ZAMBELLI, A. Z. Avaliação Economica

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UNIVERSIDADE FEDERAL DE PELOTAS 
Centro de Engenharias 
Curso de Engenharia de Petróleo 
 
 
 
 
 
 
Trabalho da Disciplina de Economia para Engenharia 
 
 
 
 
 
 
 
Avaliação Econômica e Análise de Risco do Projeto de Exploração e Produção 
de um Campo de Petróleo Usando VPL 
 
 
 
 
 
 
 
Andriele Antolini Zambelli 
 
 
 
 
 
Pelotas, 2016 
 
 
ii 
 
Andriele Antolini Zambelli 
 
 
 
 
 
 
 
Avaliação Econômica e Análise de Risco do Projeto de Exploração e Produção 
de um Campo de Petróleo Usando VPL 
 
 
 
 
 
 
Trabalho apresentado ao curso de Engenharia 
de Petróleo da Universidade Federal de 
Pelotas, como requisito parcial à aprovação na 
disciplina de Economia para Engenharia. 
 
 
 
 
 
 
Orientador: Prof. Valmir Francisco Risso 
 
 
 
 
 
 
 
Pelotas, 2016 
 
 
iii 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
Agradeço sempre à meus queridos pais por todo 
incentivo e apoio, aos meus irmãos que estão 
sempre ao meu lado e ao Prof. Dr. Valmir Francisco 
Risso, pela grande dedicação e orientações neste 
período de aprendizado. 
 
 
iv 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
Se não puder te destacar pelo talento, vença 
pelo esforço. 
 (Autor Desconhecido) 
 
 
v 
 
Resumo 
 
 
 
ZAMBELLI, Andriele Antolini. Avaliação Econômica e Análise de Risco do Projeto 
de Exploração e Produção de um Campo de Petróleo Usando VPL. 2016. 84f. 
Trabalho da disciplina de Economia para Engenharia. (Bacharel em Engenharia de 
Petróleo) – Centro de Engenharias, Universidade Federal de Pelotas, Pelotas, 2016. 
 
 
O estudo da viabilidade econômica em projetos de exploração e produção é 
parte essencial para o seguimento de um projeto, ainda mais em tempos de crise no 
setor petrolífero. Uma boa estratégia de E&P, ainda mais nesta área de altos 
investimentos e grandes riscos, pode transformar projetos inviáveis em negócios 
rentáveis, por isso a importância de se fazer uma avaliação econômica bem feita, 
juntamente com a análise de risco e análise de sensibilidade. A análise de 
sensibilidade é tão indispensável por permiti calcular a variação do VPL e da TIR a 
partir da mudança de uma ou mais variáveis. Quando se detecta os atributos ou 
variáveis críticas do projeto, faz-se uma análise de risco da mesma, encontrando os 
principais fatores que determinam a viabilidade do projeto, podendo ser criados 
cenários para o futuro do projeto. Baseando-se nessas premissas, o presente 
trabalho foi desenvolvido com foco no setor de E&P de petróleo, que possui riscos 
desde a descoberta do campo ao abandono dos poços. Dentro desse trabalho foi 
feito um estudo de viabilidade econômica, considerando um cenário específico, no 
qual foram determinados VPL e TIR, de acordo com os dados iniciais. 
Posteriormente foi realizada a análise de sensibilidade e por fim foi feito o estudo do 
risco associado ao projeto. Por apresentar variáveis econômicas muito otimistas, o 
projeto em questão foi considerado como uma excelente alternativa de investimento. 
 
 
 
Palavras-chave: Avaliação Econômica, VPL, análise de sensibilidade, análise de 
risco. 
 
 
 
vi 
 
Abstract 
 
 
 
ZAMBELLI, Andriele Antolini. Economic Assessment and Risk Analysis of the Oil 
Field Exploration and Production Project Using VPL. 2016. 84f. Economics to 
Engineering. (Major in Petroleum Engineering) – Engineering Centre, Federal 
University of Pelotas, Pelotas, 2016. 
 
 
 
The study of economic viability in exploration and production projects is an essential 
part of a project's follow-up, especially in times of crisis in the oil sector. A good E & 
P strategy, even more in this area of high investments and large risks, can turn 
unviable projects into profitable businesses, so the importance of making a well-
judged economic assessment together with risk analysis and sensitivity analysis. 
Sensitivity analysis is so indispensable because it is possible to calculate the NPV 
and TIR variation from the change of one or more variables. When the attributes or 
critical variables of the project are detected, a risk analysis of the project is 
performed, finding the main factors that determine the feasibility of the project, and 
can be created scenarios for the future of the project. Based on these premises, the 
present work was developed with focus on the oil E & P sector, which has risks from 
the discovery of the field to the abandonment of the wells. Within this work an 
economic feasibility study was done, considering a specific scenario, in which NPV 
and TIR were determined, according to the initial data. Subsequently, the sensitivity 
analysis was carried out and finally the risk associated with the project was studied. 
Because it presented very optimistic economic variables, the project in question was 
considered as an excellent investment alternative. 
 
 
 
Key-words: Economic Valuation, NPV, sensitivity analysis, risk analysis. 
 
 
vii 
 
LISTA DE FIGURAS 
 
 
Figura 3. 1: Exemplo de fluxo de caixa. .................................................................... 17 
Figura 3. 3: Plataforma autoeleváveis. ..................................................................... 25 
Figura 3. 4: Plataforma semissubmersível. ............................................................... 26 
Figura 3. 5: Plataforma FPSO. ................................................................................. 27 
Figura 3. 6: Plataforma FPSO monocoluna. .............................................................. 27 
Figura 3. 7: Plataforma TLWP. .................................................................................. 28 
Figura 3. 8: Plataforma navio sonda . ........................................................................ 29 
Figura 4. 1: Metodologia utilizada no estudo de Mora et al., 2005 ............................41 
Figura 4. 2: Sub-regiões do Hipercubo Latino. (Modificado de Risso et al., 2010 ) ... 45 
Figura 5. 1: Fluxograma de elaboração do projeto.....................................................46 
Figura 6. 1: Curva de distribuição para a Taxa de desconto anual............................59 
Figura 6. 2: Curva de distribuição para o IR/CSLL e Custo da Plataforma................60 
Figura 6. 3: Curva de distribuição para o preço do óleo.............................................60 
Figura 7. 1: Produção de óleo, gás e água................................................................62 
Figura 7. 2: Produção de óleo X Injeção de água ..................................................... 63 
Figura 7. 3: Fluxo de caixa Acumulado Atualizado .................................................... 64 
Figura 7. 4: Curva do VPL acumulado ...................................................................... 65 
Figura 7. 5: As para o VPL ........................................................................................ 66 
Figura 7. 6: As para a TIR ......................................................................................... 67 
Figura 7. 7: Curva de risco do VPL ........................................................................... 68 
Figura 7. 8: Cenários do VPL .................................................................................... 69 
Figura7. 9: Curva de risco da TIR ............................................................................ 69 
Figura 7. 10: Cenários da TIR ................................................................................... 70 
Figura 7. 11: Comparação dos VPL’s entre o cenário base, o melhor e o pior ........ 71 
Figura 7. 12: Comparação do FCA entre o cenário base, o melhor e o pior ............. 71 
 
 
 
viii 
 
LISTA DE TABELAS 
 
 
Tabela 3. 1 - Cálculo da Participação Especial. ........................................................ 34 
Tabela 4. 1 -: Probabilidade de cada região. (Modificado de Risso et al., 2010 ). ....45 
Tabela 5. 1 - Incertezas de cada atributo do projeto..................................................47 
Tabela 5. 2: Planilha de distribuição de probabilidade para exemplificação. ............ 49 
Tabela 5. 3: HCL ....................................................................................................... 50 
Tabela 5. 4 - Modelo de tabela para organizar a análise de risco ............................. 50 
Tabela 6. 1 - Dados iniciais do projeto.......................................................................52 
Tabela 6. 2 - Preço e qualidade do óleo e do gás ..................................................... 53 
Tabela 6. 3 - Referente aos custos, participações governamentais e impostos. ....... 54 
Tabela 6. 4 - Tabela com os multiplicadores da Análise de sensibilidade. ................ 58 
Tabela 6. 5 - Afastamento das simulações em relação ao base .............................. 58 
Tabela 6. 6 - Dados dos sorteios ............................................................................... 61 
Tabela 7. 1: Produtividade, VPL e TIR......................................................................65 
Tabela 7. 2 - Atributos críticos ................................................................................... 67 
Tabela 7. 3: Multiplicadores do melhor e do pior cenário para VPL e TIR ................ 68 
Tabela 10. 1- Para distribuição Normal.......................................................................81 
Tabela 10. 2 - Para distribuição triangular ................................................................. 81 
Tabela 10. 3 - Para distribuição uniforme .................................................................. 82 
Tabela 10. 4: Planilha para sorteio utilizando o Hiper Cubo Latino ........................... 82 
 
 
 
 
ix 
 
LISTA DE EQUAÇÕES 
 
Equação 3. 1: Fluxo de caixa líquido. ........................................................................ 18 
Equação 3. 2: - Lucro tributável. ................................................................................ 36 
Equação 3. 3: VPL .................................................................................................... 37 
Equação 3. 4: TIR ..................................................................................................... 38 
Equação 5. 1: Análise de Sensibilidade......................................................................48 
 
 
 
 
x 
 
NOMENCLATURA 
 
 
ANP – Agência Nacional do Petróleo 
AS – Análise de Sensibilidade 
bbl - Barril 
BHP – Bottom hole pressure 
CapEx – Despesas de capital/ investimentos 
CO - Custos Operacionais de Produção 
CSLL – Contribuição Social Sobre o Lucro Líquido 
Depequip - Depreciação de equipamentos no ano considerado 
E&P – Exploração e Produção 
FCL – Fluxo de Caixa Líquido 
HCL – Hipercubo Latino 
IC – Investimentos contabilizados como despesas (não depreciáveis) 
ID – Investimentos Depreciáveis 
IR – Soma das alíquotas de imposto de renda e contribuição social sobre lucro 
líquido 
Km² – quilometro quadrado 
LT – Lucro Tributável 
OpEx – Despesas operacionais 
PE – Participação Especial 
PIS – PIS/COFINS 
R – Receita bruta da venda do óleo equivalente 
Rov - Participações governamentais 
STN – Secretaria do Tesouro Nacional 
TIR – Taxa Interna de Retorno 
US$ – Dólar Americano 
 VPL – Valor Presente Líquido 
WTI – West Texas Intermidiate 
 
 
 
xi 
 
SUMÁRIO 
 
1 INTRODUÇÃO ....................................................................................................... 14 
1.1 Motivação ......................................................................................................... 15 
2 OBJETIVO .............................................................................................................. 16 
2.1 Objetivo específico ....................................................................................... 16 
3 FUNDAMENTAÇÃO TEÓRICA .............................................................................. 17 
3.1 Fluxo de Caixa ................................................................................................. 17 
3.1.1 Fluxo de Caixa Líquido (FCL) .................................................................... 18 
3.2 Faturamento de um projeto de E&P ................................................................. 18 
3.2.1 Preço e Fator de Qualidade ....................................................................... 18 
3.3 Investimentos Associados a E&P de um Campo ............................................. 19 
3.3.1 Bônus de Assinatura .................................................................................. 19 
3.3.2 Aluguel de Área ......................................................................................... 19 
3.3.3 Exploração ................................................................................................. 20 
3.3.4 Perfuração ................................................................................................. 21 
3.3.5 Completação .............................................................................................. 22 
3.3.6 Equipamentos de Produção ....................................................................... 22 
3.3.7 Plataformas ................................................................................................ 23 
3.4 Custos operacionais ......................................................................................... 29 
3.4.1 OpEx .......................................................................................................... 29 
3.4.2. Produção de óleo, gás e água .................................................................. 30 
3.4.3 Injeção de água e de gás ........................................................................... 30 
3.5 Custos .............................................................................................................. 30 
3.5.1 CapEx ........................................................................................................ 30 
3.5.2 Poços ......................................................................................................... 31 
3.5.3 Abandono dos poços ................................................................................. 31 
 
 
xii 
 
3.6 Taxas governamentais ..................................................................................... 31 
3.6.1 Royalties .................................................................................................... 32 
3.6.2 PIS/COFINS .............................................................................................. 32 
3.6.3 Participação Especial ................................................................................. 33 
3.6.4 Contribuição Social Sobre o Lucro Líquido - CSLL .................................... 34 
3.6.5 Imposto de Renda...................................................................................... 35 
3.7 Índices do Fluxo de caixa................................................................................. 35 
3.7.1 Receita Bruta ............................................................................................. 35 
3.7.2 Depreciação ............................................................................................... 35 
3.7.3 Receita Líquida de Produção ..................................................................... 36 
3.7.4 Lucro tributável .......................................................................................... 36 
3.7.5 Lucro Líquido ............................................................................................. 37 
3.7.6 VPL ............................................................................................................ 37 
3.7.7 TIR ............................................................................................................. 38 
4 REVISÃO BIBLIOGRÁFICA ................................................................................... 39 
4.1 Aplicação do VPL como critério de avaliação econômica ................................ 39 
4.2 Incerteza e Risco ............................................................................................. 42 
4.3 Hiper Cubo Latino ............................................................................................ 44 
5 METODOLOGIA ..................................................................................................... 46 
5.1 Elaboração da Planilha Econômica .................................................................. 46 
5.2 Análise das incertezas e definição dos multiplicadores ................................... 47 
5.3 Análise de Sensibilidade .................................................................................. 48 
5.4 Análise de risco ................................................................................................... 48 
6 APLICAÇÃO ........................................................................................................... 52 
6.1 Dados de Entrada ............................................................................................ 52 
6.2 Construção da Planilha Econômica ................................................................. 54 
6.2.1 Produção e Injeção Acumulada ................................................................. 54 
 
 
xiii 
 
6.2.2 Receita Bruta ............................................................................................. 55 
6.2.3 Custos de E&P........................................................................................... 55 
6.2.4 Depreciações ............................................................................................. 56 
6.2.5 Tributações ................................................................................................ 56 
6.2.6 VPL, FCL e TIR.......................................................................................... 57 
6.3 Análise de Sensibilidade .................................................................................. 57 
6.4 Análise de Risco .............................................................................................. 59 
7 RESULTADOS E DISCUSSÕES ........................................................................... 62 
7.1 Da Planilha de Avaliação Econômica ............................................................... 62 
7.2 Análise de Sensibilidade .................................................................................. 66 
7.3 Análise de Risco usando HCL.......................................................................... 67 
8 CONCLUSÃO ......................................................................................................... 73 
9 PRÓXIMAS ETAPAS ............................................................................................. 74 
REFÊRENCIAS BIBLIOGRÁFICAS: ......................................................................... 75 
ANEXOS ................................................................................................................... 80 
Anexo 1 – Planilhas de distribuição de probabilidades .......................................... 81 
Anexo 2 – Planilha para sorteio utilizando o método Hiper Cubo Latino ................ 82 
Anexo 3 – Valores sorteados pelo método HCL para execução da análise de risco.
 ............................................................................................................................... 83 
 
 
 
 
 
 
 
 
14 
 
 
 
1 INTRODUÇÃO 
 O mundo é dependente de combustível, e embora as energias renováveis 
venham ganhando espaço no mercado, ainda é crescente a demanda por petróleo e 
seus derivados no mercado mundial. Essa dependência por óleo e gás exige que 
sejam realizados estudos sobre a viabilidade econômica de projetos, em áreas cada 
vez mais inóspitas como a área do Pré-Sal, que tem um nível elevado de incerteza 
por se tratar de áreas ainda pouco conhecidas. Assim, a indústria do setor petrolífero 
é caracterizada por grandes investimentos de capital, em que custos de projeto 
podem chegar a casa dos bilhões de dólares. 
Dessa forma, fazer um projeto de exploração e produção requer muito estudo 
e dedicação. A alta complexidade destes projetos está diretamente relacionada com 
as incertezas geológicas, como o tamanho da reserva e também com as incertezas 
econômicas, como o preço do mercado futuro. Os investimentos são direcionados 
primeiramente na fase da exploração ou descoberta para buscar identificar e 
quantificar reservas de petróleo. Se confirmada a existência do hidrocarboneto o 
campo entra em fase de desenvolvimento e produção, nesta fase há um estudo e 
planejamento minucioso para definição de recursos, a fim de maximizar a produção 
e os lucros finais, ou seja, a rentabilidade da reserva estudada. Até esta etapa do 
projeto só há saída de capital no fluxo de caixa. 
Para minimizar os riscos e tentar prever a produção futura são desenvolvidas 
várias estratégias, mudando, por exemplo, o número de plataformas, o tempo de 
produção, a produção diária, custos para perfuração, manutenção e completação 
dos poços, sempre com o objetivo de elevar o VPL do projeto. Esta é uma etapa 
determinante para o seguimento do estudo, pois a partir desta é tomada a decisão 
de continuar ou não realizando investimentos para a futura produção de óleo e gás. 
Devido a grande importância deste tema na E&P o objetivo principal deste 
trabalho é fazer a melhor avaliação econômica possível levando em consideração 
todos os investimentos previstos desde os estudos geológicos de descoberta até ao 
abandono dos poços. Considerando um cenário econômico específico e a 
probabilidade que existe de cada variável oscilar, e qual será a consequência dessa 
variação. 
Para o desenvolvimento do presente trabalho foi calculado o VPL (Valor 
Presente Líquido) que quando positivo significa que o valor presente do fluxo de 
15 
 
 
 
caixa da empresa com uma taxa de desconto é superior que os valores presente 
investidos no projeto, assim gerando lucro, tornando o projeto viável, e quando 
negativo representa a inviabilidade do mesmo. Como não é possível saber todas as 
previsões futuras foi realizada a análise de sensibilidade e de risco, gerando 
cenários mais prováveis de ocorrerem. 
 
 
1.1 Motivação 
 As principais razões que motivaram o desenvolvimento deste trabalho são: 
 A necessidade de compreender os riscos que estão associados em todas as 
fases de um projeto de E&P; 
 Compreender o que é, o que indica, e como se determina o VPL; 
 Estudar e praticar como fazer análise de sensibilidade; 
 Aprender a realizar análise de risco; 
 Conhecercomo ocorre o fluxo de caixa, desde o estudo da área, até o 
abandono dos poços, em projetos de E&P; 
 
 
16 
 
 
 
2 OBJETIVO 
O presente trabalho tem por objetivos: 
 Compreender os riscos que estão associados a um projeto de E&P; 
 Aprender como identificar quais parâmetros impactam mais no valor do VPL; 
 Conhecer como melhorar o lucro de um projeto de E&P; 
 Gerar cenários pessimistas, prováveis e otimistas, a partir do VPL, para o 
projeto; 
 Conhecer como fazer análise de sensibilidade; 
 Aprender a fazer analise risco; 
 Entender como interpretar se um projeto é viável economicamente ou não; 
 Tomar conhecimento como são cobras as taxa governamentais em áreas de 
exploração e produção de petróleo e como impactam no projeto. 
 
2.1 Objetivo específico 
Adquirir conhecimento sobre avaliação econômica de projetos utilizando o VPL, e 
dessa forma obter aprovação na disciplina. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
17 
 
 
 
3 FUNDAMENTAÇÃO TEÓRICA 
Neste capítulo serão expostos conceitos fundamentais para o entendimento 
do desenvolvimento deste trabalho. Com enfoque na abordagem dos parâmetros 
econômicos e de risco que impactam diretamente na viabilidade do projeto. 
 
3.1 Fluxo de Caixa 
 Segundo Zdanowicz, 1998 fluxos de caixa é o meio pelo qual o administrador 
financeiro apura os ingressos e desembolsos financeiros da empresa em dado 
período. 
 O fluxo de caixa é essencial e está presente em todos os projetos na indústria 
do petróleo, já que é uma ferramenta básica para o planejamento financeiro de uma 
empresa. O fluxo de caixa típico de um projeto de E&P é caracterizado por elevado 
volume de capital investido nas fases iniciais, com perfuração de poços pioneiros, 
sísmica, aluguel da área de exploração, entre muitos outros gastos iniciais, como 
pode ser observado na figura abaixo, a qual não está com uma escala fidedigna e 
serve apenas em nível de explicação. 
 
 
Figura 3. 1: Exemplo de fluxo de caixa. (Fonte: Andriele Antolini) 
18 
 
 
 
 
 
 Para o projeto ser rentável a soma das áreas das barras acima da linha em 
preto, na figura acima, deve ser maior que a soma abaixo da mesma. 
 
3.1.1 Fluxo de Caixa Líquido (FCL) 
Representa o fluxo de caixa com os impostos e depreciações já descontados. 
A fórmula de calcular este parâmetro está expressa na equação abaixo: 
 
Equação 3. 1: Fluxo de caixa líquido. 
 
 
Onde: 
LT = Lucro tributável 
IR = Soma das alíquotas de imposto de renda e contribuição social sobre lucro 
líquido; 
ID = Investimentos Depreciáveis. 
 
3.2 Faturamento de um projeto de E&P 
 A única parte capaz de gerar receita em um projeto de exploração e produção 
na área de óleo e gás é a comercialização dos hidrocarbonetos produzidos. 
 
3.2.1 Preço e Fator de Qualidade 
Como qualquer tipo de produto os preços do petróleo também dependem 
quase totalmente do mecanismo oferta X demanda, lembrando que a OPEP pode 
influenciar nas ofertas alterando as cotações. 
 Há duas referencias mundiais de qualidade do óleo que servem como base 
para calcular o preço do petróleo de diversas reservas, sendo o tipo Brent e o WTI, 
ambos são leves, ou seja, possuem um alto °API. Óleos mais pesados que os de 
referencia possuem preços menores, enquanto os mais leves possuem preços 
maiores, uma vez que os óleos mais leves são de melhor qualidade. 
19 
 
 
 
 
3.3 Investimentos Associados a E&P de um Campo 
 Os custos que envolvem projetos na área do petróleo são valores 
extremamente altos e compreendem as despesas nas fases de exploração, 
produção, desenvolvimento e abandono do projeto. 
 É válido notar que os investimentos em E&P de gás natural são indissociáveis 
dos investimentos em E&P de petróleo, pois a tecnologia, os equipamentos e os 
processos são os mesmos, além do fato de parte das reservas mundiais de gás 
natural se encontrarem em reservatórios nos quais o gás está associado a petróleo 
(o chamado gás associado); e segundo a ANP, no Brasil, por exemplo, atualmente 
77,88% da produção de gás é de gás associado. 
 
3.3.1 Bônus de Assinatura 
De acordo com o Art 2º da lei n° 12.351, de 22 de dezembro de 2010, o bônus 
de assinatura corresponde a um valor fixo devido à União pelo contratado, a ser 
pago no ato da celebração e nos termos do respectivo contrato de partilha de 
produção. Na lei nº 12.734, de 2012 é dito que o bônus de assinatura não integra o 
custo em óleo e corresponde a valor fixo devido à União pelo contratado, devendo 
ser estabelecido pelo contrato de partilha de produção e pago no ato da assinatura, 
sendo vedado, em qualquer hipótese, seu ressarcimento ao contratado. 
Sendo que deste valor, uma parcela será destinada a ANP, de acordo com as 
necessidades operacionais da mesma O valor é pago no ato da assinatura do 
contrato de concessão. 
 
3.3.2 Aluguel de Área 
 O pagamento pela ocupação ou retenção de área deverá ser feito 
anualmente, em montante fixado em razão da quilometragem quadrada, ou fração, 
da superfície do bloco. O valor devido deve ser majorado sempre que houver 
prorrogação da fase de exploração. A finalidade desta participação, conhecida 
internacionalmente como rental fees, é o de encorajar a devolução da área de 
exploração, quando não tiverem sendo realizados os esforços exploratórios 
(GUTMAN, 2007). 
20 
 
 
 
Segundo o Art. 177. Da Constituição Federal de 1988 Constituem monopólio 
da União: 
I - a pesquisa e a lavra das jazidas de petróleo e gás natural e outros 
hidrocarbonetos fluidos; (Vide Emenda Constitucional nº 9, de 1995) 
II - a refinação do petróleo nacional ou estrangeiro; 
III - a importação e exportação dos produtos e derivados básicos resultantes 
das atividades previstas nos incisos anteriores; 
IV - o transporte marítimo do petróleo bruto de origem nacional ou de 
derivados básicos de petróleo produzidos no País, bem assim o transporte, por meio 
de conduto, de petróleo bruto, seus derivados e gás natural de qualquer origem; 
V - a pesquisa, a lavra, o enriquecimento, o reprocessamento, a 
industrialização e o comércio de minérios e minerais nucleares e seus derivados. 
VI - a pesquisa, a lavra, o enriquecimento, o reprocessamento, a 
industrialização e o comércio de minérios e minerais nucleares e seus derivados, 
com exceção dos radioisótopos cuja produção, comercialização e utilização poderão 
ser autorizadas sob regime de permissão, conforme as alíneas b e c do inciso XXIII 
do caput do art. 21 desta Constituição Federal . (Redação dada pela Emenda 
Constitucional nº 49, de 2006) 
 
3.3.3 Exploração 
Esta é a fase que possui os maiores custos e também uma das mais incertas 
pela falta de conhecimento real do campo. A exploração tem inicio com o estudo da 
área, analisando a possibilidade de haver hidrocarboneto na região com o auxilio de 
processos geofísicos e se confirmada à presença de óleo é feito a perfuração de 
poços pioneiros. Esta etapa é uma etapa de conhecimento do local e objetiva a 
aquisição de dados, dessa forma os custos são referentes, principalmente, a sísmica 
e perfuração dos poços pioneiros. 
De acordo com os estudos de Chopra, et. al, 2010 os atributos sísmicos são 
particularmente eficazes na extração de características sutis de dados relativamente 
isentos de ruído. 
Apesar de os equipamentos modernos de aquisição sísmica possuírem alto 
valor agregado o ganho de tempo e a precisão do resultado torna o emprego da 
sísmica fundamental e atrativa para qualquer projeto no setor petrolífero. A sísmica 
21 
 
 
 
permite conhecer a parte interna do subsolo, o tipo de rocha, a espessura dascamadas, a forma das camadas entre outras informações valiosas para o 
seguimento do projeto. A sísmica obtém esses resultados em um curto período de 
tempo e não é necessário fazer a perfuração do solo. 
Segundo Kimura. R., 2005 a perfuração de um poço nem sempre revela a 
presença de petróleo no subsolo, onde mais de 80% dos poços pioneiros no Brasil e 
no mundo não resultam em descobertas aproveitáveis. Apesar de uma perfuração 
não obter sucesso, esta pode fornecer indicadores e informações importantes para o 
prosseguimento das perfurações, porque permitem maiores informações sobre a 
área explorada. Os poços pioneiros têm por objetivo testar áreas ainda não 
produtoras. 
Com estes estudos é possível estimar volume da reserva e o custo de 
produção do petróleo naquele campo, informações necessárias para a decisão de 
prosseguimento ou não do projeto. 
 
3.3.4 Perfuração 
A perfuração consiste da utilização de ferramentas adequadas para abertura 
de poços em subsuperfície. Esta é a segunda etapa na busca pelo chamado Ouro 
Negro, já que a primeira é determinar o local exato a ser perfurado através de 
estudos geológico e geofísicos. 
Na indústria de petróleo e gás, a perfuração de poços é realizada por meio de 
uma sonda de perfuração. Nesta etapa, as rochas são perfuradas pela aplicação de 
força e rotação a uma broca fixada na extremidade de uma coluna de perfuração, a 
qual consiste basicamente de comandos (tubos de paredes espessas) e tubos 
de perfuração (tubos de paredes finas). Durante o processo, formam-se cascalhos 
que são removidos através da injeção de fluido de perfuração ou lama para 
escoamento dos detrimentos através do anular do poço (QUEIRÓZ GALVO). 
 A lama de perfuração ainda possui outro propósito de impedir que a água 
subterrânea, óleo e / ou gás cheguem à superfície durante a fase de perfuração. 
 Almeida, 2003 afirma que os custos de perfuração de um poço de petróleo 
variam de acordo com a região explorada. O custo pode ser de até cinco milhões de 
dólares em terra e vinte milhões no mar. Devido aos elevados riscos inerentes a esta 
22 
 
 
 
atividade, dificilmente as instituições financeiras financiam este tipo de operação. 
Desta forma, os empreendedores necessitam de um alto grau de autofinanciamento. 
 
3.3.5 Completação 
 Depois de perfurado o poço precisa ser deixado com condições adequadas 
para operar de forma segura durante toda sua vida produtiva necessitando, dessa 
forma, da completação. É nesta fase que se instala no poço os equipamentos 
necessários para se extrair o óleo com segurança e também os equipamentos de 
monitoramento do poço. 
 A completação não é exclusiva de poços produtores, ela também é feita em 
poços de observação e injeção. 
 E como a maioria das atividades da engenharia de petróleo, a completação 
depende de vários fatores principalmente da pressão do reservatório e da presença 
ou não de água de produção. 
 
3.3.6 Equipamentos de Produção 
 São muitos os equipamentos e os custos para a produção de óleo e gás, 
alguns dos principais equipamentos de produção serão mencionados e descritos a 
seguir. 
A árvore de natal é um equipamento composto de uma série de válvulas e é 
capaz de controlar o fluxo de produção de fluidos do poço. Esta pode ser de dois 
tipos: seco, em poços onshore, ou molhado, em poços offshore, sendo este último o 
tipo mais usado na indústria atualmente. 
Segundo Morais, 2015 a árvore de natal molhada é um equipamento instalado 
sobre a cabeça do poço, no leito marinho, composta por conectores e válvulas para 
o controle do fluxo de petróleo-gás-água extraídos do poço. É projetada para 
suportar as elevadas pressões e temperaturas do poço e as altas pressões 
hidrostáticas e baixas temperaturas do ambiente marinho. Pode ser instalada por 
mergulhadores, em profundidades de até 300 metros, ou por meio de Veículo de 
Operação Remota (ROV) em águas profundas e ultraprofundas. 
O blow out preventer (BOP) são extremamente importantes para a segurança 
da tripulação, da plataforma e do próprio poço, e possuem a função principal de 
impedir que os fluidos da formação atinjam a superfície de maneira descontrolada. 
23 
 
 
 
Os risers são tubulações que interligam a cabeça do poço de petróleo, que se 
encontra no fundo do mar nos sistemas de Produção Offshore, a plataforma. Essas 
estruturas ficam continuamente sujeitas às ações dinâmicas de ondas, correntes 
marítimas e movimento da plataforma, podendo ter o seu comportamento 
influenciado pelo grande número de esforços a que são submetidos. Quanto à 
finalidade, um riser pode ser de perfuração, completação, injeção, produção e de 
exportação. Estes equipamentos são peças fundamentais no que tange a 
exploração de petróleo e gás, porém são peças críticas do sistema, devido aos 
esforços e condições de operação. 
 Manifold, constituído basicamente por um arranjo de tubulações, no qual 
concentra a produção de várias árvores de natal, é um equipamento de passagem e 
de manobra da produção ou injeção, em que o óleo é agrupado em um mesmo 
coletor, podendo ser comparado a uma caixa coletora, ou do tipo de injeção, 
podendo ser comparado a uma caixa distribuidora. Na edição 227 da revista 
Petroquímica o gerente de Tecnologia Submarina do Centro de Pesquisas da 
Petrobras explica que o uso de manifolds submarinos são recomendados quando se 
reúnem diversos poços em uma mesma região e longe da plataforma de processo, 
ganhando com a redução do número de linhas flexíveis – dutos submarinos – e de 
umbilicais de controle. “Sua vantagem é reduzir o custo do sistema, pois, ao invés 
de diversos dutos ligando os poços individualmente à plataforma, teremos apenas 
um duto coletor, reduzindo também as cargas na plataforma”, explica Cezar Paulo. 
Linhas de fluxo são linhas de tubulação que são construídas para direcionar o 
fluxo dos fluidos à plataforma. 
Os Pipe Lines fazem a conexão entre os dutos rígidos e as linhas flexíveis. 
3.3.7 Plataformas 
 Plataformas são grandes estruturas usadas no mar para abrigar os 
trabalhadores e as máquinas necessárias para a perfuração de poços e/ou produção 
de óleo. A seguir é explicado cada diferente tipo de plataforma segundo dados 
obtidos através do site da Petrobras. 
 As plataformas fixas funcionam como uma estrutura rígida, fixadas no fundo 
do mar por um sistema de estacas cravadas. São próprias para águas rasas, em 
lâmina de água de até 300m (profundidade no local da instalação/operação). 
Possuem atividades de perfuração e produção, mas não possuem capacidade de 
24 
 
 
 
armazenamento, sendo assim o escoamento é feito através de oleodutos. A 
instalação é mais simples, demostrando uma vantagem nesse tipo de plataforma, e 
ainda permite que o controle dos poços seja feito na superfície. 
 
Figura 3. 2: Plataforma fixa. (Modificado de: http://www.nenoticias.com.br/89686_petrobras-acidente-
provoca-a-paralisacao-de-4-plataformas-fixas-na-bacia-de-sergipe.html) 
 As plataformas autoeleváveis são utilizadas para perfurar poços em águas 
rasas, até 150m. Estas são compostas por uma balsa e três ou mais pernas de 
tamanhos variáveis, que se movimentam até atingirem o fundo do mar, 
posteriormente à plataforma é elevada a uma altura acima da superfície. Possuem 
atividades de perfuração, porém não possuem atividade de produção, capacidade 
de armazenamento, nem equipamentos de escoamento da produção. A facilidade 
para mudar de locação e o comportamento de estrutura fixa, representam vantagem 
nesse tipo de plataforma, esta também permite que o controle dos poços seja feito 
na superfície. 
 
25 
 
 
 
 
Figura 3. 3: Plataforma autoeleváveis. (Modificadode: http://www.portalmaritimo.com) 
 
 As plataformas semissubmersíveis são utilizadas para perfurar poços em 
águas profundas, com mais de 2.000 m, graças aos sistemas de ancoragem 
modernos. Estas são Plataforma flutuante, estabilizada por colunas. Podem ser 
ancorada no solo marinho ou dotada de sistema de posicionamento dinâmico, que 
mantém a posição da plataforma de forma automática. Possuem atividades de 
perfuração e produção, mas também podem ser só de perfuração ou perfuração. 
Não possuem capacidade de armazenamento, sendo assim o escoamento da 
produção pode ser feito através de oleodutos ou em navios e posterior 
descarregamento nos terminais. A vantagem é a grande mobilidade que possui, 
podendo mudar rapidamente de um campo a outr 
26 
 
 
 
 
Figura 3. 4: Plataforma semissubmersível. (Modificado de: http://www.petrobras.com.br/fatos-e-dados) 
 
As plataformas Floating Production Storage and Offloading (FPSO) também 
são utilizadas para perfurar poços em águas profundas, com mais de 2.000 m. Estas 
também são flutuante, convertida a partir de navios petroleiros, na maioria dos 
casos. Assim como a semissubmersível, é ancorada no solo marinho. Tem grande 
mobilidade e são usadas principalmente em locais mais isolados, com pouca 
estrutura para a instalação de uma plataforma fixa. Não possuem atividades de 
perfuração, mas possuem atividade de produção, capacidade de armazenamento, 
posteriormente O óleo é exportado para navios petroleiros, que o descarregam nos 
terminais, ou seja esta unidade pode produzir, armazenar e transferir petróleo. A 
capacidade de armazenamento permite que opere a grandes distâncias da costa, 
onde a construção de oleodutos é inviável. O controle dos poços é feito no fundo do 
mar. 
27 
 
 
 
 
Figura 3. 5: Plataforma FPSO. ( Modificado de: http://www.petrobras.com.br/fatos-e-dados) 
 
As plataformas FPSO monocoluna diferem da FPSO por possuírem o casco 
redondo, o que gera maior estabilidade. 
 
Figura 3. 6: Plataforma FPSO monocoluna. ( Modificado de: 
https://mobile.twitter.com/petrobras/status/644588089290178561/photo/1 
 
As plataformas Tension Leg Wellhead Platform (TLWP) também são 
utilizadas para perfurar poços em águas profundas de até 1.500m. É conhecida 
como “flutuante quase fixa” porque é flutuante, mas tem um sistema de ancoragem 
com pernas fixas por estacas no fundo do mar. Com isso o controle dos poços pode 
ser feito na superfície. Possuem atividade de produção, enquanto a atividades de 
perfuração é feita somente para manutenção dos poços e não possuem capacidade 
28 
 
 
 
de armazenamento, sendo assim o óleo é escoado para uma plataforma de 
produção (FPSO), que realiza o processamento e o exporta através de navios. 
 
 
 
Figura 3. 7: Plataforma TLWP. .( Modificado de: http://www.petrobras.com.br/fatos-e-dados) 
 
As plataformas do tipo navio sonda podem operar em águas ultraprofundas, 
alcançando mais de 2.000 m de lâmina d’água, estas são flutuante com casco em 
forma de navio, usadas para perfuração de poços. A sonda é ligada a uma torre 
e desce até o local da perfuração por uma abertura no casco. Pode ser ancorada no 
solo marítimo ou dotada de sistema de posicionamento dinâmico, que mantêm a 
posição da embarcação de forma automática através dos sensores acústicos e 
propulsores, os quais anulam os efeitos dos ventos e das ondas. Estas possuem 
apenas atividade de perfuração, não possuindo as atividades produção, 
armazenamento e escoamento. O controle dos poços é feito no fundo do mar. A 
vantagem destas plataformas é a maior autonomia para perfurar em grandes 
distâncias da costa. 
29 
 
 
 
 
Figura 3. 8: Plataforma navio sonda .( Modificado de: 
http://www.portalnaval.com.br/noticia/37586/ocean-rig-mylos-chega-ao-bloco-bm-c-33/ 
 
É importante salientar que a capacidade de processamento de líquido diário 
varia de acordo com as especificações de cada plataforma. 
 
3.4 Custos operacionais 
 O planejamento e previsões de custos são muito utilizados nos estudos de 
viabilidade econômica de projetos e nos orçamentos das empresas, sejam elas da 
indústria do petróleo ou não. São custos referentes a manutenção da produção e 
demais operações necessárias durante a fase de produção do Campo. 
 
3.4.1 OpEx 
Segundo Ravagnani, 2008 o OpEx (Operational Expenditure) ocorrem durante 
a vida útil do projeto e dividem-se em custos fixos e custos variáveis. Os custos fixos 
compreendem as despesas independentes do nível de produção, por exemplo, 
gastos com seguros de instalações, aluguéis etc. Já os custos variáveis, associados 
à produção, compreendem a mão de obra, materiais, suprimentos e insumos 
consumidos no processo produtivo. Gastos com investimentos compreendem as 
despesas relacionadas à exploração, avaliação, desenvolvimento, investimentos 
adicionais em recuperação suplementar, entre outros. 
30 
 
 
 
3.4.2. Produção de óleo, gás e água 
 São muitos os custos operacionais para a produção de óleo e gás, sendo um 
dos mais dispendiosos os custos com o tratamento destes. Outro grande gasto com 
a produção é em relação a água, já que esta precisa ser bem manuseada e tratada 
para evitar multas ambientais. 
O gasto com produção de óleo gira em torno de US$ 6,00 por barril, com gás 
US$ 0,005 por barril e com água US$ 0,5 por barril, porém esses valores são valores 
médios os quais podem variar de uma plataforma para outra. 
 
 
3.4.3 Injeção de água e de gás 
Os projetos de injeção de água, de uma maneira geral, são compostos das 
seguintes partes: sistema de captação de água, que podem ser poços no caso de se 
injetar água subterrânea, ou um conjunto de bombas para o caso de se utilizar água 
de superfície ou água do mar; sistema de tratamento de água de injeção; sistema de 
injeção de água propriamente dito, que é composto por bombas, linhas, e poços de 
injeção; e sistema de tratamento e descarte de água produzida. Em certos casos, 
algumas dessas partes são dispensáveis (Thomas, 2004). 
O custo de injeção de água gira em torno de US$ 0,5 por barril. 
O gás é injetado no reservatório com a utilização de compressores que 
fornecem as pressões e as vazões de acordo com cada necessidade. As instalações 
para uma injeção de gás se diferenciam basicamente de outros sistemas de 
produção pela presença de compressores e poços para injeção de gás. 
 
3.5 Custos 
3.5.1 CapEx 
Segundo Ravagnani, 2008 o CapEx (Capital Expenditures) ou despesa de 
capital é atribuído às despesas realizadas desde o início do projeto, antes do início 
da produção, como aquisição e substituição de ativos imobilizados, porém 
posteriormente gastos adicionais podem ser necessários para acelerar ou manter as 
receitas. Os ativos imobilizados dividem-se em tangíveis (ativos físicos capitalizados 
31 
 
 
 
e depreciados: máquinas, equipamentos, etc) e intangíveis (patentes, licenças, 
contratos, direitos autorais, etc). 
O CapEx não deve ser confundido com as despesas de receitas ou despesas 
operacionais (OPEX). OPEX são despesas de curto prazo necessárias para atender 
aos custos operacionais em andamento de uma empresa e, portanto, são 
essencialmente idênticas às despesas operacionais. Ao contrário das despesas de 
capital, as despesas de receita podem ser totalmente deduzidas de impostos no 
mesmo ano em que as despesas ocorrem. 
 
3.5.2 Poços 
 Estes são custos referentes à manutenção dos poços necessárias durante a 
fase de produção do Campo. Conforme Silva (2004, p. 41), estes são os custos 
incorridos para operar e manter poços, equipamentos e instalações relacionados, 
incluindo a depreciação dosmesmos. Incluem também a mão-de-obra para operar 
os poços e instalações, gastos de reparo e manutenção, materiais e suprimentos 
consumidos, impostos de produção e outros tributos. 
 
 
3.5.3 Abandono dos poços 
 À medida que o tempo vai passando, a produção de petróleo e gás vai 
decrescendo, tendendo-se à situação em que a receita proveniente das vendas da 
produção são insuficientes para cobrir as despesas de manutenção da operação. 
Essa é a condição de abandono do projeto. Os custos de abandono são usualmente 
obrigações exigidas por meio de regulamentações federais, estaduais ou 
estrangeiras, ou mesmo devido a obrigações contratuais. 
 
3.6 Taxas governamentais 
 São taxas que as empresas produtoras de petróleo estão sujeitas a pagar, 
estas são cobradas pelo governo sobre a produção de petróleo. 
 
32 
 
 
 
3.6.1 Royalties 
Segundo a Agencia do Senado royalty é uma palavra de origem inglesa que 
se refere a uma importância cobrada pelo proprietário de uma patente de produto, 
processo de produção, marca, entre outros, ou pelo autor de uma obra, para permitir 
seu uso ou comercialização. No caso do petróleo, os royalties são cobrados das 
concessionárias que exploram a matéria-prima, e incide sobre o valor da produção. 
O valor arrecadado fica com o poder público. Segundo a atual legislação brasileira, 
estados e municípios produtores – além da União – têm direito à maioria absoluta 
dos royalties do petróleo. A divisão atual é de 40% para a União, 22,5% para 
estados e 30% para os municípios produtores. Os 7,5% restantes são distribuídos 
para todos os municípios e estados da federação. 
Conforme o Art. 2° da Lei 12.351/2010 royalties é uma compensação 
financeira devida aos Estados, ao Distrito Federal e aos Municípios, bem como a 
órgãos da administração direta da União, em função da produção de petróleo, de 
gás natural e de outros hidrocarbonetos fluidos sob o regime de partilha de 
produção. E ainda segundo o Art. 42-A. da mesma lei, estes são pagos 
mensalmente pelo contratado em moeda nacional, calculados a partir da data de 
inicio da produção comercial. Vale lembrar ainda que a alíquota é de 10%, podendo 
ser reduzida, em casos excepcionais em até 5%. 
 
 
3.6.2 PIS/COFINS 
 O PIS buscava a integração do empregado do setor privado com o 
desenvolvimento da empresa. As arrecadações do PIS são repassadas para o 
programa de seguro desemprego e abono salarial. 
 De acordo com a lei nº 9.718/1998 Art. 1° mostra que no âmbito da legislação 
tributária federal, relativamente às contribuições para os Programas de Integração 
Social e de Formação do Patrimônio do Servidor Público - PIS/PASEP e à 
Contribuição para o Financiamento da Seguridade Social – COFINS. No Art. 2° da 
mesma lei diz que as contribuições para o PIS/PASEP e a COFINS, devidas pelas 
pessoas jurídicas de direito privado, serão calculadas com base no seu faturamento. 
 Enquanto no Art. 4° ainda da lei nº 9.718/1998 diz que as contribuições para 
os Programas de Integração Social e de Formação do Patrimônio do Servidor 
33 
 
 
 
Público – PIS/PASEP e para o Financiamento da Seguridade Social – COFINS 
devidas pelos produtores e importadores de derivados de petróleo serão calculadas, 
respectivamente, com base nas seguintes alíquotas: 
I – 5,08% (cinco inteiros e oito centésimos por cento) e 23,44% (vinte inteiros e 
quarenta e quatro centésimos por cento), incidentes sobre a receita bruta decorrente 
da venda de gasolinas e suas correntes, exceto gasolina de aviação; II – 4,21% 
(quatro inteiros e vinte e um centésimos por cento) e 19,42% (dezenove inteiros e 
quarenta e dois centésimos por cento), incidentes sobre a receita bruta decorrente 
da venda de óleo diesel e suas correntes; III - 10,2% (dez inteiros e dois décimos 
por cento) e 47,4% (quarenta e sete inteiros e quatro décimos por cento) incidentes 
sobre a receita bruta decorrente da venda de gás liquefeito de petróleo - GLP 
derivado de petróleo e de gás natural; IV – sessenta e cinco centésimos por cento e 
três por cento incidentes sobre a receita bruta decorrente das demais atividades. 
 
3.6.3 Participação Especial 
Segundo a ANP a participação especial é uma compensação financeira 
extraordinária devida pelos concessionários de exploração e produção de petróleo 
ou gás natural para campos de grande volume de produção. 
A participação especial é devida a partir do trimestre em que ocorrer a data de 
início da produção do campo, sendo o pagamento também trimestral. Este valor 
incide sobre a receita líquida. 
Ainda segundo a ANP destinação dos recursos da participação especial é 
realizada em função de quatro tipos de distribuições existentes na legislação: 
(1) Para recursos provenientes de campos terrestres, 50% são repassados à União, 
40% aos estados produtores e 10% aos municípios produtores, conforme 
determinado pelo art. 50 da Lei 9.478/97; 
(2) Para recursos provenientes de campos com declaração de comercialidade 
anterior a 3 de dezembro de 2012, produção realizada pré-sal e localizados na área 
definida pelo inciso IV do Art. 2º da Lei 12.351/10 (DARF 3037), 50% destes 
recursos são destinados ao Fundo Social previsto na mesma lei, 40% aos estados 
confrontantes com a plataforma continental onde ocorrer a produção e 10% aos 
municípios confrontantes; 
34 
 
 
 
(3) Para recursos provenientes de campos marítimos, exceto pré-sal e cujas 
declarações de comercialidade tenha ocorrido antes de 3 de dezembro de 2012, 
50% são repassados à União, 40% aos estados confrontantes com a plataforma 
continental onde ocorrer a produção e 10% aos municípios confrontantes, conforme 
determinado no art. 50 da Lei 9.478/97;e 
(4) Para recursos provenientes de campos marítimos com declaração de 
comercialidade posterior a 3 de dezembro de 2012 (DARF 3990), 50% são 
repassados à União, 40% aos estados confrontantes com a plataforma continental 
onde ocorrer a produção e 10% aos municípios confrontantes, conforme 
determinado pela Lei 12.858/13. 
 A tabela abaixo resume as taxas da Participação especial: 
 
Tabela 3. 1 - Cálculo da Participação Especial. 
 
 
Em que RPL é a receita líquida da produção trimestral de cada campo, em 
reais e VPF é o volume de produção trimestral fiscalizada de cada campo, em 
milhares de metros cúbicos equivalentes. 
 
3.6.4 Contribuição Social Sobre o Lucro Líquido - CSLL 
É a contribuição social sobre o lucro líquido. Aplicam-se à CSLL as mesmas 
normas de apuração e de pagamento estabelecidas para o imposto de renda das 
pessoas jurídicas, mantidas a base de cálculo e as alíquotas previstas na legislação 
em vigor. Esta foi regulamentada em 1988 com o intuito de garantir a manutenção 
da Seguridade Social, sendo que a mesma tem como objetivo manter os direitos aos 
trabalhadores, como a aposentadoria, saúde e amparo em situações de 
desemprego. 
35 
 
 
 
3.6.5 Imposto de Renda 
O Imposto de Renda é um dos tributos administrados pela Receita Federal do 
Brasil (RFB), sendo devido tanto pelas pessoas jurídicas quanto físicas. Este incide 
sobre a renda e os proventos de contribuintes residentes no país ou residentes no 
exterior que recebam rendimentos de fontes no Brasil. 
O Art. 1º da /1997 demostra que o imposto de renda das pessoas jurídicas 
será determinado com base no lucro real, presumido, ou arbitrado, por períodos de 
apuração trimestrais, encerrados nos dias 31 de março, 30 de junho, 30 de setembro 
e 31 de dezembro de cada ano-calendário, o 
 
 
3.7 Índices do Fluxo de caixa 
 A seguir serão explicados alguns índices que influenciam no fluxo de caixa 
geral de negócios da indústria do petróleo.3.7.1 Receita Bruta 
É toda receita que entra em caixa, sem descontos de taxas. Na produção de 
petróleo é dado por toda produção de óleo e gás multiplicados por seus respectivos 
valores por barril. A receita bruta da produção é relativamente a cada campo de uma 
dada área de concessão, o valor comercial total do volume de produção fiscalizada, 
apurado com base nos preços de referência do petróleo e do gás natural produzido. 
 
 
3.7.2 Depreciação 
Corresponde a perda que determinados bens sofrem, por uso, obsolescência 
ou desgaste natural. Leva em consideração o tempo de uso e o valor da compra. 
Esta começa a ser cobrada ainda quando o item está em condições de operar na 
forma pretendida pela administração. 
Os investimentos distinguem-se em: 
 Investimentos depreciáveis: investimentos em plataformas, instalação, 
coleta e escoamento da produção, interligação, dutos, entre outros. 
36 
 
 
 
 Investimentos não depreciáveis: investimentos em exploração, 
perfuração, completação, abandono, entre outros. 
 
 
3.7.3 Receita Líquida de Produção 
 O Art. 3° da Lei 2.705 de 1998 estabelece que a receita líquida da Produção: 
relativamente a cada campo de uma dada área de concessão, a receita bruta da 
produção deduzidos os montantes correspondentes ao pagamento de royalties, 
investimentos na exploração, custos operacionais, depreciações e tributos 
diretamente relacionados às operações do campo, que tenham sido efetivamente 
desembolsados, na vigência do contrato de concessão, até o momento da sua 
apuração, e que sejam determinados segundo regras emanadas da ANP. 
 Matematicamente é a receita bruta do valor arrecadado menos valores gastos 
em operação. Entre esses valores estão: bônus de assinatura, aluguel da área, 
exploração, perfuração, completação, depreciações produção, poços e plataforma, 
custos operacionais, abandono de poço e royalties. 
 
3.7.4 Lucro tributável 
 É a dedução de despesas e de depreciação das receitas. Como pode ser 
analisado na equação abaixo. 
Equação 3. 2: - Lucro tributável. 
𝐿𝑇 = (𝑅 − 𝑅𝑜𝑣 − 𝑃𝐼𝑆 − 𝑃𝐸 − 𝐶𝑂 − 𝐼𝐶 − 𝐷𝑒𝑝𝑒𝑞𝑢𝑖𝑝) 
 
Onde: LT = Lucro Tributável; 
R = Receita bruta da venda do óleo equivalente; 
Rov = Participações governamentais; 
PIS = PIS/COFINS; 
PE = Participação Especial; 
CO = Custos Operacionais de Produção; 
IC = Investimentos contabilizados como despesas (não depreciáveis); 
Depequip = Depreciação de equipamentos no ano considerado. 
 
37 
 
 
 
 
3.7.5 Lucro Líquido 
Lucro líquido é o lucro bruto menos as deduções de imposto de renda e de 
outras taxas. Matematicamente pode ser expresso como: lucro líquido = receita total 
– custo total. 
 
3.7.6 VPL 
 O Valor Presente Líquido (Net Present Value - NPV) pode ser visto como um 
indicador de lucratividade, este é um dos principais e mais utilizados indicadores 
econômicos para avaliar projetos na área do petróleo, ou seja, através de sua 
análise pode-se determinar se um projeto é/ permanece rentável ou não. A função 
VPL pode ser representada como soma de várias distribuições que determinam o 
fluxo de caixa do período. 
O cálculo do VPL deve considerar a taxa mínima de atratividade para o 
projeto, todos os fluxos futuros, sejam eles receitas ou despesas. Toda essa 
movimentação financeira precisa considerar a mudança de valor do dinheiro no 
tempo, dessa forma cada um dos fluxos de caixa é trazido ao valor presente a uma 
determinada taxa, é trazida a valor presente pela equação abaixo: 
 
Equação 3. 3: VPL 
 
 
Onde t é o tempo, r é a taxa de desconto, 𝐶𝑡 é o custo de fluxo de caixa no período 
avaliado e 𝐶0 o custo inicial, ou primeiro investimento. 
 Lembrando que quando VPL > 0, o projeto é viável; VPL = 0, o projeto é 
indiferente e VPL < 0, o projeto é inviável. 
Em uma modelagem financeira de um projeto de E&P existem incertezas que 
levarão a diversos valores de VPL’s para um mesmo projeto. Essa distribuição de 
VPL’s encontrada pelas simulações no modelo, devem ser avaliadas de acordo com 
as preferências do tomador de decisão do investimento. 
38 
 
 
 
3.7.7 TIR 
 A Taxa Interna de Retorno - TIR (Internal Rate of Return - IRR) pode ser visa 
como um indicador de rentabilidade e representa o retorno do investimento em 
questão. 
Segundo Souza, 2011 é uma taxa de desconto que iguala o VPL dos fluxos 
de caixa de um projeto a zero. Quanto maior a TIR, maior a atratividade do projeto, 
pois se acredita que ela remunera melhor o capital investido. 
Dessa forma a TIR pode ser representada matematicamente através da 
formula abaixo: 
 
Equação 3. 4: TIR 
 
Onde t é o tempo, 𝐶𝑡 é o custo de fluxo de caixa no período avaliado e 𝐶0 o custo 
inicial, ou primeiro investimento. 
 
 
 
39 
 
 
 
4 REVISÃO BIBLIOGRÁFICA 
Esta sessão do trabalho mostra o que já foi estudado e realizado por 
pesquisadores na área da avaliação econômica disponíveis em bancos de dados 
acadêmicos que aplicaram a metodologia ou que testaram outras com a mesma 
intenção de resposta. Dando ênfase para a aplicação do VPL em avaliações 
econômicas voltadas para a indústria do petróleo e para e estratégia de Monte 
Carlo. 
 
 
4.1 Aplicação do VPL como critério de avaliação econômica 
 Davidson, et al., 1976, afirmou que as incertezas em valor presente podem 
ser calculada relativamente rápido. Para fazer isso, tudo o que é necessário é um 
modelo algébrico do investimento e uma modesta contribuição de estatísticas. Disse 
ainda que a chave para a abordagem é o foco nos parâmetros das distribuições de 
probabilidade envolvidas. Neste artigo o ponto chave primeiramente é ter certeza de 
que todas as variáveis que têm incerteza são contabilizadas e são independentes, 
ou pelo menos substancialmente independentes (isto é, apenas uma correlação 
pobre). Isto permite o desenvolvimento de resultados aproximados rapidamente e de 
uma forma compreensível. O método não é um conjunto estrito de regras, mas sim 
uma abordagem geral que pode ser adaptada às necessidades específicas. 
 Balen et al., 1988, utilizou o conceito de valor presente líquido como uma 
abordagem sistemática na otimização de fraturas hidráulicas. O esquema combina 
o desempenho do reservatório e do poço, princípios da mecânica da rocha, modelos 
de propagação da fratura, reologia do fluido de fraturamento, transporte de próteses 
e variáveis de tratamento de estimulação, neste trabalho são alterados parâmetros 
como taxa de bombeio, volume de fluidos injetados e o propante para o faturamento, 
e também avaliaram parâmetros que influenciam no desempenho do poço, como o 
tamanho da tubulação, cabeça de poço e BHP.. O método compara diversos 
comprimentos de fraturas em função do VPL, de modo que o comprimento ótimo é o 
que apresenta maior VPL. Dois casos de campo (um para um óleo e outro para um 
poço de gás) são usados para otimizações de tratamento de fratura. No estudo o 
maior valor do VPL foi impactado pela permeabilidade. Nas conclusões os autores 
ressaltam a importância de considerar o VPL para identificar os parâmetros cruciais 
40 
 
 
 
que afetam o objetivo proposto, e permite ter um controle antes e durante a 
aplicação do faturamento. 
 Huffman et al., 1994 desenvolveram um método que produz taxas de 
produção e volumes prováveis com base na estimativa determinista do analista do 
desempenho futuro do poço. O objetivo foi quantificar a incerteza nas estimativas de 
reserva a partir dos dados da curva de declínio de produção. Conceitos estatísticos 
de regressão linear e limites de predição foram incorporados em um método que 
utiliza as estimativasde declínio exponencial, declínio e taxa de produção. O 
método é flexível na medida em que qualquer porção dos dados históricos de 
produção pode ser utilizada se o analista acreditar que os parâmetros de produção 
do poço mudaram ao longo da vida do poço. 
Preece e MacLeod, 1997 já consideravam que a viabilidade ou o ranking de 
um potencial investimento, dependia de vários índices como Custo Unitário, Valor 
Presente Líquido, Capex, Fluxo de Caixa Descontado, Retorno e risco Ponderados 
como o Valor Monetário Estimado. Considerando que cada um desses cálculos tem 
como entradas-chave as despesas de capital, a receita e a escala de tempo. Com o 
uso destes índices foi concluído que a utilização da engenharia paralela, associada 
a técnicas de análise de investimento baseadas em risco, pode reduzir o período de 
tempo entre a alta despesa de exploração e avaliação e alcançar um fluxo de 
receita, aumentando o VPL de investimento e o fluxo de caixa. 
 Simpson et al., 1995 utilizou as distribuições de probabilidade de VPL 
desenvolvidas a partir das distribuições de taxas e reservas referentes ao artigo 
descrito acima (SPE 28333) para realizar seus estudos , o qual demonstra como as 
distribuições de probabilidade de reservas podem ser usadas para desenvolver 
distribuições VPL. Duas abordagens foram examinadas para quantificar o risco de 
carteira. A primeira abordagem compara a média com a relação de risco relativo do 
VPL para a carteira, sendo que a relação de risco relativo é o desvio padrão do VPL 
dividido pelo VPL. A segunda abordagem, uma Linha de Retorno de Risco, é um 
gráfico da taxa de retorno de caixa descontada em relação à sua distribuição, o qual 
fornece uma relação risco - retorno para comparar vários portfólios. Foi concluído 
que a incerteza no VPL e na taxa de retorno de caixa descontada para um portfólio 
de poços (ou campos) pode ser quantificada e utilizada para comparar carteiras. 
41 
 
 
 
 No trabalho de Mora et al., 2005 os avanços na modelagem matemática e no 
monitoramento em tempo real tornaram possível modelar de forma mais realista e 
precisa a física e o desempenho econômico dos campos petrolíferos a gás. O 
trabalho foi feito em um campo offshore maduro na América do Sul. A figura abaixo 
mostra a metodologia utilizada no estudo, em que é levado em consideração: dados 
sobre o reservatório integrado, poço e modelo numérico das instalações; o modelo 
econômico rigoroso e a diferença no cenário do preço do óleo e por fim é feito a 
visualização e análise dos resultados. Ao final foi concluído que a confiabilidade 
desta metodologia depende da previsão adequada do cenário do preço do petróleo, 
o que evidentemente comporta incerteza. No entanto, trabalhando em uma ampla 
gama de cenários de preços, a metodologia mostrou eficiência. 
 
 
Figura 4. 1: Metodologia utilizada no estudo de Mora et al., 2005 ( Modificado de SPE- 94664) 
 
Pedersen, 2006 estudou sobre até que ponto um modelo de VPL pode 
influenciar a tomar decisões de riscos complexos e interdependentes em 
reservatórios e regimes de fluidos, riscos de CAPEX e OPEX, riscos de cronograma 
e custos de retificar falhas de equipamentos. Afirma que complexidade é 
relativamente fácil de integrar em um modelo econômico probabilístico completo, 
produzindo poderosos insumos para a classificação de conceitos, desestruturação 
de projeto e iluminação das necessidades de planos de desenvolvimento flexíveis e 
excesso de capacidades incorporadas. No entanto, esses modelos irão agregar mais 
valor dentro de um quadro de tomada de decisão baseado em risco, com critérios de 
decisão claramente definidos e identificação dos principais fatores de risco externos. 
Orenstein, 2010 apresentara um caso prático onde uma inovadora solução de 
otimização de operações de ativos foi implementada para introduzir e garantir a 
42 
 
 
 
colaboração gerenciada em um ativo operado e entre este e um centro de operação 
onshore, com o resultado de uma tomada de decisão em tempo real eficiente no 
planejamento de ações corretas para as situações certas e prevenir proativamente 
as rupturas ao prever os desvios iniciais de desempenho permitindo a tomada de 
decisão correta nas mais difíceis situações. 
 Kasriel et al., 2014 busca determinar qual data de abandono maximiza o VPL 
do Investidor. Para isso apresenta um método de cálculo teste de limite econômico 
alternativo simples, transparente e matematicamente correto, que considera todos 
os itens relevantes do VPL do investidor, incluindo custos de abandono, impostos 
sobre o rendimento, o valor temporal do dinheiro e, no caso, também considera 
contratos de compartilhamento de produção. 
 
 
4.2 Incerteza e Risco 
 De acordo com Vose, 1996 a análise de risco se preocupa em avaliar as 
incertezas que ameaçam o desenvolvimento de um projeto, e são mensurados 
através de estimativas de probabilidade de uma ocorrência. 
Alexander et al., 1998 escreveu em seu artigo algumas lições aprendidas 
sobre a análise de risco e os autores garantem um processo bem sucedido de 
análise de risco caso as recomendações forem seguidas, as sugestões são as 
seguintes: orientações escritas para evitar a má aplicação dos métodos 
estabelecidos, as quais devem ser bem documentadas, comunicadas a todos os 
envolvidos no processo e atualizadas regularmente; supervisão do processo de 
avaliação de risco para manter a consistência, eliminar o viés e verificar se há 
interpretações erradas que ocorrem por falta de compreensão; formação em análise 
de risco para os profissionais técnicos e de gestão; software de avaliação acessível, 
padronizado, fácil de usar e adaptável às mudanças tecnológicas e às necessidades 
e afirmam que a compreensão da dependência entre as variáveis é vital. Concluem 
afirmando que a análise de risco vale o esforço, se for feita corretamente. 
 De acordo Ligero et al., 2007 um processo de análise de risco pode ser 
aplicado a várias fases de um campo de petróleo. E as metodologias requeridas no 
processo de tomada de decisão dependem do nível de incertezas, que variam de 
acordo com a fase de campo. Sendo que na fase de desenvolvimento, o número de 
43 
 
 
 
incertezas é alto, afetando fortemente os resultados financeiros e exigindo altos 
investimentos. 
 Hultzsch et al., 2007 escreveu em seu trabalho que se pode e deve utilizar 
informações à medida que a vida do campo progride, reunindo diferentes tipos de 
dados (por exemplo, de registros de poços ou de sísmicos) que muitas vezes 
ajudam a reduzir a incerteza do projeto. A tarefa de construir uma estrutura de 
análise de risco foi feita em três partes, a primeira foi calcular o VPL do projeto, 
posteriormente foi utilizado a estratégia de MC para simular as incertezas dos 
parâmetros do reservatório e por último utilizaram uma abordagem Bayesiana que 
utilizava informações sísmicas e de poço para atualizar a análise de risco. O que 
rendeu bons resultados. 
 Giles et al., 2012 avaliaram critérios como a relação entre volumes 
economicamente recuperáveis, o número de barris necessário para alcançar a 
viabilidade econômica do projeto, o ciclo de vida ideal, a utilização de curvas de 
declínio para estimar a produtividade e estratégias de mitigação do risco econômico. 
As estimativas de produtibilidade são, provavelmente, a mais importante variável 
técnica. Quando calculada a recuperação final, deve-se ter cuidado com a 
superestimação, pois compromete a avaliação econômica. Recomenda-se uma 
avaliação poço-a-poço. O risco permeia o ciclo de vida de um projeto não 
convencional para mitigar esse problema é recomendado o uso de uma série de 
decisões com critérios clarosde sucesso de limites e com a modelagem estocástica 
completa das incertezas para cada ponto de decisão. 
Calarco et al., 2015, comenta que os hidrocarbonetos estão sendo 
encontrados em águas profundas e ultra profundas. O que requer o desenvolvimento 
de campos submarinos e infraestrutura de pipeline para o transporte do óleo e gás 
para terra. As condições de águas profundas trazem riscos geológicos significativos, 
incluindo aumento da exposição a movimentos de massa submarinos (por exemplo, 
deslizamentos de terra, correntes de turbidez), terreno desafiador e condições de 
solo desfavoráveis. Se se essas incertezas não forem devidamente abordadas na 
fase de concepção, os riscos geológicos podem representar uma parte significativa 
do risco global de um projeto. Dessa forma o risco deve considerar tanto o potencial 
de ocorrência de um evento perigoso como o impacto final sobre a estrutura 
submarina durante a sua instalação da vida operacional. Por fim conclui que os 
44 
 
 
 
geocientistas e os especialistas em risco devem trabalhar em conjunto para 
desenvolver uma abordagem estável para a realização da avaliação de risco, 
diminuindo o perfil geral de risco do projeto. 
Buzdar, et al., 2016, emprega a quantificação de incerteza e fluxo de trabalho 
de otimização, histórico e previsão durante a fase de avaliação. Os parâmetros de 
incerteza com intervalos e distribuição, parâmetros de resposta juntamente com os 
critérios estabelecidos foram enquadrados nos fluxos de trabalho de sensibilidade, 
correspondência histórica e análise de incerteza. As técnicas do Hiper Cubo Latino 
foram utilizadas para análise de sensibilidade e redução de parâmetros de incerteza. 
Os objetivos estabelecidos para o escopo de estudos foram conduzidos com uma 
análise detalhada das corridas de simulação e culminaram com êxito os resultados 
promissores dentro da duração especificada do projeto. 
 
4.3 Hiper Cubo Latino 
 Segundo Nathanail et al., 1991 o método hipercubo latino é uma alternativa 
ao Monte Carlo para seleção de amostras a partir de uma função de distribuição de 
probabilidade. 
 Risso et al., 2009 descrevem em um de seus trabalhos que a técnica do 
Hipercubo Latino seleciona valores aleatoriamente de forma dependente. Tal 
método divide a distribuição em intervalos com probabilidades iguais de sorteio e 
seleciona um valor aleatório pertencente a cada um dos intervalos. O método de 
Hipercubo Latino é preciso para a reprodução das distribuições de probabilidade 
escolhidas para as variáveis de entrada e, consequentemente, para o cálculo de 
estatísticas geradas pela simulação, uma vez que o intervalo da distribuição é 
utilizado de maneira mais equânime e consistente. 
 Ainda em trabalhos de Risso et al., 2010 expõem que o método de Hipercubo 
Latino é caracterizado pela divisão da faixa de incertezas em sub-regiões e em cada 
uma destas regiões são realizados sorteios, que diferentemente do método de 
Monte Carlo, força que o número de sorteios esteja na faixa correspondente a ser 
analisada, como mostrado na figura abaixo. Para 11 regiões, as probabilidades de 
cada região são apresentadas na Tabela 4.1. Com o final do estudo concluiu-se que 
o método é eficaz e eficiente e pode ser adotado mesmo quando forem gerados 
poucos sorteios, mesmo com muitos atributos. 
45 
 
 
 
 
 
 
Figura 4. 2: Sub-regiões do Hipercubo Latino. (Modificado de Risso et al., 2010 ) 
 
 
Tabela 4. 1 -: Probabilidade de cada região. (Modificado de Risso et al., 2010 ). 
 
 
Ekeoma e Appah, 2009, utilizaram o método de amostragem Hipercubo Latino 
para analisar dois campos de gás já esgotados e com recuperação final conhecida. 
De acordo com os autores, o método HCL é menos empregado na indústria do que 
a simulação de Monte Carlo, mesmo com a grande capacidade de fornecer o 
mesmo resultado que o concorrente e sem precisar de muitas simulações. A 
precisão do método foi analisada através da comparação com o valor da 
recuperação final de gás conhecida. O método estimou o fator de recuperação de 
93,3% para o gás, impulsionando o esgotamento do reservatório. O estudo mostrou 
que o método de amostragem HCL é um bom estimador para reservas de gás. 
 
46 
 
 
 
5 METODOLOGIA 
A metodologia realizada neste trabalho pode ser classificada como descritiva 
e explicativa realizada com dados distribuídos pelo professor Dr. Valmir Risso, para 
realizar um estudo de viabilidade econômica de um projeto de E&P de um Campo de 
Petróleo. 
Abaixo segue o fluxograma de realização das principais etapas do projeto. 
 
 
Figura 5. 1: Fluxograma de elaboração do projeto. 
 
 
5.1 Elaboração da Planilha Econômica 
Inicialmente foi criada uma planilha denominada de VPL ou de Avaliação 
Econômica, com o auxílio do software Excel, a partir dos dados inicialmente 
recebidos, na qual foram inseridas as fórmulas referentes às receitas (retorno sobre 
a produção) e saídas (custos de exploração, operação, e abando do campo). Sendo 
que os dados iniciais tratavam do tempo de projeto, número de poços produtores e 
injetores, início da produção, intervalo da perfuração, início e intervalo de abandono 
dos poços, início da injeção, custos dos poços, custos dos equipamentos, encargos 
governamentais, produção diária, qualidade dos fluidos, depreciação e custo de 
abandono. Sendo que as fórmulas referentes a estes cálculos estão na 
47 
 
 
 
Para facilitar o manuseio e posteriormente fazer às análises e avaliações a 
planilha foi toda automatizada. 
Os valores requeridos ao findar a planilha são os volumes produzidos e os 
volumes injetados, no respectivo momento de ocorrência, VPL e TIR. 
 
5.2 Análise das incertezas e definição dos multiplicadores 
Pra conhecer o risco que está associado ao projeto é preciso avaliar as 
incertezas que correspondem a cada atributo. Foram pré-definidos, pelo professor 
orientador deste projeto Valmir Risso, as 10 características para realização desta 
análise, cada qual com sua própria incerteza, distribuição e percentis, como pode 
ser analisado na Tabela abaixo: 
 
Tabela 5. 1 - Incertezas de cada atributo do projeto 
 
Distribuição 
INCERTEZAS PERCENTIS 
 
Mínimo Média Máximo Pessimista Provável Otimista 
PREÇO DO ÓLEO TRIANGULAR 0.83 1.00 1.17 85.00 50.00 15.00 
PREÇO DO GÁS NORMAL 0.79 1.00 1.21 88.00 50.00 12.00 
IR/CSLL TRIANGULAR 0.84 1.00 1.16 86.00 50.00 14.00 
PIS/COFINS UNIFORME 0.76 1.000 1.240 83.33 50.00 16.67 
ROYALTIES NORMAL 0.78 1.00 1.22 90.00 50.00 10.00 
TX DE DESCONTO ANUAL NORMAL 0.80 1.00 1.20 88.00 50.00 12.00 
SÍSMICA NORMAL 0.78 1.00 1.22 88.00 50.00 12.00 
CUSTO DA PLATAFORMA TRIANGULAR 0.84 1.00 1.16 86.00 50.00 14.00 
EQUIPAM. DE PRODUÇÃO NORMAL 0.81 1.00 1.19 88.00 50.00 12.00 
CUSTO DE PERF. E 
COMPLET. UNIFORME 0.77 1.00 1.23 83.33 50.00 16.67 
 
 Com esses valores da Tabela 5.1 é possível entrar nas Planilhas de 
Distribuição de Probabilidade, presentes no Anexo 1 deste trabalho, e encontrar os 
multiplicadores de cada atributo. 
 Estes multiplicadores dos atributos são os pontos médios fornecidos pela 
respectiva curva de distribuição e serão utilizados na análise de sensibilidade para 
multiplicar cada característica separadamente, e ver qual foi a variação do VPL e da 
TIR. 
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5.3 Análise de Sensibilidade 
 A analise de sensibilidade é realizada para descobrir quais são os atributos 
que mais influenciam no VPL e na TIR, neste projeto serão escolhidos 4 atributos 
críticos entre os 10 possíveis, os quais estão sequenciados na Tabela 5.1. 
 Para efetuar a análise de sensibilidade foram utilizados os multiplicadores 
calculados na etapa