O documento apresenta os conceitos fundamentais de estimativa de reservas e incertezas, incluindo: (1) definição das variáveis de incerteza e cenários pessimista, base e otimista; (2) análise de incerteza por meio de simulações; (3) opções para tratamento das incertezas como coleta de mais informações ou aumento da robustez do projeto.

1. Disciplina: Tecnologia de Reservatório
Estimativa de Reservas e Incertezas
Prof.(a) Filipe Machado
08/07/2022 MBE/COPPE/UFRJ 1

2. Estimativa de Reservas e Incertezas
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3. Definição das variáveis
de incerteza
Parâmetros/Cenários Pessimista Base Otimista
Modelo Geológico P90 P50 P10
Permeabilidade
Relativa
Krlow Krbase krhigh
Selo das falhas 0 (selante) Parcial 1 (não selante)
Relação Kv/Kh 1/1000 1/100 1/10
Heterogeneidade 1 (Heterogêneo) Parcial 0 (Homogêneo)
Compressibilidade da
rocha (microsip)
Clow
(ex: 1)
Cbase
(ex:3)
Chigh
(ex: 5)
Contato óleo-água
(m MD)
OWClow
(ex: 3100)
OWCbase
(ex: 3120)
OWChigh
(ex: 3150)
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POUCAS VARIÁVEIS MAS MUITAS COMBINAÇÕES

4. Definição das variáveis
de incerteza
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5. Análise de Incerteza
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EM GERAL,
TENTAMOS
TERMINAR
COM APENAS
3 CURVAS

6. Tratamento das Incertezas
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Análise das incertezas por meio de cenários e diversas simulações para
avaliar o impacto na produção acumulada de petróleo (Np). Variáveis cujas
incertezas não tenham impacto significativo na Np, podem ser
desconsideradas para simplificação do modelo.

7. Tratamento das Incertezas
• Há algumas opções a se seguir após observar as
incertezas:
– Seguir em frente assumindo os riscos;
– Coletar mais informações
• Realizar testes ou pilotos;
• Análises de poço ou laboratório.
– Prover o projeto de robustez
• Definir o projeto considerando as incertezas
– Acrescentar poços
– Modificar intervalo produtor
– Dotar o projeto de flexibilidade
• Plano de poços adequado aos diversos cenários
• Seleção de estratégia considerando as incertezas
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OTIMIZAÇÃO
ADEQUAÇÃO
PROTEÇÃO

8. Tratamento das Incertezas
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9. Tratamento das Incertezas
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10. Valor da Informação
• Define-se VDI como a diferença de Valor Presente
Líquido (VPL) entre as alternativas de projeto a serem
conduzidas “com” e “sem” a obtenção Informação a
ser obtida por um determinado teste.
• Esta valor é calculado, num cenário de incerteza, pela
ponderação das diferenças em cada cenário, pelas
probabilidades de cada cenário.
• A metodologia de cálculo do VDI pode ser estendida
para Valor da Flexibilidade (VDF) e Valor da Robustez
(VDR)
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11. Valor da Informação
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12. Valor da Informação
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13. Valor da Informação
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14. Valor da Informação
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15. Valor da Informação/
Flexibilidade
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16. Valor da Informação
08/07/2022 VPL = Valor Presente Líquido 16

17. Valor da Flexibilidade
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18. Valor da Robustez
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19. Tratamento das Incertezas
Considerações Finais:
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20. • KAHOOT: Tratamento de incertezas
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21. Estimativa de Reservas
Definições
1. Volume original − quantidade de fluido existente no reservatório
na época da sua descoberta. Para uma acumulação de
hidrocarbonetos no estado gasoso dá-se o nome de volume
original de gás (VGIP – volume de gás in-place). Para a mistura de
hidrocarbonetos no estado líquido dá-se o nome de volume
original de óleo (VOIP – volume de óleo in-place), também
representado por N.
2. Volume recuperável (Vrec) − volume de óleo ou gás que se
espera produzir de uma acumulação de petróleo.
3. Fator de recuperação (FR) − quociente entre o volume
recuperável e o volume original, ou seja, fração do volume
original que se espera produzir de um reservatório.
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22. Estimativa de Reservas
Definições
4. Produção acumulada − quantidade de fluido que já foi produzida
de um reservatório até uma determinada época (Gás – Gp; Óleo
- Np, Água - Wp).
5. Fração recuperada (Fr) − quociente entre a produção acumulada
e o volume original, ou seja, fração do fluido original que foi
produzida até um determinado instante
6. Reserva − quantidade de fluido que ainda pode ser produzida de
um reservatório de petróleo numa época qualquer da sua vida
produtiva. Na época da descoberta, como ainda nenhum fluido
foi produzido, a reserva é numericamente igual ao volume
recuperável.
– Reserva de óleo = Vrec óleo – Np
– Reserva de gás = Vrec gás - Gp
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23. Estimativa de Reservas
Definições
7. Volume remanescente − volume que restará no reservatório ao
final da vida produtiva = Volume original in-place – Vrec
8. Condições de Reservatório e Condições-Padrão − todos os
volumes a que se referem as definições anteriores são medidos
nas condições-padrão ou condições-standard, às vezes
denominadas condições básicas. No Brasil a Agência Nacional do
Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP) estabelece como
condições básicas de temperatura e pressão ou simplesmente
condições básicas os valores de pressão de 1 atm (1,0332
kgf/cm2) e temperatura de 20 °C. Nos EUA, por exemplo, as
condições-standard são de 14,7 psia (1 atm ) e 60 oF (15,6 oC).
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24. Estimativa de Reservas
Ilustração dos Conceitos
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25. Cálculos de Volumes de Fluido
• Os volumes originais de gás e de óleo podem ser
calculados por diversos métodos, sendo os principais o
método volumétrico e o método de balanço de materiais
(estudado em capítulos anteriores).
• Método Volumétrico para Cálculo de Volumes Originais
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26. Cálculos de Volumes de Fluido
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27. Cálculos de Volumes de Fluido
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28. Cálculos de Volumes de Rocha
• Método Volumétrico Para
Cálculo do Volume de Rocha
• O cálculo do volume de
rocha Vr é feito com base no
chamado mapa de isópacas,
que indica os pontos do
reservatório que contêm
hidrocarbonetos e possuem
iguais espessuras da
formação.
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29. Cálculo de Volumes de Rocha
• O volume de rocha pode ser
calculado por diversos métodos,
entre eles:
1. Regra trapezoidal
onde A0 é a área compreendida
pelo contorno 0, A1 a área
compreendida pelo contorno 1, An
a área compreendida pelo
contorno n e h a espessura de cada
contorno. No exemplo da figura h
= 20 m.
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30. Cálculo de Volumes de Rocha
2. Regra de Simpson
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31. Cálculo do Volume Recuperável
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32. Métodos para Cálculo do
Fator de Recuperação
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33. Métodos para Cálculo do
Fator de Recuperação
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34. Métodos para Cálculo do
Fator de Recuperação
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35. Métodos para Cálculo do
Volume Recuperável
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36. Métodos para Cálculo do
Volume Recuperável
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37. Métodos para Cálculo do
Volume Recuperável
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38. Métodos para Cálculo do
Volume Recuperável
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39. Métodos para Cálculo do
Volume Recuperável
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40. Volume Recuperável e Reserva
• Do que depende o volume recuperável e,
consequentemente, a reserva de um campo de
petróleo?
1. Do volume original de fluido.
2. Do fator de recuperação, isto é, do(a):
2.1. Prazo de concessão.
2.2. Tecnologia disponível.
2.3. Economicidade do(s) projeto(s) implantado(s)
ou a implantar no campo.
2.4. Da existência de contratos de venda/compra
no caso de campos de gás.
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41. Classificação das Reservas
• Provadas: Quando os reservatórios estão em produção ou os
fluidos neles contidos têm sua existência e potencial de produção
comprovados por testes. Possui um projeto em implantação (ou já
implantado) cuja economicidade foi comprovada. Pode ser
classificada em Provada Desenvolvida e Provada Não
Desenvolvida.
• Prováveis: São reservas cuja comprovação depende do início da
produção ou da confirmação de sua economicidade.
• Possíveis: São volumes estimados com pouca confiabilidade e/ou
que tenham economicidade duvidosa e/ou que dependam da
aplicação de métodos de recuperação cuja eficiência ainda não
está comprovada.
• Recursos Contingentes: Volumes sem perspectiva de virem a ser
extraídos nas condições atuais.
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42. Classificação das Reservas
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Fonte: ANP

43. Critérios para Cálculo e
Classificação das Reservas
1. SPE
1.1. Critérios econômicos flexíveis.
1.2. Classificação em reservas provadas, prováveis e possíveis.
1.3. Não há limitação por prazo de concessão.
2. SEC
2.1. Critérios econômicos vigentes em 31/12 de cada ano.
2.2. Curva de produção até o limite econômico.
2.3. Existência de contratos de venda do gás.
2.4. Fator de recuperação embasado por projeto piloto ou por
produção em reservatório similar (análogo).
2.5. Somente reservas provadas
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44. Tratamentos Determinístico e
Probabilístico
• As reservas podem ser estimadas usando-se um tratamento
determinístico (um único valor) ou um tratamento probabilístico,
em que são estimados um valor pessimista (P90), um mais
provável (P50) e um otimista (P10).
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45. Tratamentos Determinístico e
Probabilístico
• O tratamento probabilístico é feito através de uma análise de risco
e incerteza.
• Pode ser feito considerando-se diversos cenários e variando-se
propriedades estáticas e/ou dinâmicas dentro de cada cenário, de
acordo com o nível de incerteza em relação a cada cenário ou
propriedade.
• Exemplos de cenários: volumes originais de óleo baixo
(pessimista), médio (mais provável ou caso base) e alto (otimista).
• Exemplos de propriedades cujos valores podem variar, ou seja,
sobre os quais há incerteza: distribuição de porosidade,
distribuição de permeabilidade absoluta, curvas de
permeabilidade relativa, transmissibilidade de falhas etc.
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46. Tratamentos Determinístico e
Probabilístico
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47. Certificação de Reservas
• Definição: É o procedimento através do qual empresas
internacionais, reconhecidas como de alta credibilidade,
que possuem em seus quadros profissionais capacitados a
analisar os cálculos feitos pela companhia operadora e a
confrontá-los com os critérios de estimativa de reservas
vigentes. É feita uma avaliação e emitido um relatório.
• Objetivo: Garantir aos órgãos governamentais, acionistas,
sociedade e demais órgãos interessados que os valores
estimados pela companhia operadora baseiam-se nas
melhores técnicas disponíveis e traduzem com fidelidade
as reservas do campo.
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48. Indicadores de Reservas
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49. Dados de Reservas - Brasil
• Segundo ANP, em 31/12/2021:
– 1P = 13,2 bilhões bbl
– 2P = 19,9 bilhões bbl
– 3P = 24,2 bilhões bbl
– IRR = 227,6%
– R/P = 19 anos
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50. • Kahoot: Reservas
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51. OBRIGADO!
Contato: https://www.linkedin.com/in/filipe-
machado-84690192
E-mail: filipensm@yahoo.com.br
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