Economia VPL - Para projetos de óleo e gás.

Prévia do material em texto

1 
 
UNIVERSIDADE FEDERAL DE PELOTAS 
Centro de Engenharias/Ceng 
Programa de Graduação em Engenharia de Petróleo 
 
 
 
 
AVALIAÇÃO ECONÔMICA DE PROJETOS DE E&P DE PETRÓLEO 
UTILIZANDO OS PARÂMETROS DE VPL E TIR 
-- 
Natan Battisti 
 
 
 
 
 
PELOTAS – RS 
2016 
2 
 
 
 
Natan Battisti 
 
AVALIAÇÃO ECONÔMICA DE PROJETOS DE E&P DE PETRÓLEO 
UTILIZANDO OS PARÂMETROS DE VPL E TIR 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
Orientador: Professor Dr. Valmir Francisco Risso 
PELOTAS – RS 
2016 
3 
 
 Sumário 
 
1 INTRODUÇÃO .................................................................................................................. 14 
1.1 MOTIVAÇÃO ........................................................................................................................ 15 
2 OBJETIVOS ...................................................................................................................... 16 
3 FUNDAMENTAÇÃO TEÓRICA ........................................................................................... 17 
3.1 CICLO DE VIDA DE UM PROJETO DE ÓLEO E GÁS .......................................................................... 17 
3.2 CÁLCULOS ECONÔMICOS ........................................................................................................ 18 
3.3 CAPEX ............................................................................................................................... 19 
3.4 OPEX ................................................................................................................................. 20 
3.5 RECEITAS ............................................................................................................................. 20 
3.5.1 Receita Bruta ........................................................................................................... 20 
3.5.2 Receita Líquida da Produção ................................................................................... 20 
3.6 INVESTIMENTOS GERAIS .......................................................................................................... 21 
3.6.1 Bônus de Assinatura ................................................................................................ 21 
3.6.2 Aluguel de área ........................................................................................................ 21 
3.6.3 Gastos com Exploração ........................................................................................... 21 
3.7 GOVERNMENT TAKE .............................................................................................................. 22 
3.7.1 Royalties .................................................................................................................. 22 
3.7.2 PIS/COFINS ............................................................................................................... 22 
3.7.3 Participação Especial ............................................................................................... 23 
4 
 
3.7.4 IR/CSLL ..................................................................................................................... 23 
3.8 FLUXO DE CAIXA ................................................................................................................... 23 
3.9 VALOR PRESENTE LÍQUIDO ...................................................................................................... 24 
3.10 TAXA MÍNIMA ATRATIVIDADE (TMA) ........................................................................................ 26 
3.11 TAXA INTERNA DE RETORNO (TIR) ........................................................................................... 26 
3.12 HIPERCUBO LATINO ............................................................................................................... 26 
3.13 MODELO BRASILEIRO PARA E&P DE PETRÓLEO ........................................................................... 27 
3.13.1 Contrato de Concessão ............................................................................................ 27 
3.13.2 Regime de Partilha .................................................................................................. 27 
4 REVISÃO BIBLIOGRÁFICA ................................................................................................ 28 
5 METODOLOGIA ............................................................................................................... 29 
5.1 RECEBIMENTO E ANÁLISE DO BANCO DE DADOS ........................................................................... 30 
5.2 ELABORAÇÃO DA PLANILHA ECONÔMICA ................................................................................... 31 
5.3 AVALIAÇÃO DA PLANILHA DE CÁLCULO ....................................................................................... 32 
5.4 CÁLCULO DO VPL BASE .......................................................................................................... 32 
5.5 ANÁLISE DE RISCO POR HCL .................................................................................................... 32 
5.6 AVALIAÇÃO DOS RESULTADOS OBTIDOS ..................................................................................... 32 
6 APLICAÇÃO ..................................................................................................................... 33 
6.1 PLANILHA – VPL/TIR ............................................................................................................ 33 
6.1.1 Cálculo das Produções mensais ............................................................................... 33 
6.1.2 Produção Equivalente e Receita Bruta..................................................................... 33 
6.1.3 Custos Operacionais ................................................................................................ 34 
5 
 
6.1.4 Exploração, Poços, Plataformas e Equipamentos de Produção ............................... 34 
6.1.5 Tributos .................................................................................................................... 35 
6.2 HIPERCUBO LATINO ............................................................................................................... 37 
6.3 ANÁLISE DE RISCO DO PROJETO................................................................................................ 38 
7 RESULTADOS E DISCUSSÕES ............................................................................................ 39 
7.1 PROJETO BASE ...................................................................................................................... 39 
7.2 PROJETO HCL....................................................................................................................... 43 
7.2.1 Análise Pessimista ................................................................................................... 43 
7.3 ANÁLISE PROVÁVEL ................................................................................................................ 47 
7.4 ESTRATÉGIA OTIMISTA ............................................................................................................ 51 
7.5 ANÁLISE DE RISCO ................................................................................................................. 55 
8 CONCLUSÕES .................................................................................................................. 58 
9 BIBLIOGRAFIA ................................................................................................................. 59 
 
 
 
 
 
 
 
 
6 
 
Lista de Figuras 
Figura 3-1: Compreensão cronológica da E&Pde petróleo (Adaptado de Motta, 
2013). ............................................................................................................... 18 
Figura 3-2: Avaliação econômica de projetos petrolíferos (Adaptado de 
Motta,2013). ..................................................................................................... 19 
Figura 3-3: Receita Bruta da Produção (Adaptado de Motta,2015). ................. 20 
Figura 3-4: Cálculo de Receita Líquida (Adaptado de Motta, 2015). ................ 21 
Figura 3-5: Exemplos de impostos governamentais empregados em um projeto 
de óleo e gás. ................................................................................................... 22 
Figura 3-6: Fluxo de caixa (Adaptado de PMOAcademy). ............................... 24 
Figura 3-7: VPL representado graficamente (Adaptado de Barrichelo). ........... 25 
Figura 7-1: Produção de óleo por mês projeto base. ....................................... 40 
Figura 7-2: Gráfico da Produção de água por mês. ......................................... 40 
Figura 7-3: Produção de gás por mês. ............................................................. 41 
Figura 7-4: Gráfico comparativo entre produção e injeção de líquidos. ........... 41 
Figura 7-5: VPL por tempo. .............................................................................. 42 
Figura 7-6: FCA atualizado por tempo. ............................................................ 42 
Figura 7-7: Multiplicadores otimista, pessimista e provável.............................. 43 
Figura 7-8: Vazão de óleo pessimista. ............................................................. 45 
Figura 7-9: Vazão de água pessimista. ............................................................ 45 
Figura 7-10: Vazão de gás pessimista. ............................................................ 46 
7 
 
Figura 7-11: Gráfico comparativo entre injeção e produção de líquidos 
pessimista. ....................................................................................................... 46 
Figura 7-12: VPL pessimista. ........................................................................... 47 
Figura 7-13: FCAA pessimista. ......................................................................... 47 
Figura 7-14: Produção de óleo provável. ......................................................... 49 
Figura 7-15: Produção de água por mês provável. .......................................... 49 
Figura 7-16: Produção de gás provável. .......................................................... 50 
Figura 7-17: Produção e injeção de líquidos provável comparadas. ................ 50 
Figura 7-18: VPL provável. ............................................................................... 51 
Figura 7-19: Fluxo de Caixa acumulado e atualizado provável. ....................... 51 
Figura 7-20: Produção de óleo otimista. ........................................................... 52 
Figura 7-21: Produção de água otimista. ......................................................... 53 
Figura 7-22: Produção de gás otimsita. ............................................................ 53 
Figura 7-23: Comparativo da produção e injeção de líquidos otimista. ............ 54 
Figura 7-24: VPL otimista. ................................................................................ 54 
Figura 7-25: Fluxo de Caixa para a análise otimista. ....................................... 55 
Figura 7-26: Curva de risco de VPL. ................................................................ 56 
Figura 7-28: TIR. .............................................................................................. 57 
 
 
 
8 
 
Lista de Tabelas 
Tabela 1: Dados de Poço. ................................................................................ 30 
Tabela 2: Preço de Venda. ............................................................................... 30 
Tabela 3: Custos operacionais. ........................................................................ 30 
Tabela 4: Custos iniciais. ................................................................................. 31 
Tabela 5: Custos com Equipamentos. .............................................................. 31 
Tabela 6: Government take. ............................................................................. 31 
Tabela 7: Custos operacionais de produção. ................................................... 34 
Tabela 8: Tabela referente as alíquotas aplicadas na PE deste projeto. ......... 36 
Tabela 9: Tabela de incertezas. ....................................................................... 37 
Tabela 10: Tabela 2 de atributos incertos. ....................................................... 38 
Tabela 11: Valores de Np, Gp, Wp, Winj, VPL e TIR. ...................................... 39 
Tabela 12:Tabela dos valores para o projeto pessimista. ................................ 44 
Tabela 13: Valores para provável. .................................................................... 48 
Tabela 14: Tabela otimista. .............................................................................. 52 
Tabela 15: Tabela do arranjo provável da TIR. ................................................ 56 
 
 
 
9 
 
Lista de Equações 
Equação 3-1: Fórmula geral de VPL de um projeto. ........................................ 25 
Equação 2: Fórmula da TIR. ............................................................................ 26 
Equação 3: Receita Bruta. ............................................................................... 34 
Equação 4: Royalties. ...................................................................................... 35 
Equação 5: PIS/COFINS. ................................................................................. 35 
Equação 6: Receita líquida de produção. ......................................................... 36 
Equação 7: Lucro tributável. ............................................................................. 36 
 
 
 
10 
 
Nomenclatura 
 
ANP Agência Nacional do Petróleo 
Qg Vazão de gás 
Qo Vazão de petróleo 
Qwi Vazão de água em poços injetores 
Qw Vazão de água em poços produtores 
VPL Valor Presente Líquido 
Np Produção acumulada de óleo 
Gp Produção acumulada de gás 
Wp Produção acumulada de água 
Rb: Receita Bruta 
Poç: Preço do óleo corrigido pelo fator qualidade óleo 
Pgc: Preço do gás corrigido pelo fator qualidade do gás. 
°API Grau do óleo segundo a American Petroleum Institute 
Vf Volume do fluido 
Vp Volume poroso 
GT Government take 
TIR Taxa interna de retorno 
TMA Taxa média de atratividade 
PIS Programa de integração social 
COFINS Contribuição para o financiamento da seguridade social 
Θ Taxa empregada ao PIS/COFINS 
IR Imposto de renda 
CS Contribuição social 
E&P Exploração & Produção 
FCL Fluxo de caixa líquido 
Rb Receita bruta da venda de óleo e gás 
RPL Receita Líquida de Produção (MMUS$); 
Rb Receita Bruta (MMUS$); 
BA Bônus Assinatura (MMUS$); 
IE Investimentos de exploração (MMUS$); 
11 
 
IP Investimentos de perfuração (MMUS$); 
IC Investimentos de completação (MMUS$); 
DP Depreciação de produção (MMUS$); 
DPl Depreciação da plataforma (MMUS$); 
CO (o,a,g) Custo operacional de produção (MMUS$); 
COinj Custo operacional de injeção de água (MMUS$); 
DPo Depreciação dos poços (MMUS$); e 
CA Custo de abandono (MMUS$) 
Roy Royalties 
Ø Taxa dos royalties 
PE Participação Especial 
CO Custos operacionais de produção 
IC Investimentos contabilizados como despesas(não depreciáveis) 
Dep equip Depreciação de equipamentos no ano considerado 
SELIC Sistema Especial de Liquidação e de Custódia 
 
 
 
 
 
12 
 
Glossário 
Propriedades Estáticas: entende-se estas como propriedades iniciais do 
reservatório, como porosidade, permeabilidade, volume in situ, saturação de 
fluídos e etc. 
Brent: classificação de petróleo. O Brent foi batizado assim porque era extraído 
de uma base da Shell chamada Brent. Atualmente, a palavra Brent designa todo 
o petróleo extraído no Mar do Norte e comercializado na Bolsa de Londres. 
A cotação Brent é referência para os mercados europeu e asiático. 
Explotação: é o ato de explorar economicamente uma região dotada de reservas 
de petróleo. 
Oil-sands: areias betuminosas encontradas na província de Alberta-Canadá. 
Pré-Sal: formações portadoras de hidrocarbonetos em regiões sub-sal. 
Reserva: é a diferença entre o volume de hidrocarboneto recuperável e o volume 
de hidrocarboneto produzido de fato, sendo expressa em condições padrão 
(standard). 
Rocha reservatório: formação permeável, situada na região subterrânea 
(subsuperfície), que abriga certa quantidade de hidrocarbonetos, que apresenta 
valor econômico que justifique sua exploração e capacidade de explotação de 
acordo com a tecnologia vigente. 
Shale-gas: gás encontrado em formações não convencionais como folhelhos. 
Shale-oil: óleo encontrado em formações não convencionais como folhelhos. 
Vazão (q): é a quantidade, em unidades de volume, que atravessa uma seção 
reta por unidade de tempo. 
 
 
 
 
 
 
 
13 
 
Resumo 
A dificuldade em se encontrar reservas comercialmente viáveis de petróleo 
vem se tornando cada vez mais clara no mundo todo, para tanto, o uso de 
tecnologias nas fases de definição quanto ao possível desenvolvimento de certo 
ativo é tarefa das mais importantes. A correta avaliação econômica de um projeto 
de E&P pode tornar um projeto viável ou não, pois sabendo onde estão os 
gargalos do desenvolvimento do mesmo, maiores as chances de se solucionar 
e avançar buscando melhorias. Este trabalho compreende o cálculo principal de 
Fluxo de Caixa, VPL e a TIR de um projeto robusto de óleo e gás, que visa 
simular projetos reais quanto a importância de certos atributos no arcabouço 
econômico do projeto e fazer a análise de risco sobre as incertezas tidas no 
desenvolvimento do ativo. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
Palavras-chave: VPL, TIR, E&P, Fluxo de Caixa, Estratégias de 
Explotação. 
14 
 
1 Introdução 
De acordo com Powers (1987), o crescimento populacional e a 
industrialização de países subdesenvolvidos do pós-guerra até meados dos 
anos 90 fez com que o mundo necessitasse de mais energia para conseguir se 
sustentar. De acordo com Schwartz (1974), tal fato fez com que todos os ramos 
de energia buscassem formas de se tornarem otimizados mesmo em ritmo de 
expansão. Contudo, apenas otimização de antigos projetos não se fez suficiente 
para a indústria de petróleo suprir a demanda, o que acarretou na mesma 
desafiando o status quo que o setor vivia no momento e a fizesse galgar projetos 
cada vez mais desafiadores. Como resultado deste processo, chegamos ao 
século XXI explorando petróleo em águas profundas como no Pré-Sal brasileiro, 
shale-oil e shale-gas americano, exploração de ativos no Ártico e o caso das oil-
sands do Canadá. Para tanto, não fosse os avanços singulares em tecnologia, 
nada disso poderia ocorrer. 
Toda esta demanda fez o preço do barril saltar da casa dos US$ 10,00 em 
meados de 1950 para cerca de US$ 150,00 antes da crise e derrocada do preço 
do petróleo no final de 2015 e início de 2016. Contudo, durante todo o período 
amostrado acima, houveram grandes ciclos e grandes crises como amostra 
Roberts (1989). Todas elas principalmente marcadas ou pela falta de petróleo 
no mercado, ou pelo excesso de óleo em estoque, marcado estes últimos 
principalmente pelo sucesso de grandes projetos exploratórios que culminaram 
na derrocada de preços do petróleo bruto. 
Como projetos de petróleo em todas suas etapas são desenvolvidos em 
períodos longínquos de mais de 20, 30 anos, como amostra Maselli (1987) em 
seu artigo sobre a Bacia de Campos-RJ, os mesmos devem estar preparados 
para viverem instabilidades que possam vir a ocorrer no período do projeto. Tais 
instabilidades são dadas como incertezas de todo tipo, desde as geológicas 
relacionadas ao modelo de previsão de produção de determinado campo, 
incertezas políticas, como instabilidade política e social em países com 
15 
 
campanha exploratória, bem como as incertezas econômicas que afetam no 
preço da venda de óleo, preço de equipamentos e de mão de obra qualificada. 
Visando se proteger de todas estas incertezas, a fase de avaliação da 
viabilidade econômica exploratória de determinado campo é muito bem 
fundamentada dentro da indústria de petróleo. Riscos dos mais variados tipos 
são levados em conta buscando sempre uma maior segurança no retorno de 
lucro que o projeto pode lhe dar ao final do tempo de projeto. 
Visando simular um modelo econômico de avaliação de um ativo, este 
projeto fará uso de cenários que compreendem dados econômicos como 
royalties e demais government take, custo com poços e equipamentos e dados 
estimados de produção para um campo durante 29 anos para posterior avaliação 
da sua viabilidade econômica e operacional. 
1.1 Motivação 
Como explicitado acima, frente as dificuldades de se avaliar a viabilidade 
de exploração de determinado ativo, a Engenharia Econômica se preocupou em 
tomar formas como a análise de risco empregado a cenários de exploração de 
petróleo, para que com isso embasar a tomada de decisões fundamentais em 
etapas preliminares da explotação de hidrocarbonetos. Para tanto, o que nos 
motiva na realização deste trabalho é um melhor entendimento das questões 
econômicas empregadas em projetos de óleo e gás e com ele levar para projetos 
reais posteriores as respostas que as aplicações da análise de risco nos 
fornecem. 
 
 
 
 
 
16 
 
2 Objetivos 
Este projeto compreende como principal objetivo a avaliação da viabilidade 
econômica de um projeto de E&P de petróleo analisando as variáveis 
fundamentais, VPL e TIR. Também compreende um dos principais objetivos 
deste trabalho a avaliação de parâmetros pela Análise de Risco, em que 
buscamos avaliar o quão cada parâmetro técnico-econômico pesa com sua 
variação em valores finais dos parâmetros econômicos acima supracitados. 
Como objetivo secundário, mas não menos importante a criação de uma 
planilha automatizada utilizando a ferramenta Excel para cálculo do VPL final do 
projeto. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
17 
 
3 Fundamentação Teórica 
Nesta seção busca-se introduzir os principais conceitos que são 
costumeiramente abordados em projetos de locação de poços, análise de 
estratégia e gerenciamento de campos produtores de petróleo. . 
3.1 Ciclo de Vida de um Projeto de Óleo e Gás 
 Análise de decisão sobre quais áreas explorar. 
Esta etapa se refere à decisão sobre quais as áreas, a nível mundial, que 
têm potencial interesse. 
 Exploração: 
Os investimentos em exploração são realizados muitos anos antes da 
primeira produção, por este fato é essencial haver pelo menos um cenário que a 
produção prevista justifique o investimento realizado. 
 Avaliação: 
Estuda-se de uma forma mais detalhada as descobertas de 
hidrocarbonetos realizadas na fase de exploração, com o objetivo de avaliar todo 
o seu potencial, uma vez que os dados recolhidos até então não conseguemdar 
informação exata sobre o tamanho, forma e o potencial comercial do 
reservatório. Para isso, são perfurados novos poços para a avaliação do petróleo 
e para a delimitação da reserva de petróleo. 
 Desenvolvimento: 
Com base nos resultados dos estudos de viabilidade, e assumindo que pelo 
menos a opção é viável, um plano de desenvolvimento do campo pode ser 
formalizado e executado, passando à fase de desenvolvimento de um projeto de 
exploração & produção. 
 Produção: 
18 
 
A fase de produção começa com as primeiras quantidades de 
hidrocarbonetos comercializáveis (primeiro óleo) a fluir do poço. Este momento 
marca uma reviravolta em termos de fluxo de caixa (cash flow) do projeto, uma 
vez que daí em diante, é gerado dinheiro que irá pagar os investimentos 
passados, mas também avançar para novos projetos. A produção irá depender 
em grande escala do perfil de produção projetado. Este último irá determinar as 
instalações necessárias, o número e tipo dos poços a serem perfurados. 
 Abandono: 
Por norma, o período econômico de um projeto acaba quando os seus cash 
flows se tornam permanentemente negativos, entrando assim o projeto na fase 
de abandono. Normalmente existem duas opções para postergar a fase de 
abandono, ou através da redução dos custos operacionais ou através do 
aumento da produção. Existe a taxa de Abandono que depende de um bom 
planejamento para ter um impacto mínimo em termos ambientais e custos. 
 
Figura 3-1: Compreensão cronológica da E&P de petróleo (Adaptado de Motta, 2013). 
 
3.2 Cálculos Econômicos 
Como descrito acima, todo projeto é dependente de um embasamento 
econômico para que se consiga avaliar a viabilidade e o quão longínquo é o 
projeto. Em muitos casos as chamadas participações governamentais 
desaceleram o investimento na cadeia produtiva de petróleo. Tal fato já era 
19 
 
citado por Parson (1986), em que o mesmo citava os problemas dos Estados 
Unidos quanto a taxação do setor de petróleo. O mesmo citou como quatro 
pilares importantes da legislação do setor os seguintes pontos. 
1. Eficiência do mercado onde as taxas com suas variações não se 
tornassem incertezas para projetos. 
2. Certeza das taxas que serão cobradas em um projeto. 
3. Simplicidade e clareza nas regras. 
4. Estabilidade das taxações. 
 
Figura 3-2: Avaliação econômica de projetos petrolíferos (Adaptado de Motta,2013). 
3.3 CAPEX 
Resumidamente, o CAPEX se refere aos investimentos em capital fixo 
efetuados no projeto. De acordo com Motta (2013), são custos de capital de um 
projeto de óleo e gás os seguintes itens: 
 Despesas pré-operacionais (Gastos com Exploração, Avaliação e 
Desenvolvimento); 
 Imóveis (terrenos, prédios administrativos, etc); 
 Equipamentos (Sondas); 
 Instalações (Plataformas, Dutos, etc); 
20 
 
 Reservas de contingência. 
3.4 OPEX 
Já o OPEX pode ser definido como os investimentos operacional 
empregados ao projeto. De acordo com Motta (2013), os custos operacionais 
podem ser divididos em: 
 Custos fixos (pessoal, energia, transporte, etc); 
 Custos variáveis por barril (bbl) de petróleo produzido; 
 Manutenção das instalações e equipamentos; 
 Gastos administrativos; 
 Impostos e Tributos (ISS e ICMS). 
3.5 Receitas 
3.5.1 Receita Bruta 
Receita gerada pela venda do óleo e do gás produzido sem a cobrança de 
nenhuma taxação. 
 
Figura 3-3: Receita Bruta da Produção (Adaptado de Motta,2015). 
3.5.2 Receita Líquida da Produção 
É segundo a ANP, a Receita Bruta, descontados valores depreciáveis, 
construção, completação ou abandono de poços, aluguel de área, bônus de 
assinatura, gastos com exploração, custos operacionais de produção de óleo, 
gás e água além de descontos como PIS/COFINS e Royalties. 
21 
 
 
Figura 3-4: Cálculo de Receita Líquida (Adaptado de Motta, 2015). 
3.6 Investimentos gerais 
3.6.1 Bônus de Assinatura 
De acordo com Motta et al (2015) define-se este como sendo o valor 
oferecido para um determinado bloco como licenciamento para que o mesmo 
seja explorado. 
3.6.2 Aluguel de área 
De acordo com Eggleston (1968) é o valor pago para exercer o direito de 
exploração sobre determinada área. O valor é equivalente ao potencial e ao 
tamanho da mesma. 
3.6.3 Gastos com Exploração 
Conforme Graves (1984) gastos com exploração envolvem custos com 
sísmica, poços exploratórios (wildcats) e estratigráficos. 
22 
 
3.7 Government Take 
 
 
Figura 3-5: Exemplos de impostos governamentais empregados em um projeto de óleo e gás. 
3.7.1 Royalties 
Segundo Robson et al (1989) se define como royalties a parcela definida 
pelo governo em porcentagem a ser cobrada direto da receita bruta da produção 
de petróleo. O mesmo é dividido no estado brasileiro com Municípios, Estados e 
o Governo Federal. 
3.7.2 PIS/COFINS 
Bobb e Veirano (2003) definem este como sendo destinado a promover a 
integração do empregado na vida e no desenvolvimento das empresas. Estas 
passaram a financiar o programa de seguro-desemprego e o abono de um 
salário mínimo anual aos empregados que percebam até dois salários mínimos 
mensais de empregadores contribuintes do programa. 
23 
 
3.7.3 Participação Especial 
De acordo com Motta et al (2015) define-se como o valor pago em casos 
que se exceda determinada alíquota de produção variando conforme a mesma. 
Ela constitui uma compensação financeira extraordinária, paga pelas empresas 
concessionárias de exploração e produção de petróleo ou gás natural, nos casos 
de grande volume de produção ou de grande rentabilidade. 
3.7.4 IR/CSLL 
É genericamente atribuída a contribuição da pessoa física ou jurídica 
conforme a renda. 
3.8 Fluxo de Caixa 
De acordo com Martin et al (1989) o Fluxo de Caixa pode ser definido como 
um instrumento de gestão financeira que projeta para períodos futuros todas as 
entradas e as saídas de recursos financeiros da empresa, indicando como será 
o saldo de caixa para o período projetado. O mesmo é utilizado na Engenharia 
de Petróleo como pode se ver abaixo. 
24 
 
 
Figura 3-6: Fluxo de caixa (Adaptado de PMOAcademy). 
 
3.9 Valor Presente Líquido 
Neste quesito, um dos indicadores fundamentais é o VPL (Valor Presente 
Líquido) do projeto. Segundo Mezzomo (2006), o VPL de um projeto é realizado 
transportando-se todos os custos e as receitas para a data inicial do mesmo com 
a aplicação da taxa mínima de atratividade. 
Este indicador representa o resultado esperado com os inputs dado para 
este projeto. No caso da análise de projetos de desenvolvimento e 
gerenciamento de campos de petróleo, as simulações fornecem valores futuros 
de receitas e os custos associados são definidos segundo as características do 
projeto. 
25 
 
 
Figura 3-7: VPL representado graficamente (Adaptado de Barrichelo). 
Abaixo, podemos ver a equação de VPL utilizada: 
Equação 3-1: Fórmula geral de VPL de um projeto. 
 
N: período de tempo do projeto 
i: taxa de desconto ou taxa mínima de atratividade; 
Fct: fluxo de caixa líquido do projeto para o período t considerado; 
Segundo Balen et al (1988), o conceito de VPL é um dos critérios mais 
utilizados pela indústria para avaliar cenários de simulação numérica. 
26 
 
3.10 Taxa mínima atratividade (TMA) 
Segundo Vendite (2010), TMA é uma taxa de juros que ao se fazer um 
investimento o investidor espera um retorno pelo menos igual a essa taxa. A 
TMA é única para cada investidor e não existe fórmula matemática para calculá-
la, pois ela pode variar com o tempo. 
Esta taxa é formada a partir de 3 componentes básicas: 
 Custo de oportunidade: remuneraçãoobtida em alternativas que não 
as analisadas. Exemplo: caderneta de poupança, fundo de 
investimento, etc. 
 Risco do negócio: o ganho tem que remunerar o risco inerente de 
uma nova ação. Quanto maior o risco, maior a remuneração 
esperada. 
 Liquidez: capacidade ou velocidade em que se pode sair de uma 
posição no mercado para assumir outra. 
3.11 Taxa Interna de Retorno (TIR) 
Pode ser definida como uma taxa de desconto hipotética que, quando 
aplicada a um fluxo de caixa, faz com que o investimento inicial, trazido ao valor 
presente, seja igual aos valores dos retornos dos investimentos, também 
trazidos ao valor presente. 
Equação 2: Fórmula da TIR. 
 
3.12 Hipercubo Latino 
De acordo com Risso (2010), o método de Hipercubo Latino pode ser usado 
no treinamento das redes neurais, selecionando valores aleatoriamente de forma 
27 
 
dependente. Tal método divide a distribuição em intervalos com probabilidades 
iguais de sorteio e seleciona um valor aleatório pertencente a cada um dos 
intervalos. 
3.13 Modelo Brasileiro para E&P de Petróleo 
O modelo brasileiro em alguns pontos se parece com os de outros países, 
porém a alta carga tributária e alguns itens discutíveis entram em contrato tanto 
de partilha (vigente para campos do Pré-Sal) como para contratos de concessão. 
Vale ressaltar que o governo é representado pela Agência Nacional de Petróleo, 
Gás e Biocombustíveis (ANP) em resoluções contratuais. 
3.13.1 Contrato de Concessão 
Segundo Souza (2013), no regime de concessão de áreas para 
exploração de petróleo a empresa vencedora do contrato tem a obrigatoriedade 
de seguir o seguinte contrato: 
 Assumir todo risco e custo em exploração. 
 Assumir todos os custos operacionais de produção. 
 É dona do óleo produzido. 
 Possui exclusividade da explotação. 
 Paga taxas, participações e demais adendo dos contratos. 
3.13.2 Regime de Partilha 
É segundo a ANP o regime de exploração e produção de petróleo no qual 
o contratado exerce, por sua conta e risco, as atividades de exploração, 
avaliação, desenvolvimento e produção e, em caso de descoberta comercial, 
adquire o direito à apropriação do custo em óleo, do volume da produção 
correspondente aos royalties devidos, bem como de parcela do excedente em 
óleo, na proporção, condições e prazos estabelecidos em contrato. 
28 
 
4 Revisão Bibliográfica 
A presente seção busca trazer conclusões de trabalhos feitos 
anteriormente que estão correlatos a etapas descritas neste trabalho, e que de 
certa forma serviram como base para a construção de nosso estudo. 
Conforme Nekhom (1979) o primeiro sistema econômico de análise foi 
desenvolvido em 1960 em uma máquina IBM 7070. O mesmo foi desenvolvido 
para a avaliação de riscos empregados nas suposições de certas propriedades 
em projetos de óleo e gás americanos. Posterior a este, foram feitas melhorias 
no sistema de avaliação econômica se utilizando de estratégias de Monte Carlo. 
Segundo Sinha et al (1987), a TIR e o VPL são os dois principais métodos 
de se analisar projetos de óleo e gás. Contudo, Terry et al (1985) em seu artigo 
IRR: Friend or Froe? (TIR: amiga ou inimiga?) confronta o uso da mesma em 
projetos de E&P. 
Simpson et al (1995) mostraram como se pode usar de cálculos de VPL na 
avaliação de potenciais reservas a serem explotadas. E de acordo com Motta et 
al (2000), avaliar o VPL de um projeto em estratégias de desenvolvimento de um 
ativo se faz fundamental. 
De acordo com Barbosa et al (2001), as novas regras impostas pela Lei do 
Petróleo nacional de 1997 introduziram novas taxações ao sistema brasileiro de 
petróleo como por exemplo Bônus de Assinatura, Participação Especial e aluguel 
de área. 
Segundo Fawthrop (2013), o modelo brasileiro de contrato brasileiro afasta 
investidores estrangeiros devida a alta carga tributária colocada sobre o mesmo 
em comparação a novas e boas fronteiras exploratórias como África e México. 
De acordo com Marques (2015), a aplicação correta dos GT atualizados é 
imprescindível na avaliação econômica do desenvolvimento de um projeto, visto 
que o mesmo pode mudar de acordo com cenários políticos e administrativos de 
cada local. 
29 
 
5 Metodologia 
Nesta seção buscamos elucidar de que forma o trabalho foi feito. Abaixo 
vemos um organograma dos trabalhos realizados. 
 
Recebimento e 
análise do banco de 
dados
Elaboração da 
planilha 
econômica
Avaliação da planilha 
de cálculo 
Cálculo do VPL do 
Projeto Base
Análise de Risco 
por HCL
Avaliação dos resultados 
obtidos
30 
 
5.1 Recebimento e Análise do banco de dados 
Nesta etapa do projeto, foram recebidos os valores sintéticos base de um 
projeto de E&P de petróleo que serviria de base para a elaboração do projeto 
aqui descrito de construção da planilha automatizada para cálculo de VPL e 
posterior cálculo da viabilidade exploratória deste ativo. Tais dados estão 
descritos abaixo. 
Tabela 1: Dados de Poço. 
 
Tabela 2: Preço de Venda. 
 
Tabela 3: Custos operacionais. 
 
348
44
10
6
321
3
53
10
6
320
3
4Número de Poços Pioneiros
Intervalo de Abandono Inj. (meses)
Dados Poços
Início da Injeção (meses)
Número de Poços Injetores (meses)
Intervalo de Perf. Inj. (meses)
Início de Abandono Injetores (meses)
Número de Poços Prod
Intervalo de Perf. Prod. (meses)
Início do Abandono Prod (meses)
Intervalo de Abandono (meses)
Tempo de Projeto (meses)
Início da Produção (meses)
37
0,045
1,08
0,765
Gás (US$/bbl)
Fator Qualidade do Óleo
Fator Qualidade do Gás
Preço Venda
Óleo (US$/bbl)
6,36
0,007
0,46
0,53
Custos Operacionais 
Óleo (US$/bbl)
Gás (US$/bbl)
Água (US$/bbl)
Injeção de Água (US$/bbl)
31 
 
Tabela 4: Custos iniciais. 
 
Tabela 5: Custos com Equipamentos. 
 
Tabela 6: Government take. 
 
5.2 Elaboração da Planilha Econômica 
Utilizando o software Excel faz-se colocação dos dados supracitados. 
Primeiro se ajusta a planilha para a quantidade de meses que o projeto terá 
vigência e, posterior a isso, parte-se para colocação dos demais dados. 
Primeiro, o mais interessante se faz colocar os dados acerca da quantidade 
de poços para o cálculo de quanto o reservatório estará produzindo de óleo, gás 
e água. Com estes dados, consegue-se estimar os valores gastos com 
plataformas e equipamentos de produção, bem como os custos operacionais que 
a produção lhe acrescenta. Além destes, a partir disto, temos a receita bruta da 
produção, dado o qual podemos fazer o cálculo da participação especial do 
348
48
102
1170
352
104
Custos Iniciais
Aluguel Anual (US$/km²)
Área total (Km²)
Tempo de Projeto (meses)
Custo dos Poços Pioneiros (MMUS$)
Bônus de Assinatura (MMUS$)
Sísmica (MMUS$) 348
14
15
44
504
3,12
3,42Abandono por Poço (MMUS$)
Tempo de Projeto (meses)
Perfuração (MMUS$)
Completação (MMUS$)
Equipamentos de Produção (MMUS$)
Custo Poços (MMUS$)
Plataforma (MM US$/100 mil bbl Líquido)
Custos Equipamentos e Manutenção
7,64
calculada
9,25
34
12
Taxas e Impostos
Royalties (%)
Participação Especial (%)
PIS/COFINS (%)
IR/CSLL (%)
Taxa de Desconto (%)
32 
 
projeto, bem como calcular os valores pagos pelo projeto aos chamados 
government take. 
5.3 Avaliação da Planilha de cálculo 
A partir da criação da planilha, para efeito de segurança de que a planilha 
criada estivesse correta e segura para a avaliação econômica do projeto em si, 
fez-se uma troca dos dados de entrada do projeto acima descrito por outros que 
já possuíam a resposta do VPL definida,a fim de avaliar se a planilha criada 
geraria resposta final de VPL igual ao que se pretendia. 
5.4 Cálculo do VPL base 
Estando a planilha correta, faz-se o cálculo de VPL e TIR com os dados 
acima explanados. 
5.5 Análise de Risco por HCL 
Posteriormente, é feito o cálculo da análise de risco pelo método de 
Hipercubo Latino buscando avaliar o peso que cada atributo teria no cálculo final 
do VPL do projeto e da TIR. 
5.6 Avaliação dos Resultados Obtidos 
Avaliar os valores de saída das simulações com a indexação dos 
multiplicadores dados pelas tabelas HCL. 
 
 
 
33 
 
6 Aplicação 
Nesta seção, buscamos apresentar de que forma a metodologia descrita 
acima fora empregada. Após este, buscaremos demonstrar os resultados 
obtidos bem como discuti-los. 
6.1 Planilha – VPL/TIR 
6.1.1 Cálculo das Produções mensais 
Como descrito na metodologia, os dados obtidos estavam em m³ por dia. 
Como boa parte da planilha de cálculo necessita da aplicação da produção por 
mês e em barris, tais procedimentos foram estimados. 
Primeiramente, foram colocados sequencialmente as produções 
acumuladas de todos os poços que estivessem abertos em determinado período 
de tempo (mês) em m³ para óleo, água e gás com a vazão que cada um produzia. 
Como observado acima, o primeiro poço foi aberto no mês 44 e a cada 6 meses 
um novo poço a vazão constante de 880 m³/dia de óleo, 118000 m³/dia de gás e 
356 m³ de água eram abertos até chegar a um total de 13 poços produtores. 
Após este, foram colocados ao lado a vazão transformada em m³/mês de água 
injetada. Foram 10 poços injetores perfurados e completados de 6 em 6 meses 
marcados da primeira perfuração no mês 55. 
O abandono dos poços produtores teve início no mês 321 e dos poços 
injetores no mês 320 e, a cada 3 meses, um poço de cada era fechado até 
terminar o projeto, no mês 348 sem nenhum poço aberto. 
6.1.2 Produção Equivalente e Receita Bruta 
Primeiramente, todas as produções antes em m³ foram passadas para 
barris segundo o fator 1m³ ser igual a 6,28981057 barris. Após isto, calculou-se 
o volume de líquidos produzidos para efeitos de plataforma, visto que o projeto 
de compra de plataformas deve ter em conta a produção de líquidos (água e 
óleo). Fato importante foi o cálculo da produção de petróleo equivalente (boe) 
34 
 
em barris. Tal cálculo soma a produção de óleo em barris e a de gás, sendo esta 
última dividida por 1000 para efeitos de compensação usada na indústria, para 
somar os hidrocarbonetos produzidos. 
Após esta etapa, com o preço do barril fixado em US$ 37,00 para óleo e 
US$ 0,045 para o gás, reavaliamos o mesmo pelo fator de qualidade amostrado. 
Como o óleo produzido possuíra boa qualidade, seu fator avaliava o preço do 
mesmo como US$ 39,744000000; já o gás, possivelmente seco tinha seu preço 
reduzido para US$ 0,034578000. 
Após isto, com a fórmula abaixo calculou-se a receita bruta da produção: 
Equação 3: Receita Bruta. 
𝑅𝑏 = 𝑁𝑝 ∗ 𝑝𝑜𝑐 + 𝐺𝑝 ∗ 𝑝𝑔𝑐 
6.1.3 Custos Operacionais 
Nesta seção foram calculados os custos de produção de óleo, gás e água 
bem como da injeção. Os valores encontram-se discretizados abaixo. 
Tabela 7: Custos operacionais de produção. 
 
6.1.4 Exploração, Poços, Plataformas e Equipamentos de 
Produção 
Na sequência, foram colocados os valores referentes a sísmica, aluguel de 
área por ano, poços exploratórios (4 e de mesmo valor que os produtores), valor 
dos poços, com as perfurações, completações e os custos de abandono dos 
mesmos quando necessário. Sabendo que cada plataforma utilizada no presente 
trabalho possui capacidade para 100.000,00 barris por dia ou seja 3.000.000,00 
barris por mês foi analisada a produção para avaliar a necessidade de quantas 
plataformas seriam necessárias. De acordo com o projeto, em seu pico de 
Custo de Injeção
Óleo Gás Água Água
(US$/bbl) (US$/bbl) (US$/bbl) (US$/bbl)
6,36 0,0070 0,46 0,53
Custo de produção
35 
 
produção estaríamos produzindo 2.332.261,75927 barris por mês, sendo assim, 
necessário apenas uma plataforma para a sequência do projeto. 
6.1.4.1 Depreciação 
A depreciação é, neste caso, um parcelamento dos equipamentos 
colocados no poço com o tempo de projeto restante. A depreciação foi feita para 
a plataforma, o equipamento de produção da mesma e para os equipamentos de 
poços tanto produtores quanto injetores. 
6.1.5 Tributos 
Após isso foram calculados, Royalties, PIS/COFINS, Receita Líquida da 
Produção, Participação Especial, Lucro tributável e IR/CSLL. 
6.1.5.1 Royalties 
Sabendo que nossos encargos em Royalties eram de 7,64%, os mesmos 
foram calculados para cada mês sobre a receita bruta do projeto. 
Equação 4: Royalties. 
𝑅𝑜𝑦 = 𝑅𝑏 ∗ ∅ 
6.1.5.2 PIS/COFINS 
O mesmo se fez para este, porém a taxa utilizada era de 9,25%. 
Equação 5: PIS/COFINS. 
𝑃𝐼𝑆 𝐶𝑂𝐹𝐼𝑁𝑆 = 𝑅𝑏 ∗ θ 
6.1.5.3 Receita Líquida da Produção 
O cálculo da receita líquida se dá pela subtração na Receita Bruta de custos 
com depreciação de equipamentos, plataformas e poços, custos operacionais de 
produção, investimentos em exploração, perfuração, completação e bônus de 
assinatura. 
36 
 
Equação 6: Receita líquida de produção. 
𝑅𝐿𝑃 = 𝑅𝑏 − 𝐵𝐴 − 𝐼𝐸 − 𝐼𝑃 − 𝐼𝐶 − 𝐷𝑃 − 𝐷𝑃𝑙 − 𝐶𝑂(𝑜, 𝑎, 𝑔) − 𝐶𝑂𝑖𝑛𝑗 − 𝐷𝑃𝑜 − 𝐶𝐴 
6.1.5.4 Participação Especial 
Para a participação especial, deve-se obedecer às regras propostas pela 
ANP. Em nosso projeto, foi-se utilizada a alíquota referente a campos onde a 
lavra ocorre em áreas de concessão situadas na plataforma continental em 
profundidade batimétrica até quatrocentos metros, como pode ser visto na tabela 
abaixo. 
Tabela 8: Tabela referente as alíquotas aplicadas na PE deste projeto. 
Volume de Produção Fiscalizada no 
Período-Base (em milhares de metros 
cúbicos de petróleo equivalente) 
Parcela a Deduzir da Receita 
Líquida no Período-Base (em 
reais) 
Alíquota 
(em %) 
Até 750 - isento 
Acima de 750 até 1.200 750 x RLP ÷ VPF 10 
Acima de 1.200 até 1.650 975 x RLP ÷ VPF 20 
Acima de 1.650 até 2.100 1.200 x RLP ÷ VPF 30 
Acima de 2.100 até 2.550 465 ÷ 0,35 x RLP ÷ VPF 35 
Acima de 2.550 1.481,25 x RLP ÷ VPF 40 
6.1.5.5 Lucro Tributável 
O lucro tributável, como o próprio nome diz, refere-se à taxação sobre o 
lucro conforme é visto na equação abaixo: 
Equação 7: Lucro tributável. 
𝐿𝑇 = 𝑅𝐿𝑃 − 𝑅𝑜𝑦𝑎𝑙𝑡𝑖𝑒𝑠 − 𝑃𝐼𝑆 𝐶𝑂𝐹𝐼𝑁𝑆 − 𝑃𝐸 
6.1.5.6 IR/CSLL 
O imposto de renda e a contribuição sobre o lucro líquido também foram 
aplicados ao projeto. A porcentagem aplicada foi de 34% do lucro líquido. 
𝐼𝑅. 𝐶𝑆𝐿𝐿 = 𝐿𝑇 ∗ 𝑝𝑜𝑟𝑐𝑒𝑛𝑡𝑎𝑔𝑒𝑚 𝑎𝑝𝑙𝑖𝑐𝑎𝑑𝑎. 
37 
 
6.1.5.7 VPL 
O Valor Presente Líquido foi calculado ao final pela Equação 3-1 descrita 
acima. 
6.1.5.8 TIR 
A TIR do projeto foi calculada utilizando a Equação 3-2. 
6.1.5.9 Fluxo de Caixa Líquido 
𝐹𝐿𝐶 = 𝐿𝑇 − 𝐼𝑅. 𝐶𝑆𝐿𝐿 + 𝐼𝐷 − 𝑃𝑙𝑎𝑡𝑎𝑓𝑜𝑟𝑚𝑎 − 𝐸𝑞𝑢𝑖𝑝𝑎𝑚𝑒𝑛𝑡𝑜 𝑑𝑒 𝑃𝑟𝑜𝑑𝑢çã𝑜 
6.2 Hipercubo Latino 
Buscando analisar como se comportaria a viabilidade econômica do projeto 
sobre incertezas, avaliamos 8 atributos incertos do projeto sob o método de 
Hipercubo Latino. Primeiro, estabeleceu-se que os 8 atributos incertos seriam os 
abaixo com seu respectivo range de variação, tipo de distribuição e os percentis 
utilizados na distribuição dos mesmos. 
Tabela 9: Tabela de incertezas. 
 
Mínimo Média Máximo Pessimista Provável Otimista
NORMAL 0,82 1,00 1,18 89,00 50,00 11,00
Mínimo Média Máximo Pessimista Provável Otimista
TRIANGULAR 0,84 1,00 1,16 84,00 50,00 16,00
Mínimo Média Máximo Pessimista Provável Otimista
TRIANGULAR 0,85 1,001,15 86,00 50,00 14,00
Mínimo Média Máximo Pessimista Provável Otimista
UNIFORME 0,84 1,000 1,160 83,33 50,00 16,67
MULTIPLICADOR PERFURAÇÃO E COMPLETAÇÃO
Distribuição
INCERTEZAS PERCENTIS
MULTIPLICADOR PRODUÇÃO DIÁRIA DE ÓLEO, ÁGUA E GÁS
Distribuição
INCERTEZAS PERCENTIS
Distribuição
INCERTEZAS PERCENTIS
MULTIPLICADOR TAXA DE DESCONTO ANUAL
MULTIPLICADOR PREÇO DO ÓLEO E DO GÁS
Distribuição
INCERTEZAS PERCENTIS
38 
 
Tabela 10: Tabela 2 de atributos incertos. 
 
Para se obter os valores a serem expostos a tabela de HCL, utilizou-se a 
planilha de distribuição normal, uniforme e triangular criada pelo Coordenador do 
Projeto, Professor Dr. Valmir F. Risso. 
Após isto, foram colocados cada atributo de uma vez na tabela de sorteios 
de HCL e de lá foram extraídos 100 valores de cada propriedade, que serviriam 
de multiplicadores na sequência que os mesmos apareceram no sorteio de HCL. 
6.3 Análise de Risco do Projeto 
Com os dados multiplicadores para as 8 propriedades, decidiu-se por não 
serem feitas as análises de sensibilidade para cada atributo; mas sim, utilizar o 
total delas variando em conjunto para uma melhor visualização da implicação, 
no VPL e TIR do projeto base, das alterações dos 8 multiplicadores. 
Após este, foram calculados 100 novos valores de VPL e TIR pelo uso dos 
multiplicadores. Com estes, após a classificação de maior a menos do VPL e 
TIR, fez-se a probabilidade simples e depois a acumulada de cada fenômeno. 
Após isto, foram plotados os gráficos da análise de risco do projeto. 
 
Mínimo Média Máximo Pessimista Provável Otimista
UNIFORME 0,75 1,00 1,25 83,33 50,00 16,67
Mínimo Média Máximo Pessimista Provável Otimista
UNIFORME 0,82 1,00 1,18 83,33 50,00 16,67
Mínimo Média Máximo Pessimista Provável Otimista
NORMAL 0,83 1,00 1,17 87,00 50,00 13,00
Mínimo Média Máximo Pessimista Provável Otimista
NORMAL 0,84 1,00 1,16 86,00 50,00 14,00
MULTIPLICADOR ROYALTIES
Distribuição
INCERTEZAS PERCENTIS
MULTIPLICADOR CUSTO DA PLATAFORMA
Distribuição
INCERTEZAS PERCENTIS
MULTIPLICADOR IMPOSTO DE RENDA
Distribuição
INCERTEZAS PERCENTIS
MULTIPLICADOR CUSTO DE PRODUÇÃO DO ÓLEO, ÁGUA E GÁS
Distribuição
INCERTEZAS PERCENTIS
39 
 
7 Resultados e discussões 
Abaixo, demonstraremos os resultados das aplicações vistas no capítulo 
anterior e junto disso realizaremos uma breve discussão a respeito dos 
fenômenos observados. 
7.1 Projeto Base 
O projeto base foi aquele elaborado sem a adição de nenhum multiplicador 
como em outras etapas. Nele, após a averiguação e correção da planilha, 
chegamos aos seguintes valores para o projeto. 
Tabela 11: Valores de Np, Gp, Wp, Winj, VPL e TIR. 
 
Como se pode notar, o projeto obteve em 29 anos de desenvolvimento um 
VPL de US$ 686 milhões o que torna o projeto lucrativo. Ao analisarmos a TIR, 
notamos que a mesma possui rentabilidade quando comparada, por exemplo, 
com a taxa SELIC que vem sendo aplicada no Brasil de 14,15% ao ano. 
Np (MM bbl) 437,5443825
Gp (MM bbl) 58670,72401
Wp (MM bbl) 177,0065911
Winj (MM bbl) 705,9337444
VPL (MM US$) 686,5875087
TIR % 18%
VPL Projeto Base
40 
 
 
Figura 7-1: Produção de óleo por mês projeto base. 
 
Figura 7-2: Gráfico da Produção de água por mês. 
41 
 
 
Figura 7-3: Produção de gás por mês. 
No gráfico abaixo, vemos que a quantidade de líquido injetado foi maior que 
a produção do mesmo (óleo mais água). 
 
Figura 7-4: Gráfico comparativo entre produção e injeção de líquidos. 
Abaixo, notamos as curvas de VPL e FLC. Nota-se que a curva do fluxo de 
caixa não possui uma caída ao final 
42 
 
 
Figura 7-5: VPL por tempo. 
Abaixo, no gráfico de fluxo de caixa acumulado atualizado, nota-se que 
diferentemente de outros projetos o fluxo de caixa permanece constante sem 
decaimento. 
 
Figura 7-6: FCA atualizado por tempo. 
 
 
43 
 
Tal fato foi analisado e uma possível resposta se dá devido ao projeto 
possuir produção perto do máximo para apenas 1 plataforma, o que representa 
uma utilização quase total deste bem. Outro ponto fundamental, deve-se ao fato 
de ao final o projeto ter seus poços produtores fechados a cada 3 meses, o que 
representa que se chegou ao final do projeto com uma boa quantidade dos 
mesmos em produção. 
7.2 Projeto HCL 
Com o Hipercubo Latino, foram gerados 100 valores para cada propriedade 
variando de acordo com o range identificado. Tais multiplicadores foram 
colocados junto dos valores base do projeto e assim calculado o VPL e a TIR de 
todos eles em combinação. 
Ao analisarmos o VPL extraímos os multiplicadores de pessimista, provável 
e otimista como se pode ver na tabela abaixo. 
 
Figura 7-7: Multiplicadores otimista, pessimista e provável. 
Tais valores geraram os seguintes dados de saída. 
7.2.1 Análise Pessimista 
Na análise pessimista teve-se ao mesmo tempo o pior VPL e a pior TIR das 
simulações. 
 TAXA DE DESCONTO 
ANUAL
PREÇO DO ÓLEO E DO 
GÁS
 PERFURAÇÃO E 
COMPLETAÇÃO
PRODUÇÃO DIÁRIA 
DE ÓLEO, ÁGUA E 
GÁS
PESSIMISTA 1,027588839 0,980704379 1,067269526 0,843374466
PROVÁVEL 0,897969249 1,025228347 0,992869023 0,953854753
OTIMISTA 1,018332015 1,124681246 0,995950214 1,147238667
 IMPOSTO DE RENDA
CUSTO DE 
PRODUÇÃO DO 
ÓLEO, ÁGUA E GÁS
ROYALTIES
CUSTO DA 
PLATAFORMA
PESSIMISTA 0,791894394 1,173921114 1,12209252 1,01081677
PROVÁVEL 1,058906399 0,85456207 1,024083894 0,917900204
OTIMISTA 1,059134004 1,047993124 1,162007353 1,067148138
MULTIPLICADORES
44 
 
Tabela 12:Tabela dos valores para o projeto pessimista. 
 
Abaixo, temos os gráficos de vazão de óleo, gás e água para poços 
produtores e de injeção. Cabe ressaltar, que embora estejamos colocando aqui 
como esta vazão no projeto pessimista, a mesma pode não ser a pior entre os 
valores simulados. A análise pessimista se dá pelo arranjo dos multiplicadores 
das 8 propriedades que culminaram nessa vazão ser de análise pessimista. A 
mesma avaliação deve ser feita para as análises otimista e provável. 
Np (MM bbl) 369,0137598
Gp (MM bbl) 49481,39052
Wp (MM bbl) 149,2828392
Winj (MM bbl) 705,9337444
VPL (MM US$) 368,79644
TIR % 15%
VPL Projeto Pessimista
45 
 
 
Figura 7-8: Vazão de óleo pessimista. 
 
Figura 7-9: Vazão de água pessimista. 
46 
 
 
Figura 7-10: Vazão de gás pessimista. 
 
Figura 7-11: Gráfico comparativo entre injeção e produção de líquidos pessimista. 
Nota-se que o gráfico de VPL e FCAA sofrem uma grande queda em 
comparativo aos valores base do projeto. O VPL reduzido drasticamente, e como 
ele é a função objetivo do projeto, este se tornou o arranjo péssimo. 
47 
 
 
Figura 7-12: VPL pessimista. 
 
Figura 7-13: FCAA pessimista. 
7.3 Análise provável 
Na análise mais provável entre o arranjo dos dados sorteados por HCL, 
tivemos os seguintes valores gerados pela simulação na tabela Excel. 
48 
 
Tabela 13: Valores para provável. 
 
Notamos que da análise pessimista para esta a aqui provável a TIR 
aumentou em 4% e o VPL praticamente dobrou. 
Np (MM bbl) 417,3537889
Gp (MM bbl) 55963,34897
Wp (MM bbl) 168,8385782
Winj (MM bbl) 705,9337444
VPL (MM US$) 691,4411571
TIR % 19%
VPL Projeto Provável
49 
 
 
Figura 7-14: Produção de óleo provável. 
 
Figura 7-15: Produção de água por mês provável. 
50 
 
 
Figura 7-16: Produção de gás provável. 
Abaixo, temos a produção e injeção de líquidos comparadas e vemos que 
da análise pessimista para esta, a produção de líquidos teve uma ascensão 
significativa, o que colaborou para a melhora do VPL final.Figura 7-17: Produção e injeção de líquidos provável comparadas. 
Abaixo a avaliação do gráfico VPL provável e FC acumulado atualizado. 
51 
 
 
Figura 7-18: VPL provável. 
 
Figura 7-19: Fluxo de Caixa acumulado e atualizado provável. 
7.4 Estratégia otimista 
Nesta, vemos uma grande melhora nos indicadores, porém a mesma 
encontra-se com poucas chances de ocorrer, sendo ela a mais otimista entre 
todas as combinações feitas pelo sorteio do Hipercubo Latino. 
52 
 
Tabela 14: Tabela otimista. 
 
Nota-se que a TIR avançou em 4% do projeto provável para o otimista, 
tornando o investimento mais certo quanto ao lucro e ao rápido retorno. 
 
Figura 7-20: Produção de óleo otimista. 
Nota-se que a produção de óleo avançou 20% da quantia provável. 
Np (MM bbl) 501,9678343
Gp (MM bbl) 67309,32324
Wp (MM bbl) 203,0688057
Winj (MM bbl) 705,9337444
VPL (MM US$) 1213,382409
TIR % 23%
VPL Projeto Otimista
53 
 
 
Figura 7-21: Produção de água otimista. 
 
Figura 7-22: Produção de gás otimsita. 
54 
 
 
Figura 7-23: Comparativo da produção e injeção de líquidos otimista. 
No gráfico abaixo, nota-se a evolução do VPL pelo tempo, e nota-se que o 
mesmo dobra o valor final do provável e quadriplica o valor tido pelo pessimista. 
Comparando com o valor base o mesmo quase dobra o valor final do VPL 
base. 
 
Figura 7-24: VPL otimista. 
 
55 
 
 
Figura 7-25: Fluxo de Caixa para a análise otimista. 
7.5 Análise de Risco 
Quanto a análise de risco, fora feito uma distribuição probabilística com os 
valores de VPL e TIR com a colocação da possiblidade de cada uma existir, 
sendo a de maior valor a otimista, e a de menor valor a pessimista, como se pode 
notar no gráfico abaixo. 
Nota-se abaixo que nenhuma das combinações de valores do sorteio que 
gerou os multiplicadores das 8 variáveis foram capazes de fazer com que o VPL 
(nossa função objetivo principal) fosse negativo. 
56 
 
 
Figura 7-26: Curva de risco de VPL. 
Já a TIR teve seu valor provável na simulação 43, em que a mesma teve o 
seguinte valor 18,484%. Os multiplicadores que resultaram nela foram os 
seguintes: 
Tabela 15: Tabela do arranjo provável da TIR. 
 
Cabe ressaltar que os valores otimistas e pessimistas foram os mesmos 
para a TIR e para o VPL. 
 TAXA DE DESCONTO 
ANUAL
PREÇO DO ÓLEO E DO 
GÁS
 PERFURAÇÃO E 
COMPLETAÇÃO
PRODUÇÃO DIÁRIA 
DE ÓLEO, ÁGUA E 
GÁS
PROVÁVEL 1,020556027 0,994410942 0,970266565 0,986121108
 IMPOSTO DE RENDA
CUSTO DE 
PRODUÇÃO DO 
ÓLEO, ÁGUA E GÁS
ROYALTIES
CUSTO DA 
PLATAFORMA
PROVÁVEL 1,060204928 1,047024185 1,038231449 0,948173662
MULTIPLICADORES
57 
 
 
Figura 7-27: TIR. 
Como pode-se ver, a TIR provável teve seu valor muito próximo do cálculo 
base do projeto. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
58 
 
8 Conclusões 
A partir deste projeto, pudemos notar o quão importante se faz a 
averiguação de itens econômicos como VPL, Fluxo de Caixa, TMA e TIR, em 
projetos como os da Engenharia de Petróleo. Os mesmos podem definir tempo 
de projeto, quantidade de recurso a ser despendido em um ou outro local 
dependendo da disponibilidade. 
Como se pode ver acima, o melhor projeto segundo a avaliação dos 
multiplicadores tidos no sorteio foi com a TIR 23%, contra 18% do projeto base 
e o VPL avançando de US$ 686,6 milhões para US$ 1213,4 milhões de dólares. 
Contudo, como trata-se de incertezas, deve-se ter precaução e avaliar a 
pior possibilidade a fim de se decidir seguir com o andamento do projeto de E&P 
de petróleo, e este trabalho mostrou que mesmo na pior das hipóteses tidas no 
simulador, ainda teríamos uma resposta positiva do VPL e a TIR acima da SELIC 
brasileira, por exemplo. 
Também este se fez muito importante, mesmo com dados sintéticos, para 
servir de planilha e base para o projeto de Locação de Poços de petróleo e 
Análise de Estratégia já feito. 
 
 
 
 
 
 
59 
 
9 Bibliografia 
Balen, R. M., Mens, H.-Z., & Economides, M. J. (1988, January 1). 
Applications of the Net Present Value (NPV) in the Optimization of Hydraulic 
Fractures. Society of Petroleum Engineers. doi:10.2118/18541-MS 
Barbosa, D. H., & Gutman, J. (2001, January 1). Government Share and 
Economic Analysis: Case Study of Campos Basin, Brazil. Society of Petroleum 
Engineers. doi:10.2118/69593-MS 
Bobb, F. J., & Veirano, R. C. (2003, January 1). Challenges Facing 
Contractors in the Brazil Offshore Market. Offshore Technology Conference. 
doi:10.4043/15050-MS 
Eggleston, W. S. (1968, January 1). The Cost Of Petroleum Exploration. 
Society of Petroleum Engineers. 
Fawthrop, A. L. (2003, January 1). Offshore Brazil: Viewpoint of a Large 
U.S.-Based Independent. Offshore Technology Conference. doi:10.4043/15055-
MS 
Graves, R. R. (1984, January 1). Worldwide Exploration. Society of 
Petroleum Engineers. doi:NA 
Marques, L. M. (2015, September 28). The Fiscal System Influence on Oil 
Fields Development and Government Participation. Society of Petroleum 
Engineers. doi:10.2118/178752-STU 
Martin, V. N., & Smith, B. J. (1989, September 1). Project Cash Flow 
Analysis - How To Avoid The Fast Track To Red Ink. Petroleum Society of 
Canada. doi:10.2118/89-05-09 
Maselli, A. S.& Cavalcanti, R. B. (1997, January 1). Campos Basin - 20 
Years Project Managing Challenges. Offshore Technology Conference. 
doi:10.4043/8491-MS 
60 
 
Mezzomo, C. C. (2006, January 1). Field Development Projects 
Optimization Integrated to Risk Analysis. Society of Petroleum Engineers. 
doi:10.2118/106525-STU 
Motta, R., Caloba, G., Almeida, L., Moreira, A., Nogueira, M., Cardoso, L., 
& Berlink, L. (2000, January 1). Investment and Risk Analysis Applied to the 
Petroleum Industry. Society of Petroleum Engineers. doi:10.2118/64528-MS 
Motta, R. D., & de Araujo, R. L. (2015, October 27). Analysis of Investment 
in Downstream Under the Production-Sharing Agreement - a Case Study: Libra, 
Brazil, 2014. Offshore Technology Conference. doi:10.4043/26160-MS 
Motta, R. D. (2013, Junho) Análise de Investimentos na Indústria de 
Petróleo e Gás. MBA Executivo em Economia do Petróleo e Gás, COPPE, UFRJ. 
Motta, R. D. (2013, Junho) ANÁLISE DE INVESTIMENTOS 
EM PROJETO DE ÓLEO E GÁS. MBA Executivo em Economia do Petróleo e 
Gás, COPPE, UFRJ. 
Nekhom, M., & Barker, A. W. (1979, January 1). Economic Risk Analysis 
Model. Society of Petroleum Engineers. doi:10.2118/7731-MS 
Parsons, R. B. (1986, July 1). Contending With Corporate Tax Reform. 
Petroleum Society of Canada. doi:10.2118/86-04-10 
Powers, L. W., & Stevenson, W. M. (1987, January 1). Perceptions the Key 
to Oil Prices. Society of Petroleum Engineers. doi:10.2118/16838-MS 
Risso, F.V. A (setembro, 2010). Aplicação da Técnica do Hipercubo Latino 
no Treinamento de Redes Neurais na Análise de Risco de Campos de Petróleo. 
UNISIM ON LINE, Ano 5, Volume 8, Edição 53. UNICAMP. 
Roberts, M. L. (1989, January 1). OPEC Production and Crude Prices: 
Review and Outlook. Society of Petroleum Engineers. doi:10.2118/18914-MS 
61 
 
Robson, R. J., & Widmer, G. R. (1986, January 1). Tax Regime and the 
Development of the Petroleum Industry in Australia. Society of Petroleum 
Engineers. doi:10.2118/15555-MS 
Schwartz, S. (1974, February 1). Forecast of Domestic Crude Oil Prices. 
Society of Petroleum Engineers. doi:10.2118/4388-PA 
Simpson, D. E., Huffman, C. H., & Thompson, R. S. (1995, January 1). Net 
Present Value Probability Distributions From Decline Curve Reserves Estimates. 
Society of Petroleum Engineers. doi:10.2118/30044-MS 
Sinha, M. K., & Poole,A. V. (1987, January 1). Selection of a Discount Rate 
or Minimum Acceptable IRR. Society of Petroleum Engineers. 
doi:10.2118/16843-MS 
Souza, R. (2013, October 29). Original View on Brazilian Local Content 
Regulatory Enviroment. Offshore Technology Conference. doi:10.4043/24363-
MS 
Taware, S. V., Park, H., Datta-Gupta, A., Bhattacharya, S., Tomar, A. K., 
Kumar, M., & Rao, H. S. (2012, January 1). Well Placement Optimization in a 
Mature Carbonate Waterflood using Streamline-based Quality Maps. Society of 
Petroleum Engineers. doi:10.2118/155055-MS 
Terry, R. E., & Ehman, M. P. (1985, January 1). Internal Rate of Return: 
Friend or Foe? Society of Petroleum Engineers. doi:10.2118/13771-MS 
www.ime.unicamp.br/~vendite/matfin2010.pdf 
http://www.imm.dtu.dk/~jbjo/oilproduction.html 
http://www.cienciadaestrategia.com.br/teoriadosjogos/capitulo.asp?cap=m
5 
 
 
62