Ir direto para menu de acessibilidade.
Início do conteúdo da página

PANP 9 - 2000

Salvar em PDF

 

AGÊNCIA NACIONAL DO PETRÓLEO

PORTARIA ANP Nº 9, DE 21.1.2000 - DOU 24.1.2000

Revogada pela Resolução ANP nº 47, 4.9.2014 – DOU 5.9.2014 – Efeitos a partir de 5.9.2014.

Aprova o Regulamento Técnico ANP nº 001/2000, que define os termos relacionados com as reservas de petróleo e gás natural, estabelece critérios para a apropriação de reservas e traça diretrizes para a estimativa das mesmas.

O DIRETOR-GERAL da AGÊNCIA NACIONAL DO PETRÓLEO, no uso de suas atribuições legais e consoante a Reunião de Diretoria nº 019, de 18 de janeiro de 2000, torna público o seguinte ato:

Art. 1º. Fica aprovado o Regulamento Técnico de Reservas de Petróleo e Gás Natural, em anexo, o qual define os termos relacionados com as reservas de petróleo e gás natural, estabelece critérios para a apropriação de reservas e traça diretrizes para a estimativa das mesmas.

Art. 2°. O Concessionário que esteja operando um campo de produção no País fica obrigado a informar anualmente à ANP os volumes de petróleo, condensado estabilizado e gás natural (total e não associado) do campo, conforme abaixo discriminado:

I - volume in-situ original;

II - reservas provadas;

III - reservas totais;

IV - reservas desenvolvidas;

V - reservas não desenvolvidas;

VI - produção acumulada;

VII - injeção acumulada de gás natural;

VIII - estoque de gás natural; e

IX - retirado do estoque de gás natural.

§ 1°. Os volumes discriminados no caput deste Artigo devem ser apurados de acordo com o Regulamento Técnico de Reservas de Petróleo e Gás Natural aprovado por esta Portaria.

§ 2°. As reservas totais significam a soma das reservas provadas, prováveis e possíveis.

§ 3°. As informações sobre os volumes discriminados no caput deste artigo

devem ser individualizadas por reservatório existente em cada campo, que se encontra descrito no respectivo Plano de Desenvolvimento.

Art. 3°. Os volumes citados no caput do art. 2º serão informados à ANP

por meio do Boletim Anual de Reservas para cada campo de uma concessão de produção, cujo modelo encontra-se anexo a esta Portaria.

§ 1°. O Boletim Anual de Reservas deve ser entregue à ANP até o dia 15 de janeiro do ano subsequente ao de referência, devendo contemplar os volumes relativos ao dia 31 de dezembro do ano de referência.

§ 2°. As informações contidas no Boletim Anual de Reservas devem ser coerentes com o Plano de Desenvolvimento e demais programas de trabalho aprovados pela ANP relativos ao campo em referência.

§ 3°. Os volumes informados no Boletim Anual de Reservas devem ser expressos em metros cúbicos, em conformidade com as condições básicas definidas no Regulamento Técnico de Reservas de Petróleo e Gás Natural.

Art. 4°. No início da fase de produção de uma concessão, as reservas de petróleo e gás natural de um campo somente estarão formalmente reconhecidas pela ANP após a aprovação do Plano de Desenvolvimento daquele campo.

Art. 5°. Em caso de reavaliação das reservas de petróleo e gás natural de um campo, os novos valores deverão ser relatados no Boletim Anual de Reservas referente ao ano, acompanhados de justificativa devidamente instruída com os dados e informações pertinentes.

Parágrafo único. No caso da variação entre as reservas previstas e reavaliadas ser igual ou superior a 10% (dez por cento), o Plano de Desenvolvimento e o Programa Anual de Produção do campo em consideração serão revistos pelo Concessionário.

Art. 6°. Durante a fase de exploração, incluindo-se o período de avaliação, os volumes recuperáveis estimados serão classificados como recursos petrolíferos ou gaseíferos.

Parágrafo único. Os volumes produzidos em testes de poço de longa duração, no período de avaliação, serão também considerados como recursos.

Art. 7°. As informações referidas no art. 2° desta Portaria somente poderão ser divulgadas pelo Concessionário mediante prévio e expresso consentimento da ANP.

§ 1º. O Concessionário estará dispensado de solicitar à ANP o consentimento prévio a que se refere o caput deste artigo, nas hipóteses previstas na Cláusula de Confidencialidade que consta do seu Contrato de Concessão para Exploração, Desenvolvimento e Produção de Petróleo e Gás Natural.

§ 2º. Quando for permitida a divulgação das informações de que trata o art. 2º desta Portaria a terceiros, esses estarão obrigados a firmar termo de confidencialidade.

Art. 8°. Caberá à ANP estimar as reservas de petróleo e gás natural porventura existentes em blocos ainda não submetidos a licitação para a outorga de concessão para exploração e produção.

Art. 9º. A ANP consolidará, anualmente, as informações sobre as reservas nacionais de petróleo e gás natural, ficando responsável por divulgá-las até o dia 15 de fevereiro do ano subsequente ao de referência.

Parágrafo único. A ANP divulgará as informações sobre as reservas nacionais de petróleo e gás natural agrupando-as em áreas terrestres e marítimas de produção e especificando os respectivos municípios e estados da Federação.

Art. 10. O Boletim Anual de Reservas referente ao ano de 1999, excepcionalmente, deverá ser entregue até o dia 15 de fevereiro de 2000, devendo a ANP divulgar as informações sobre as reservas nacionais de petróleo e gás natural até o dia 15 de março de 2000.

Art. 11. O não cumprimento das disposições contidas na presente Portaria implicará em aplicação das penalidades previstas na Lei nº 9.847, de 26 de outubro de 1999, e em legislação complementar.

Art. 12. Esta Portaria entra em vigor na data de sua publicação.

DAVID ZYLBERSZTAJN

ANEXOREGULAMENTO TÉCNICO Nº 001/2000 DE RESERVAS DE PETRÓLEO E GÁS NATURAL

OBJETIVOS

Este Regulamento trata de questões relativas a reservas petrolíferas e gaseíferas, introduzindo os seguintes objetivos:

Estabelecer a nomenclatura e definir os termos relacionados com as reservas de petróleo e gás natural;

Classificar recursos e reservas;

Definir critérios de apropriação de reservas;

Estabelecer diretrizes para a avaliação de reservas.

DEFINIÇÕES TÉCNICAS DE PETRÓLEO E GÁS NATURAL

Petróleo

Petróleo - é todo e qualquer hidrocarboneto líquido em seu estado natural, a exemplo do óleo cru e condensado.

Definição quanto às características físico-químicas

Quanto às características físico-químicas, o Petróleo pode ser considerado como toda mistura de hidrocarbonetos existentes na fase líquida nas condições originais de reservatório e que permanece líquido nas condições normais de pressão e temperatura na superfície, possuindo viscosidade absoluta menor ou igual a 10.000 centipoises, medida nas condições de temperatura original do reservatório e pressão de superfície.

Classificação quanto à densidade

Quanto à densidade, referida a 20°C/20°C, pode ser classificado em:

Petróleo Leve - todo petróleo com densidade igual ou inferior a 0,87 (ou grau API igual ou superior a 31°);

Petróleo Mediano - todo petróleo com densidade superior a 0,87 e igual ou inferior a 0,92 (ou grau API igual ou superior a 22° e inferior a 31°);

Petróleo Pesado - todo petróleo com densidade superior a 0,92 e igual ou inferior a 1,00 (ou grau API igual ou superior a 10° e inferior a 22°);

Petróleo Extrapesado - todo petróleo com densidade superior a 1,00 (ou grau API inferior a 10°).

Gás Natural

Gás Natural - todo hidrocarboneto ou mistura de hidrocarbonetos que permaneça em estado gasoso nas condições atmosféricas normais, extraído diretamente a partir de reservatórios petrolíferos ou gaseíferos, incluindo gases úmidos, secos, residuais e gases raros.

Classificação quanto à fase em subsuperfície

Quanto à fase em que se encontra em subsuperfície, o gás natural pode ser classificado em:

Gás Livre - todo gás natural que se encontra na fase gasosa nas condições originais de pressão e temperatura do reservatório.

Gás em Solução - todo gás natural que se encontra em solução no petróleo nas condições originais de pressão e temperatura do reservatório.

Classificação quanto à existência em sistemas de fases

Quanto à existência em um sistema monofásico ou bifásico, o gás natural pode ser classificado em:

Gás Seco - todo hidrocarboneto ou mistura de hidrocarbonetos que permaneça inteiramente na fase gasosa em quaisquer condições de reservatório ou de superfície.

Gás Úmido - todo hidrocarboneto ou mistura de hidrocarbonetos que, embora originalmente na fase gasosa, venha a apresentar a formação de líquidos em diferentes condições de reservatório ou de superfície.

Classificação quanto à ocorrência simultânea de petróleo e gás

Quanto à ocorrência simultânea com petróleo em subsuperfície, o gás natural pode ser classificado em:

Gás Associado ao Petróleo - gás natural produzido de jazida onde ele é encontrado dissolvido no petróleo ou em contato com petróleo subjacente saturado de gás.

Gás Não Associado ao Petróleo - gás natural produzido de jazida de gás seco ou de jazida de gás e condensado (gás úmido).

Líquido de Gás Natural (LGN)

Líquido de Gás Natural (LGN) - parte do gás natural que se encontra na fase líquida em determinada condição de pressão e temperatura na superfície, obtida nos processos de separação de campo, em unidades de processamento de gás natural ou em operações de transferência em gasodutos.

Classificação quanto aos processos de separação

Em relação aos processos de separação, os líquidos de gás natural podem ser classificados em:

Condensado - líquido de gás natural obtido no processo de separação normal de campo, que é mantido na fase líquida nas condições de pressão e temperatura de separação.

Condensado Estabilizado - condensado que permanece na fase líquida nas condições atmosféricas.

Gás Liquefeito do Petróleo - mistura de hidrocarbonetos com alta pressão de vapor, obtida do gás natural em unidades de processo especiais, que é mantida na fase líquida em condições especiais de armazenamento na superfície.

Gasolina Natural - mistura de hidrocarbonetos que se encontra na fase líquida em determinadas condições de pressão e temperatura, obtida em separadores especiais ou unidades de processamento de gás natural.

Gás Natural Liquefeito

Gás Natural Liquefeito - Gás Natural resfriado a temperaturas inferiores a -160°C para fins de transferência e estocagem como líquido.

DEFINIÇÕES TÉCNICAS COMPLEMENTARES

Bacia Sedimentar - depressão da crosta terrestre onde se acumulam rochas sedimentares que podem ser portadoras de petróleo ou gás, associados ou não.

Bloco - parte de uma bacia sedimentar, formada por um prisma vertical de profundidade indeterminada, com superfície poligonal definida pelas coordenadas geográficas de seus vértices, onde são desenvolvidas atividades de exploração e produção de petróleo e gás natural.

Campo - área produtora de petróleo ou gás natural, a partir de um reservatório contínuo ou de mais de um reservatório, a profundidade variáveis, abrangendo instalações e equipamentos destinados à produção.

Reservatório - configuração geológica dotada de propriedades específicas, armazenadora de petróleo ou gás, associados ou não.

Definição quanto a processo de recuperação

Do ponto de vista da recuperação de petróleo, um Reservatório de Petróleo ou Gás Natural é uma formação rochosa em subsuperfície que contém petróleo ou gás natural em condições de deslocamento no meio poroso, confinada por rochas impermeáveis, falhas geológicas selantes ou barreiras de água, e caracterizada por conter um único sistema hidráulico.

Classificação de reservatório quanto à natureza do fluido contido

Quanto à natureza do fluido que contém, os Reservatórios podem ser classificados em:

Reservatório de Petróleo - todo reservatório que contém hidrocarbonetos predominantemente na fase líquida.

Reservatório de Gás - todo reservatório que contém hidrocarbonetos predominantemente na fase gasosa.

Rocha - Reservatório - corpo de rochas permo-porosas, estratigraficamente definido e correlacionável.

Jazida - reservatório já identificado e possível de ser posto em produção.

Zona - camada ou conjunto de camadas correlacionáveis dentro de uma mesma unidade estratigráfica, contendo petróleo, gás ou água.

Recuperação - processo de extração de petróleo e gás natural através de poços produtores, utilizando-se a energia natural dos reservatórios ou introduzindo-se energia adicional através de poços injetores.

CONDIÇÕES BÁSICAS

Os volumes de petróleo e gás natural, definidos nas próximas seções, devem ser estimados nas seguintes condições básicas:

Pressão Absoluta

1,0332 kgf/cm² ou 1 atm

Temperatura

20°C

Os volumes relativos a gás liquefeito do petróleo e gasolina natural devem ser estimados nas seguintes condições:

Pressão Absoluta

10,332 kgf/cm² ou 1 atm

Temperatura

20°C

VOLUME IN-SITU: DEFINIÇÃO E CLASSIFICAÇÃO

Volume In-situ - volume de petróleo ou gás natural, apurado em uma determinada data, contido em reservatórios descobertos ou de existência inferida com base em critérios geológicos e estatísticos.

Volume In-situ Original - volume In-situ originalmente contido no reservatório, antes de qualquer produção de petróleo ou gás natural.

Classificação quanto à comprovação de existência

Quanto à comprovação de existência, o Volume In-situ pode ser classificado em:

Volume In-situ Descoberto - volume de petróleo ou gás natural, apurado em uma determinada data, contido em reservatórios cuja existência seja comprovada pela perfuração de poços e avaliados através de testes de formação ou em reservatórios que possam ser avaliados por correlações de perfis ou análise de testemunhos em reservatórios vizinhos e/ou geologicamente análogos.

Volume In-situ Não Descoberto - volume de petróleo e gás natural, apurado em uma determinada data, que se estima existir em acumulações não descobertas de bacias ainda não produtoras ou em áreas inexploradas de bacias produtoras, inferido com base em critérios geológicos e estatísticos na época da avaliação.

RECURSOS: DEFINIÇÃO E CLASSIFICAÇÃO

Recursos - volumes In-situ de petróleo e gás natural potencialmente recuperáveis, a partir de uma determinada data em diante.

Recursos Originais - recursos de petróleo e gás natural que podem ser obtidos como resultado da produção de um reservatório, a partir das condições originais deste reservatório em diante.

Classificação quanto à comprovação de existência

Quanto à comprovação de existência, os recursos de petróleo e gás natural podem ser classificados em:

Recursos Descobertos - volumes in-situ descobertos de petróleo e gás natural que podem ser recuperados a partir de uma determinada data em diante.

Recursos Não Descobertos - volumes In-situ não descobertos de petróleo e gás natural que se estimam serem passíveis de recuperação a partir de uma determinada data em diante.

PRODUÇÃO ACUMULADA E FATOR DE RECUPERAÇÃO

Produção Acumulada - volume de fluido produzido dos reservatórios até uma determinada data.

Injeção Acumulada de Gás Natural - volume de gás natural injetado em reservatórios até uma determinada data.

Estoque de Gás Natural - volume In-situ proveniente da injeção de gás natural, numa determinada data.

Retirado de Estoque Acumulado - volume retirado do estoque de gás natural até uma determinada data.

Fator de Recuperação Atual - razão entre a produção acumulada de petróleo ou gás natural de um determinado reservatório e o seu volume In-situ original.

Fator de Recuperação Final - razão entre os recursos originais de petróleo ou gás natural de um determinado reservatório e o seu volume In-situ original.

RESERVAS: DEFINIÇÃO E CLASSIFICAÇÃO

Reservas - recursos descobertos de petróleo e gás natural comercialmente recuperáveis a partir de uma determinada data em diante.

Classificação Quanto ao Grau de Incerteza

Como a estimativa de reservas sempre envolve incertezas quanto às informações geológicas e de engenharia e às condições econômicas, esses recursos podem ser classificados como:

Reservas Provadas - reservas de petróleo e gás natural que, com base na análise de dados geológicos e de engenharia, se estima recuperar comercialmente de reservatórios descobertos e avaliados, com elevado grau de certeza, e cuja estimativa considere as condições econômicas vigentes, os métodos operacionais usualmente viáveis e os regulamentos instituídos pela legislações petrolífera e tributária brasileiras.

Reservas Prováveis - reservas de petróleo e gás natural cuja análise dos dados geológicos e de engenharia indica uma maior incerteza na sua recuperação quando comparada com a estimativa de reservas provadas.

Reservas Possíveis - reservas de petróleo e gás natural cuja análise dos dados geológicos e de engenharia indica uma maior incerteza na sua recuperação quando comparada com a estimativa de reservas prováveis.

Classificação Quanto ao Estágio de Desenvolvimento

Dependendo do estágio em que se encontra a explotação de um campo petrolífero, as reservas podem ser classificadas em:

Reservas Desenvolvidas - reservas de petróleo e gás natural que podem ser recuperadas através de poços existentes e quando todos os equipamentos necessários à produção já se encontram instalados.

As reservas desenvolvidas podem ser classificadas em:

Reservas Desenvolvidas em Produção - reservas de petróleo e gás natural que podem ser recuperadas de intervalos completados e em produção na data da estimativa.

Reservas Desenvolvidas a Produzir - reservas de petróleo e gás natural que podem vir a ser recuperadas de intervalos completados porém fechados ou de poços fechados na data da estimativa.

Reservas Não Desenvolvidas - reservas de petróleo e gás natural que podem vir a ser recuperadas através de novos poços em áreas não perfuradas, re-entrada ou recompletação de poços existentes, ou que dependam da instalação de equipamentos de produção e transporte previstos nos projetos de recuperação convencional ou melhorada.

CRITÉRIO PARA APROPRIAÇÃO DE RESERVAS PROVADAS

As reservas são consideradas provadas quando:

Os reservatórios encontram-se em produção ou os hidrocarbonetos neles contidos tenham sua existência comprovada por testes de formação.

Os reservatórios possam ser avaliados por correlação de perfis ou análise de testemunhos. Esta correlação de perfis pode ser:

vertical: quando o horizonte em questão apresente características de perfis iguais ou melhores do que os outros intervalos testados do mesmo poço;

horizontal: quando, embora em reservatórios diferentes, o horizonte em questão pertença, comprovadamente, a mesma zona estratigráfica, testada ou em produção por outro poço.

Em ambos os casos, só se poderá considerar o reservatório como avaliado quando não persistirem dúvidas em relação ao resultado que se obteria caso fosse testado.

As instalações para processamento e movimentação dos fluidos produzidos encontram-se desenvolvidas ou existe orçamento aprovado para que tais instalações venham a ser desenvolvidas.

As reservas decorrentes da aplicação de métodos de recuperação melhorada de petróleo e gás natural são consideradas provadas quando:

Existe um projeto piloto testado com sucesso.

Existe um projeto implantado no mesmo reservatório ou em reservatório análogo com propriedades de rocha e fluido similares.

Embora ainda não implantado, existe uma razoável certeza de que o projeto será implementado.

As condições econômicas vigentes, consideradas na estimativa de reservas provadas, devem ser estabelecidas com base no histórico de preços de petróleo e custos associados, bem como as obrigações do Contrato de Concessão e as regulamentações brasileiras quanto à tributação, segurança operacional e preservação ambiental.

CRITÉRIO PARA APROPRIAÇÃO DE RESERVAS PROVÁVEIS

Em geral, as reservas prováveis podem incluir:

Reservas previstas de serem provadas através da perfuração de poços, porém localizadas onde não exista um controle geológico de sub-superfície adequado para classificá-las como provadas.

Reservas em formações que devem ser produtoras com base em suas características de perfis, mas que não têm dados de testemunhos ou testes de poços, bem como correlação com reservatórios provados na área.

Incremento de reservas que poderiam ser classificadas como provadas devido a adensamento de malha de perfuração se espaçamento mais refinado estivesse sido aprovado pela ANP, na data da estimativa.

Reservas relativas a métodos de recuperação suplementar de comprovada aplicação comercial quando:

projeto ou o piloto estiver planejado, mas não em operação;

as características geológicas e hidrodinâmicas dos reservatórios são favoráveis à aplicação comercial do método em questão.

Reservas de uma área da formação que deve estar separada da porção provada devido a falhamento e a interpretação geológica indica ser essa área estruturalmente mais alta que a provada.

Reservas atribuídas a trabalhos futuros de restauração, tratamento ou retratamento de poços, mudança de equipamentos, ou outros procedimentos mecânicos, onde essas técnicas não tenham sido testadas com sucesso em poços que apresentem comportamento similar em reservatórios análogos.

Reservas que excedam àquelas classificadas como provadas quando se utiliza uma interpretação alternativa de desempenho ou de dados volumétricos.

CRITÉRIO PARA APROPRIAÇÃO DE RESERVAS POSSÍVEIS

Em geral, as reservas possíveis podem incluir:

Reservas além do limite do provável, quando o controle geológico de subsuperfície for inadequado para classificá-las como prováveis.

Reservas em formações que podem ser portadoras de hidrocarbonetos, baseadas nas características de perfis e análise de testemunhos, mas onde existam incertezas elevadas quanto a sua capacidade de produzir com vazões comerciais.

Incremento de reservas atribuído a adensamento de malha de perfuração, porém sujeito a incertezas técnicas.

Reservas relativas a métodos de recuperação suplementar quando:

projeto ou o piloto estiver planejado, porém não em operação;

as características geológicas e hidrodinâmicas dos reservatórios são tais que exista uma razoável dúvida de que o projeto será comercial.

Reservas de uma área da formação que parecem estar separadas da porção provada devido a falhamento e a interpretação geológica indica ser esta área estruturalmente mais baixa que a provada.

Recursos descobertos onde as avaliações de projeto indiquem alto risco econômico, principalmente devido a insuficiência de mercado.

CRITÉRIO PARA APROPRIAÇÃO DE RESERVAS DESENVOLVIDAS

As reservas são consideradas desenvolvidas quando:

Os reservatórios encontram-se em produção, não sendo necessários novos investimentos para sua viabilização.

Os reservatórios podem ser colocados em produção através da recompletação de poços ou reabertura de poços fechados, desde que os investimentos necessários não sejam significativos.

Os reservatórios possam ser produzidos por meio de projetos de melhoria de recuperação já implantados ou quando estes projetos encontram-se em fase final de implantação.

CRITÉRIO PARA APROPRIAÇÃO DE RESERVAS NÃO DESENVOLVIDAS

As reservas são consideradas não desenvolvidas quando:

A colocação de reservatórios em produção exige significativos investimentos em recompletação de poços.

campo necessita da instalação de equipamentos de produção e movimentação para projetos de recuperação primária ou de incremento de recuperação em áreas já testadas através de projetos piloto.

A colocação do reservatório em produção exige o aprofundamento de poços já existentes.

Novos poços são necessários para a complementação da malha de drenagem ou para a extensão desta em reservatórios de comprovada continuidade geológica e hidrodinâmica na área a ser estendida.

DIRETRIZES PARA ESTIMATIVA DE RECURSOS E RESERVAS

Abordagem Determinística ou Probabilística

As metodologias para a determinação dos volumes in-situ originais e recursos de petróleo e gás natural podem utilizar uma abordagem determinística ou probabilística. Os métodos probabilísticos devem levar em consideração informações sobre a incerteza de cada parâmetro envolvido no cálculo dos volumes in-situ. Quando se tratar de volumes não descobertos, recomenda-se o emprego de métodos probabilísticos.

Para o cálculo de reservas, a abordagem probabilística implica em considerar os seguintes limites inferiores de probabilidade para que os volumes a serem recuperados igualem ou excedam os valores estimados das reservas discriminadas abaixo:

Reservas estimadas

Probabilidade

Provadas

90 %

Provadas + Prováveis

50 %

Provadas + Prováveis + Possíveis

10 %

Métodos de Determinação dos Volumes In-situ Originais

Na determinação dos volumes in-situ originais descobertos, podem ser empregados os seguintes métodos:

Método Volumétrico - consiste na obtenção de volumes in-situ originais utilizando-se mapas elaborados a partir de informações geológicas, geofísicas e de produção.

Método de Balanço de Materiais - consiste na obtenção de volumes insitu originais através da aplicação direta da equação de balanço de materiais ou do uso de simuladores matemáticos de fluxo de fluidos em reservatórios, utilizando-se, para tanto, o histórico de produção e as propriedades físicas dos fluidos e das rochas.

Métodos de Estimativa de Recursos e Reservas

Os seguintes métodos podem ser empregados para a estimativa dos recursos petrolíferos ou gaseíferos:

Método Empírico - consiste na obtenção dos recursos de petróleo e gás natural de um determinado reservatório através da aplicação de correlações empíricas, comprovadamente reconhecidas pela indústria de petróleo, que considerem as características permo-porosas da rocha-reservatório, as características dos fluidos presentes e os mecanismos de produção deste reservatório.

Em geral, os métodos empíricos fornecem diretamente o fator de recuperação do reservatório.

Os recursos podem ser obtidos através da relação:

Recursos = (Volume In-situ Original) x (Fator de Recuperação) - (Produção Acumulada)

Método Analítico - consiste na obtenção dos recursos de petróleo e gás natural de um determinado reservatório através da aplicação de um modelo analítico de engenharia de reservatórios e utilizando-se o histórico de produção e as propriedades físicas dos fluidos e das rochas deste reservatório. Método de Análise de Curvas de Declínio de Produção pode ser empregado para se obter diretamente as reservas petrolíferas ou gaseíferas, desde que se disponha de um histórico de produção confiável e representativo.

Método Numérico - consiste na obtenção dos recursos de petróleo e gás natural de um determinado reservatório através do emprego de simuladores numéricos de fluxo de fluidos em reservatórios e utilizando-se dados de modelagem geológica e de análise do sistema rocha-fluido deste reservatório.

Método Experimental - consiste na obtenção dos recursos de petróleo e gás natural de um determinado reservatório através da interpretação de ensaios de laboratório e de modelos reduzidos que reproduzam as características deste reservatório.

Método de Similaridade - consiste na obtenção dos recursos de petróleo e gás natural de um determinado reservatório com base em sua similaridade com outros reservatórios para os quais se conhece com segurança o fator de recuperação.

Orientações para a Seleção de Métodos de Estimativa

Os recursos e as reservas de petróleo e gás natural devem ser periodicamente atualizados de modo a refletir alterações das condições econômicas e melhoria no conhecimento geológico e hidrodinâmico dos reservatórios.

Os métodos de estimativa de recursos e reservas devem ser selecionados em função da qualidade das informações geológicas e de engenharia disponíveis e das diversas fases em que se encontra um empreendimento petrolífero. A tabela abaixo fornece os métodos que podem ser preferencialmente utilizados em cada fase, bem como explicita a categoria volumétrica em que devem ser enquadrados os volumes recuperáveis.

Fase da Atividade Petrolífera

Categoria Volumétrica

Método a Ser Empregado

Exploração

Recursos

Similaridade

Empírico

Analítico

Avaliação

Recursos ou Reservas (*)

Balanço de Materiais

Analítico

Numérico

Desenvolvimento Inicial

Reservas

Analítico

Numérico

Desenvolvimento Complementar

(Recuperação Melhorada)

Reservas

Analítico

Numérico

Experimental

Desenvolvimento Complementar

(Adensamento de Malha)

Reservas

Analítico

Numérico

Produção

Reservas

Balanço de Materiais

Analítico

Numérico

(*) Na fase de Avaliação, logo após a notificação de descoberta, os volumes estimados devem ser classificados como Recursos e, no momento da declaração de comercialidade, enquadram-se na categoria de Reservas.

Propriedades de Fluidos

Na estimativa de reservas de petróleo e gás natural, devem ser utilizados, preferencialmente, as propriedades dos fluidos obtidas através de análises PVT dos fluidos do próprio reservatório.

Na estimativa de recursos de petróleo e gás natural, caso não exista uma análise PVT dos fluidos da área em consideração, podem ser empregadas correlações empíricas existentes na literatura de Engenharia de Petróleo.

Fim do conteúdo da página