hipótese de abandono,
observa-se no Gráfico 7-4, que as diferenças entre os valores esperados dos custos de
ambos os sistemas tornam-se cada vez menores quando se decide abandonar o campo
mais tardiamente, indicando que o sistema convencional pode se beneficiar com a opção
de abandono anterior ao subsea to shore.
Gráfico 7-4: Diferença dos valores esperados dos custo totais entre os sistemas ao longo dos cenários.
Ao lançar o olhar sobre os riscos do OPEX, CAPEX e descomissionamento, há ainda
dois pontos merecedores atenção.
O primeiro diz respeito à maior incerteza própria do cenário subsea to shore,
plenamente sentida na distribuição de probabilidades do custo através do desvio padrão
indicado na tabela 7-1. Esse comportamento é esperado, pois cada uma destas
distribuições (correspondente a um cenário) absorve a combinação dos riscos aplicados
nos diversos componentes do OPEX e CAPEX ao se avaliar economicamente o projeto
sob incerteza.
Em segundo, nota-se que, sob a ótica somente dos custos e independente do sistema,
o risco do projeto cresce ao longo do horizonte de previsão indicando que o investidor
tem maior confiança nas variáveis do projeto na fase de investimento.
30,0
40,0
50,0
60,0
70,0
80,0
cenário 1 cenário 2 cenário 3 cenário 4 cenário 5 cenário 6
US$
Diferença dos Valores Esperados dos Custos Totais
113
8 Conclusão e Discussões
A modelagem dos sistemas de produção permitiu reconhecer o QUE$TOR como uma
poderosa ferramenta de suporte em análises de investimentos em projetos de
desenvolvimento e produção em campos petrolíferos, ao passo que o tratamento de risco
sobre as estimativas do QUE$TOR se mostrou uma abordagem adequada no sentido da
realização de análises econômicas sob incerteza em diferentes cenários. Entretanto, em
um caso real, um investidor ou analista deve considerar aspectos de incerteza que não
foram tratadas neste trabalho.
Primeiramente, a incerteza tecnológica pode ter um grande peso no risco do projeto,
uma vez que se trata do risco do desconhecido, como por exemplo, o risco associado à
implantação de equipamentos inovadores recentemente desenvolvidos e, portanto, não
apresentam um histórico de utilização e ainda não foram plenamente integrados. Logo,
as incertezas tecnológicas sobre este equipamento quando posto em operação geram
riscos desconhecidos e de difícil tratamento. A percepção que se tem é que no cenário
subsea to shore possui este componente de risco mais crítico que o cenário
convencional.
Em outra abordagem, embora o risco da produção não tenha sido tratado neste
trabalho, este certamente representa um relevante componente de incerteza do projeto,
uma vez que são muitas as variáveis que podem levar a redução brusca das taxas de
produção de um ano para o outro, como a quebra de um equipamento de um
determinado poço, a depletação do reservatório, obstrução de dutos por formação de
nitratos, instabilidade legislativa de determinada região ou a manutenção do preço do
petróleo em níveis muito baixos por muitos anos.
Vele ressaltar que o risco da produção, assim como o risco do preço do petróleo são
componentes críticos na incerteza de projetos por influenciarem diretamente nas receitas
aumentando o risco associado à variável de interesse, o VPL.
Ainda em uma abordagem a respeito das receitas, a escolha do MGB para simular o
preço futuro do petróleo mostrou-se uma alternativa arriscada, uma vez que a
volatilidade do preço aumentava em demasia ao longo do tempo atingindo valores de
preços pouco prováveis no mercado, dado o registro histórico até então. A percepção é
114
que este método estocástico apresenta comportamento mais confiável quando o
horizonte de tempo não é tão amplo. É importante ressaltar que em grande parte, o risco
do projeto se deve a incerteza dos preços futuros deste commodity.
Outro ponto relevante que deve ser tratado em um caso real de investimento envolve
os custos de descomissionamento, pois são operações relativamente inovadoras,
principalmente nos campos brasileiros, onde somente agora a indústria nacional está
começando a lidar com o final da vida produtiva de seus campos
Os riscos associados a esta atividade são variados, pois exige distintas estratégias
para consideração de permissões de autoridades (avaliação em remoção completa de
equipamentos ou não), preparação de plataforma para desativação, fechamento de
poços, limpeza e remoção de risers, descomissionamento de dutos e umbilicais,
mobilização de desmobilização de barcaças e guindastes, remoção da plataforma (se
houver) e disposição dos materiais removidos, além da necessidade de se considerar
fatores ambientais e políticos de cada legislação neste processo. Estas variáveis podem
ser bastante restritivas na escolha da estratégia de remoção, influenciando nos custos e
conseqüentemente na incerteza associada.
Assim, a consideração adicional de todos estes riscos certamente resultaria em uma
distribuição de probabilidade do VPL de variância muito mais expressiva, retratando a
combinação acumulada de riscos devido aos componentes de incerteza agora tratados.
Conduzindo a discussão para outra direção, ao analisar as distribuições de
probabilidade do VPL de ambos os sistemas, o sistema convencional retornou um valor
esperado para o VPL maior enquanto o seu risco mostrou-se menor, indicando o sistema
com menor investimento inicial como o mais viável, obviamente mediante as premissas
e hipóteses assumidas.
É interessante perceber como os maiores riscos tratados nos diversos custos do
subsea to shore (pelas bandas das distribuições) se combinaram resultando em uma
incerteza geral maior representada pelo desvio padrão do VPL, por outro lado, o sistema
com menor CAPEX acabou por se beneficiar da grande influência que os investimentos
no início do projeto exercem sobre seu valor do projeto, ao passo que os custos
operacionais que são amortecidos ao longo do tempo.
115
Os efeitos da irreversibilidade do sistema de menor CAPEX e maior OPEX indicam
que o sistema convencional se beneficia mais da opção de abandono, quanto a
flexibilidade gerencial da empresa, uma vez que possui parte menor do capital enterrado
e parte maior do capital reversível através do FPSO, todavia o reaproveitamento de uma
plataforma em outro campo é um processo incomum e nada trivial envolvendo diversos
fatores como readequação da planta de processo para as condições de produção de outro
reservatório.
Neste ponto, dois importantes elementos precisam ser tratados em uma análise real
de projeto, sob a opção do abandono quando analisados ambos os cenários.
Primeiramente é necessário conhecer melhor o valor do capital recuperável referente
ao reaproveitamento do FPSO, uma vez que este se desvaloriza com o tempo. O
segundo ponto é que o cenário de abandono não se dá nas mesmas condições nos dois
sistemas, uma vez que o maior investimento inicial, juntamente a menores custos
operacionais e a grande irreversibilidade devido aos custos enterrados, certamente
levaria o investidor a adiar a decisão mesmo na hipótese de lucros pequenos para baixos
preços do petróleo.
Como sugestão para trabalhos futuros que dêem continuidade aos estudos realizados
nesta monografia, além das considerações a respeitos das incertezas não tratadas, uma
análise de sensibilidade com variação dos parâmetros para reconhecimentos das
variáveis mais críticas de incerteza que afetam o valor de ambos os projetos em muito
agregaria valor ao estudo.
Por fim, um ponto de grande importância deve ser destacado. A escolha do campo de
Voador como inspiração para o campo modelo base deste trabalho se deu pela pouca
complexidade do campo com uma configuração de poços relativamente simples, todavia
esta decisão certamente desfavoreceu o cenário subsea to shore em termos de análise
econômica como sistema alternativo ao convencional, pois este campo apresenta
distâncias particularmente grandes á costa.
Este aspecto implica em grandes extensões do maior número de pipelines de
escoamento da produção e de suporte químico de metanol em relação ao convencional,
além de 160 km de cabo de potência para atendimento da demanda energética do
116
campo. No convencional a geração de energia se dá no próprio topside da plataforma
onde os principais equipamentos que demandam energia se encontram e os demais
consumidores são supridos por poucos quilômetros de umbilicais com cabos de potência
do topside do FPSO até os equipamentos no leito marinho. Outro componente
importante é o umbilical multiplexado para controle hidráulico das válvulas do manifold
e ANM que também se estendem por grandes distâncias.
Embora a implantação de todos estes componentes com elevados custos de
fabricação, aquisição e instalação reflita diretamente na elevação do CAPEX do
sistema, os efeitos no OPEX também são muito sentidos, uma vez que a manutenção
destes elementos compreende o aluguel de embarcações, consumo de combustível e
mão de obra por muitos dias para cobrir toda a extensão até costa.
Logo, como um trabalho exploratório, foi possível reconhecer os múltiplos
componentes de incerteza que compõem um projeto de produção de petróleo, a
relevância do CAPEX e OPEX dos sistemas convencional e subsea to shore na
avaliação do investidor quanto à opção do abandono ou do investimento e a importância
da flexibilidade de sistemas com menor capital enterrado neste processo decisório, por
outro lado a elaboração deste estudo em outros campos com distâncias menores á costa
poderia trazer resultados diferentes em favor ao sistema subsea to shore ao passo que
complementaria as análises realizadas neste trabalho.
117
9 Referências Bibliográficas
[1] BAI, Y., BAI Q., 2010, Subsea Engineering Handbook. 1ed. Houston, EUA
[2] GIBLON, R.P., MINORSKY, U.M., “Super Jack-Up Type Mobil Drill Rig
Platform for Operation in 500 to 600-Ft.Water Depths”. Offshore Technology
Conference, 1879-MS, Houston, Texas, USA, 29 April –2 May 2007.
[3] Tipos de Plataformas de Petróleo, disponível em
https://pt.wikipedia.org/wiki/Plataforma_petrol%C3%ADfera#Tipos. Acessado
em 6 de janeiro de 2017.
[4] ENGEBRETSEN, K., HANNUS, H., SANDVIK, A., “TLP Operational
Experience Enhancing Margins In-field as well as New Design”. Offshore
Technology Conference, 14179-MS, Houston, Texas, USA, 6-9 May 2002.
[5] EUPHEMIO, M.L.L., KUCHPIL, C., FIGUEIREDO, M.W., “Subsea Processing
and Boosting - Building Blocks for Scenarios”. Offshore Technology Conference,
20186, Houston, Texas, USA, 4–7 May 2007.
[6] PORTO, A.C.C.H, M.F.D., 2013, Estudo de Implantação de Processamento
Submarino com Exportação para a Costa. Dissertação de M.Sc., COPPE-RJ, Rio
de Janeiro, RJ, Brasil.
[7] DE OLIVEIRA, G.D.A.F, M.F.D., 2015, The Development of New Submarine
and Offshore Technologies in Times of Uncertainty. Dissertação de M.Sc., ITL,
Lisboa, Portugal.
[8] DE OLIVEIRA, M.F.D., 2003, Análise da Aplicação de um Sistema de
Bombeamento Multifásico Submarino na Produção de Petróleo. Dissertação de
M.Sc., PUC-RJ, Rio de Janeiro, RJ, Brasil.
[9] BORDIERI, Carlos Augusto, M.F.D., 2004, Um método quantitativo para
estimativa da Volatilidade de Projetos de Produção de Petróleo. Dissertação de
M.Sc., UEC-SP, Rio de Janeiro, RJ, Brasil.
[10] HULL, J. C. (2003) "Options, Futures, and Other Derivatives". Prentice Hall, 5th
ed., Englewood Cliffs, NJ.
[11] COSTA, Luiz Guilherme Tinoco Aboim e AZEVEDO, Marcos Correia Lima.
“Análise Fundamentalista”., FCV/EPGE.1996, Rio de Janeiro, RJ, Brasil.
118
ANEXO A
A figura ANEXO A1 mostra o cronograma do CAPEX do sistema convencional com
a aplicação dos custos mensalmente relacionados aos subgrupos (equipamentos,
material, fabricação, instalação, gerenciamento de projetos e Hook-up) desde o mês de
início a partir de 2016 e a duração da aplicação. É importante ratificar que o cronograma
foi estimado diretamente pelo QUE$TOR baseado na duração de calendários de
desenvolvimento de análises de projetos existentes.
Para os equipamentos e materiais em ambos os cenários de produção, os custos de
capital foram distribuídos no tempo através de uma distribuição down payment and
delivery (DPD), ou seja, no pagamento de 25% antecipado e 75% na entrega do
elemento ou término do serviço. Já os demais componentes tiveram seus custos
distribuídos no tempo segundo uma distribuição uniforme de 33% no início, 34% no
meio e 33% na entrega dos componentes ou término do serviço. Os custos são
representados em milhões de dólares.
119
ANEXO A 1: Cornograma do CAPEX no sistema convencional (fonte: IHS QUE$TOR).
120
As figuras ANEXO A 2, 3 e 4 mostram o cronograma de distribuição do CAPEX
(em milhões de dólares) ao longo do tempo referente ao sistema subsea to shore
diretamente estimado pelo QUE$TOR, assim como abordado no sistema convencional.
As figuras referidas indicam a duração mensal da aplicação dos custos e o mês de
término a partir do início do fluxo de caixa considerado, em 2016.
ANEXO A 2: Cornograma do CAPEX no sistema subsea to shore. (fonte: IHS QUE$TOR).
121
ANEXO A 3: Cornograma do CAPEX no sistema subsea to shore. (fonte: IHS QUE$TOR).
ANEXO A 4: Cornograma do CAPEX no sistema subsea to shore. (fonte: IHS QUE$TOR).