Gerenciamento de reservas petrolíferas: uma análise dos fatores que influenciam o indicador R/P

Autor: VASCONCELLOS, Pedro Paulo Mendonça
Přispěvatelé: ROCHA, Paulo Sérgio de Mello Vieira, GUIMARÃES, Paulo Roberto Britto, CÂMARA, George Batista, MUSTAFA, George de Souza, CÂMARA, Roberto José Batista
Jazyk: portugalština
Rok vydání: 2015
Předmět:
Zdroj: Biblioteca Digital de Teses e Dissertações da UNIFACS
Universidade Salvador (UNIFACS)
instacron:UNIFACS
Popis: Submitted by Roseli Araujo (roseli.araujo@unifacs.br) on 2017-06-29T00:04:53Z No. of bitstreams: 1 Dissertação Pedro Paulo Mendonça Vasconcellos.pdf: 2149774 bytes, checksum: 32e848cd25b9b7055de13e0115bede85 (MD5) Made available in DSpace on 2017-06-29T00:04:53Z (GMT). No. of bitstreams: 1 Dissertação Pedro Paulo Mendonça Vasconcellos.pdf: 2149774 bytes, checksum: 32e848cd25b9b7055de13e0115bede85 (MD5) Previous issue date: 2015-10-23 The management of oil reserves use indicators, such as ratio R / P, which indicates how many years the reservoir can produce if no reserve is discovered with constant production. This ratio being low means that the reserves will be consumed in a short time and being high, will be consumed over many years. Usually the latter case occurs in newly discovered fields or when strategically this field is not producing. As Hayhow and Lemee (2000), before 1985 the natural gas industry in Canada has been asked to maintain high levels of reserves for export maintaining the R / P ratio of 20 years. Following deregulation in 1985, the gas production doubled without many discoveries, being R / P relationship around 10 years in 1999 and remained at this level over many years. This maintenance of the relationship R / P is an indication that there are strong economic relations that maximize the net present value, encouraging the industry to develop reserves to maintain this relationship. A question that should always be asked is whether this indication can be proved. Is there a R / P optimized that maximize the net present value (NPV)? What are the factors that influence and how to modify them? In this context, this paper will examine the factors that influence the Reserve to production optimized ratio (R / P), where the Net Present Value (NPV) is maximum, having always as a starting point the collection of petroleum pricing information, variable costs, discount rates, investment per well and flow rate per well and some assumptions, such as exponential decline, fixed costs that were not analyzed and drilling new wells does not include new oil, to thereby perform the analyzes and identify factors that influence this relationship and thus determine the value of R / P optimized. As a result, it was demonstrated that the R / P optimized varies with the oil price and productivity barrels per day from the well, not being influenced by discount rate, ie, the R / P optimized changes when productivity q, costs / price change. Once found the value of R / P optimized and having in hands the current R / P, it is possible to focus the actions in order to achieve the R / P that will bring the greatest NPV. O gerenciamento de reservas petrolíferas é feito através de indicadores, tendo a relação R/P, que indica em quantos anos o reservatório pode produzir caso nenhuma reserva seja descoberta, com produção constante. Essa relação sendo baixa significa que a reserva será consumida em pouco tempo e sendo alta, será consumida ao longo de muitos anos. Geralmente o último caso ocorre em campos recém-descobertos ou quando estrategicamente este campo não é colocado em produção. Conforme Hayhow e Lemee (2000), antes de 1985 a indústria do gás natural do Canadá foi solicitada a manter os níveis de reservas elevados para exportação mantendo a relação R/P de 20 anos. Após a desregulamentação em 1985, a produção de gás dobrou e as reservas praticamente se mantiveram sem muitas descobertas, fazendo com que a relação R/P passasse para 10 anos em 1999, mantendo-se neste patamar ao longo de muitos anos. Essa manutenção da relação R/P é um indicativo que existam relações econômicas fortes, que maximizam o valor presente líquido, encorajando a indústria a desenvolver reservas para manter esta relação. Uma pergunta que deve ser sempre feita é se tem como comprovar este indicativo. Realmente existe um valor de R/P, otimizado, que maximize o valor presente líquido (VPL)? Quais são os fatores que influenciam e como modificá-los? Neste contexto, o presente trabalho irá analisar os fatores que influenciam na relação Reserva Produção otimizada (R/P), onde o Valor Presente Líquido (VPL) é máximo, tendo-se sempre como ponto de partida a coleta de informações sobre preço do petróleo, custos variáveis, taxas de desconto, investimento por poço e vazão por poço e de algumas premissas, como declínio exponencial, custos fixos que não foram analisados e perfuração de novos poços não incorpora óleo novo, para com isso realizar as análises e identificar os fatores que mais influenciam nesta relação e consequentemente determinar o valor de R/P otimizado. Como resultado, foi demonstrado que o R/P otimizado varia com o preço do petróleo e com a produtividade, barris por dia do poço, não sofrendo influência da taxa, ou seja, o R/P otimizado é alterado quando a produtividade q e os custos/preços são alterados. Uma vez encontrado o valor de R/P otimizado e tendo em mãos o R/P atual do reservatório, é possível focar as ações com o objetivo de atingir o R/P otimizado que trará o maior VPL.
Databáze: OpenAIRE
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